三、如何保障项目的基本收益？
根据2016年初中国气象局发布的2015年全国平均的固定式最佳倾角首年利用小时数情况为
1）东北、华北、西北及西南大部地区在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区在1500h以上；
2）陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部在800～1100h之间。
3）四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区不足800h。
可见，首年利用小时数在1500h以上、800h以下的都是小数地区，大部分地区在800~1500h之间。
之前武连明先生曾做过一个研究，基于理想模型获得的反算电价如图1所示。
1、不考虑限电因素、不考虑补贴拖欠情况、不考虑通货膨胀因素；
2、采用现行增值税和所得税政策，电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/kWh；
3、组件首年衰减2.5%。以后每年衰减0.7%；
4、全投资融资前内部收益率为8%。
上述测算条件是非常理想的，在目前条件下是不可能的。
图1基准收益率（ic=8%）下的反算电价
从上图可以看出，即使在不可能实现的理想模型下、以6元/Wp的价格考虑，
0.55元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1500h也无法实现8%的基准收益率；
0.65元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1300h也无法实现8%的基准收益率；
0.75元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1150h也无法实现8%的基准收益率。
与前文的资源数据对应就可以发现，如果采用征求意见稿中的电价，即使在最理想的条件下，几乎所有光伏项目都无法保障8%基本收益率。然而，包头0.52元/kWh与阳泉0.61元/kWh如何解释？
四、0.52元/kWh与0.61元/kWh的电价
任何行业都有佼佼者。在大多数企业的造价水平为6元/W的时候，也会有个别企业能做到5.5元/W，但并不代表行业的整体水平。
领跑者的投标单位都是行业的领先企业，中标的更是领先的佼佼者，中标项目几乎都是行业的最低电价，但阳泉的中标电价中位数为0.77元/kWh；包头的中标电价中位数为0.57元/kWh。
如果连行业最优秀的企业、最低限度也只能做到的水平，也高于征求意见稿中的标杆电价，那也就意味着行业大多数企业其实已经失去了竞争的机会。
五、标杆电价只是门槛
众所周知，目前光伏实行的是竞争性配置。即国家能源局给出的标杆电价仅仅是门槛，要获得项目规模指标，必须跨过这个门槛，给出更低的电价。
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