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投资光伏电站的企业大致分为两种： 一种是做BT（Build Transfer）的投资商，建成后出售从而获得利润；一种是长期持有的投资商。 另外，还有一些掮客，利用自己一些独特的资源获得项目备案，再介绍给前两种投资商进行开发。 然而，无论你是上述哪一种，下面这几个省份的地面电站项目，最好不要碰。如果做备案或建成后转让的，可能很难转让出手；如果是长期持有的投资商，项目收益可能很难达到预期。 
在现行的管理办法下，拿到省内的年度规模指标，是进入国家可再生能源补贴目录，使项目未来获得可再生能源附加补贴的基本条件； 如果进入不了补贴目录，则项目只能拿到所在地的脱硫煤标杆电价，远低于光伏的标杆电价。在目前条件下，项目肯定是无法实现盈利的。
江西、安徽、河南、湖北等省份，都有大量已建、在建项目在排队拿省内的指标，排队项目的规模，很可能已经超过2020年之前该省可能获得指标的总规模。 6月30日，江西省能源局发布《关于向光伏发电企业进行风险警示的紧急通知》，明确告知光伏电站开发企业： 全省违规在建或拟新开工项目远远超过未来几年国家可能安排给我省的光伏电站建设计划。大部分项目即便参与竞价，也无法及时获得国家建设计划，项目存在严重亏损的风险。请你们立即要求所有无建设计划的在建项目一律立即停止建设，拟新开工项目不得开工。自行新开工或继续建设的项目，其风险由企业自行承担。
因此，如果江西省的项目现在才开始开展前期工作，估计很难拿到规模指标，即项目未来拿不到国家的可再生能源附加补贴。 10月27日，安徽省能源局发布了《我省先建先得光伏电站建设形势分析报告》，介绍了安徽省的光伏地面电站开发情况。 截止2016年8月底，全省已备案20兆瓦及以下先建先得光伏电站项目344个，装机6622兆瓦。其中，并网项目66个，装机1304兆瓦，占全省并网光伏电站装机54%；在建项目64个、装机1250兆瓦。并网项目中，有53个项目、装机1024兆瓦确认了光伏电站规模指标，约占已建成并网装机规模的80%。
表1：安徽省各地项目储备情况 
安徽省能源局的介绍非常明确： 已经并网的项目，还有280MW未获得指标；在建项目，还有1250MW未获得指标。累计已经1530MW了！也就是说，安徽省已经有153万kW的项目开始一段时间可能只能拿到脱硫煤电价了。
再加上正在排队的、已备案的6622MW项目，就是815.2万kW的项目了。虽然无法预测未来能源局每年能给安徽多少的规模指标，但不出意外到2020年之前，肯定不会超过400万kW。也就是说，即使是现有备案的项目，也有一半以上到2020年之前也拿不到规模指标。
11月3日，河南省《2016年三季度河南省光伏电站建设情况》，介绍了河南省2016年前三季度的光伏电站建设情况： （一）建成项目。截至9月份，全省光伏电站新增并网规模191万kW，累计装机规模达到213万kW。 （二）在建项目。截至9月份，各市（县）上报、在建光伏电站总规模预计368万kW，其中，6月30日至9月份新增并网规模32万kW；主体工程已完工、近期拟并网规模26万kW；其他在建规模310万kW。各市（县）上报情况见附件。 （三）2016年光伏电站年度指导规模使用情况。国家批复我省2016年光伏电站年度指导规模50万kW。6月30日前已并网且通过第三方评审和公示的14个项目，规模29.3万kW，按并网时序直接纳入2016年度指导规模。从2016年6月30日至9月底，根据省电力公司提供数据，全省又新增并网32万kW。我委正对该批项目依照并网时序、逐一进行容量核实，核实后对其中全额并网项目进行公示，公示后列入2016年度指导规模，直至2016年规模用完为止。 表2：河南省各地项目储备情况 
可以看出， 河南省1~6月并网159万kW，7~9月并网32万kW，累计191万kW。其中，159万kW中有29.3万kW使用了2016年的规模指标（129.7万kW应该是2014、2015年的规模指标），所以要从32万kW项目中再选20.7万kW的项目进入2016年的规模指标名单，则会有11.3万kW已经并网的项目拿不到2016年的指标。
再考虑336万kW的在建项目，正常情况下年底前可建完，也拿不到2016年的指标。也就是说，2017年河南将有347万kW的建成项目排队等规模指标！正常情况下，到2020年，河南估计也拿不到347万kW的指标！
10月11日，湖北省能源局发布了《湖北省2016年光伏电站竞争比选结果公示》，126个备选项目的总规模达到532万kW！
国家给湖北2016年普通光伏项目的指标为60万kW，而仅排名前60的项目，总容量就超过了250万kW，是国家规模指标的4倍还多！ 因此，湖北省已经有472万kW项目在排2017年以后的规模指标了！同样，正常情况下2020年之前，估计国家给湖北省的规模不会超过400万kW！ 前几天，南方能源观察发表了一篇《弃风率44％，弃光率32％，有了特高压，新疆新能源困局为何仍无解？》的文章中介绍： 2016年上半年，西北五省（区）新增风电并网容量40.1万kW，累计并网容量3742.8万kW，占全网总装机的18.7%；风电发电量244亿kWh，占全网总发电量的8.2%；利用小时数688小时，弃风电量155.3亿kWh，弃风率38.9%。 西北五省（区）中，甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻，弃风率依次为46.6%、44.2%和20.9%。光伏的弃光电量也达到32.8亿kWh，弃光率达到19.7%，新疆、甘肃的弃光率高达32.4%和32.1%。
新疆省内对风电、光伏的消纳已经到达极限；由于种种原因，特高压并没有很好的解决电力外送的问题。因此，当地的很多企业认为“新疆的问题，近两三年内不会解决，甘肃也一样”。 同时，近日国家能源局发出通知，将进一步收紧此前已经纳入规划但还未正式开工的煤电基地项目，包括： 新疆准东煤电基地准东至华东、宁夏宁东煤电基地宁东至浙江、内蒙古鄂尔多斯煤电基地上海庙至山东、陕西陕北煤电基地榆横至山东输电通道配套煤电项目的投产规模以及内蒙古锡盟煤电基地，锡盟至山东、锡盟至江苏输电通道配套煤电项目。
一方面，与煤炭基地配套的光伏项目规模将被取消，如准东基地就规划了2.5GW的光伏项目；更大的影响在于，随着煤电基地建设的放缓，与其配套的特高压电网项目的建设是否也会放缓或者说送出容量变小，这可能会进一步加剧一些地区的“弃光限电”。
新疆、甘肃的限电问题短期内“无解”命题，这就决定了光伏项目的收益测算都是不靠谱的！
7月15日，华能云南分公司等15家云南企业联合发文，坚决反对云南省物价局之前发布的《关于征求云南风电、光伏发电价格政策意见》。据悉，云南省物价局此前发出征求意见稿称： 在国家可再生能源补贴电价标准不变的情况下，参照云南水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价。
这是什么意思呢？ 光伏标杆电价 = 脱硫煤标杆电价 + 国家补贴 0.88元/kWh = 0.3358 + 0.5442
那“云南水电企业平均撮合成交价”是多少呢？ 2013年12月，云南省物价局下发了《云南省物价局关于调整完善我省丰枯分时电价政策有关问题的通知》，将38个水电站上网电价统一调整规范为0.27元/kWh，其中中小水电站上网电价统一调整为0.235元/kWh。该电价政策自2014年1月1日起执行。
在市场竞争的条件下，预计云南省的水电企业平均撮合成交价”可以下降到0.2元/kWh以内（目前，鲁布革、以礼河、绿水河、六朗洞等厂网分离水电站的价格都在0.18元/kWh以内）。 把“脱硫煤标杆电价”换成“水电企业平均撮合成交价”，这就意味着云南省电网公司承担的0.3358元/kWh这部分，要下降到0.2元/kWh以内。每度电的电价下降0.13元/kWh以上。
这相当于是降低了“存量电站”的电价！ 然而，15家企业的联名抗议并没有取得效果，该文件还是被执行了！ 因此，云南之前所有项目的财务测算都要推倒重来，收益率将大大降低！ 除此之外，云南省对光伏项目并不是特别欢迎，今年拒绝了普通地面光伏电的指标。之前跟云南项目业主了解：他们2015年底并网的电站，由于没能拿到2016年的指标，现在只能拿脱硫煤标杆电价，否则就晒太阳。
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