2015年，中國問鼎全球光伏發(fā)電裝機容量最大的國家，累計裝機容量超過43GW。預計“十三五”期間還將保持每年15-18GW的新增裝機。以每瓦投資成本7元計算，預計2016年進入光伏電站開發(fā)的投資資金將超過千億元。但是，光伏電站投資中風險重重、大浪淘沙，大量資金如何更理性地選擇投資標的?

傳統(tǒng)上，集中式電站的大面積開發(fā)聚集在光輻照資源好的地方，以圖獲得更高的投資回報。然而，實際情況卻事與愿違。限電、土地性質(zhì)、補貼拖欠、霧霾等問題，對電站的實際收益都產(chǎn)生了很大的影響，使得投資回報不盡人意。

光輻照資源最好的地區(qū)并非一定有最高的投資價值。光伏電站投資，除了輻照資源外，還要綜合考慮多方面的因素。

因素一：裝機增速遠超用電需求增速，影響電力消納

2015年，中國全社會用電量增速進一步放緩，為5.55萬億千瓦時，同比增速僅0.5%。電力需求增速的放緩已經(jīng)對供給端產(chǎn)生了一定的影響。2015年全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)下降為3969小時，同比降低349小時，是1978年以來的最低水平。傳統(tǒng)用電大省廣東、浙江等火電利用小時數(shù)僅有約4000小時，低于全國火電平均發(fā)電小時數(shù)4329小時。這也預示著東部用電大省未來接受外來電的意愿將進一步降低。

相比于全社會用電量的低增速，全社會裝機量快速增長。2015年全社會裝機量15.07億千瓦，新增裝機1.4億千瓦，同比增長約10%。新增機組的增速遠高于新增電力需求的增速，將對整體電力消納能力帶來新的挑戰(zhàn)。

同時，在2015年新增裝機的1.4億千瓦中，火電新增7000多萬千瓦，風電新增3200萬千瓦，光伏新增1500萬。火電仍然占據(jù)一半以上的新增裝機容量，在電力消納能力增長有限的情況下，要保證新增火電機組的發(fā)電小時數(shù)，勢必對光伏發(fā)電產(chǎn)生一定的影響。

根據(jù)中電聯(lián)的預測，2016年全社會用電量增速約1%-2%，電力裝機量增速約6.5%，新增裝機增速遠超過用電需求增速的現(xiàn)狀短期內(nèi)不會改變，可再生能源的限電問題仍然是一大挑戰(zhàn)。

因素二：補貼資金延后，導致投資收益率嚴重下滑

國補資金缺口可能長期存在，延后發(fā)放可能成為常態(tài)。

據(jù)業(yè)內(nèi)人士普遍反映，2013年9月后并網(wǎng)的項目國補大多處于拖欠狀態(tài)。一些用電大省為鼓勵行業(yè)發(fā)展，提前墊付國補的部分補貼，這樣的墊付模式長期難以為繼。

根據(jù)遠景能源阿波羅光伏的初步測算，“十三五”期間僅光伏新增裝機所需的補貼就達到400億元，而同期社會新增用電量帶來的可再生能源基金新增收入只有186億元，在不考慮存量缺口的情況下，又增加了新的資金缺口。

國補資金的延后發(fā)放會影響項目運行期的現(xiàn)金流狀況，導致項目投資收益率大幅下降。嚴重的會導致項目現(xiàn)金流斷裂，賬期銀行貸款無法有效償還，產(chǎn)生信用風險。

以江西某項目為例，補貼拖欠三年，現(xiàn)金流減少1.9億元，IRR嚴重下滑。

因素三：標桿電價下調(diào)，III類資源區(qū)投資價值浮出水面

2015年12月，國家發(fā)改委《關(guān)于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》文件提出，集中式光伏項目I類和II類資源區(qū)上網(wǎng)電價調(diào)整為0.8元/千瓦時和0.88元/千瓦時，III類資源區(qū)調(diào)整為0.98元/千瓦時。

電價調(diào)整后，集中式電站投資集中的I、II類資源區(qū)光伏電站的投資收益受到的影響較大，部分地區(qū)投資收益下降幅度可能達到10%。相比之下，III類資源區(qū)投資收益受到的影響很小，投資價值進一步凸顯，成為集中式光伏電站開發(fā)的熱點。

而其中，中東部地區(qū)可供開發(fā)的資源豐富，價值空間顯現(xiàn)。

除此之外，集中式光伏電站的開發(fā)決策還需要對影響投資價值的可開發(fā)資源、土地、環(huán)境風險等諸多因素進行綜合考量，理性地進行投資決策。

但毋庸置疑的是，面對紛繁復雜的影響因素，光伏電站投資者在進行決策時，往往難以進行系統(tǒng)科學的風險評估和價值判斷，更加需要基于數(shù)據(jù)的量化模型為投資決策提供支持，彌補傳統(tǒng)的項目收益評估工具的不足。