【中玻網】2015年，中國奪冠大部分國家光伏發電裝機容量非常大的國家，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。以每瓦投入資金成本7元計算，預計2016年進入光伏電站開發的投入資金資金將超過千億元。但是，光伏電站投入資金中風險重重、大浪淘沙，大量資金如何更理性地選擇投入資金標的？
　　
　　傳統上，集中式電站的大面積開發聚集在光輻照資源好的地方，以圖獲得更高的投入資金回報。然而，實際情況卻事與愿違。限電、土地性質、補貼拖欠、霧霾等問題，對電站的實際收益都產生了很大的影響，使得投入資金回報不盡人意。
　　
　　光輻照資源較好的地區并非一定有較高的投入資金價值。光伏電站投入資金，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對供給端產生了一定的影響。2015年全國發電設備平均利用小時數下降為3969小時，同比降低349小時，是1978年以來的較低水平。傳統用電大省廣東、浙江等火電利用小時數僅有約4000小時，低于全國火電平均發電小時數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。
　　
　　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電小時數，勢必對光伏發電產生一定的影響。
　　
　　根據中電聯的預測，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狀短期內不會改變，可更新能源的限電問題仍然是一大挑戰。
　　
　　因素二：補貼資金延后，導致投入資金收益率嚴重下滑
　　
　　國補資金缺口可能長期存在，延后發放可能成為常態。
　　
　　據業內人士普遍反映，2013年9月后并網的項目國補大多處于拖欠狀態。一些用電大省為鼓勵行業發展，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更新能源設立資金新增收入只有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。
　　
　　國補資金的延后發放會影響項目運行期的現金流狀況，導致項目投入資金收益率大幅下降。嚴重的會導致項目現金流斷裂，賬期銀行貸款無法有效償還，產生信用風險。
　　
　　以江西某項目為例，補貼拖欠三年，現金流減少1.9億元，IRR嚴重下滑。
　　
　　因素三：標桿電價下調，III類資源區投入資金價值浮出水面
　　
　　2015年12月，國家發改委《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》文件提出，集中式光伏項目I類和II類資源區上網電價調整為0.8元/千瓦時和0.88元/千瓦時，III類資源區調整為0.98元/千瓦時。
　　
　　電價調整后，集中式電站投入資金集中的I、II類資源區光伏電站的投入資金收益受到的影響非常大，部分地區投入資金收益下降幅度可能達到10%。相比之下，III類資源區投入資金收益受到的影響很小，投入資金價值進一步凸顯，成為集中式光伏電站開發的熱點。
　　
　　而其中，中東部地區可供開發的資源豐富，價值空間顯現。
　　
　　除此之外，集中式光伏電站的開發決策還需要對影響投入資金價值的可開發資源、土地、環境風險等諸多因素進行綜合考量，理性地進行投入資金決策。
　　
　　但毋庸置疑的是，面對紛繁復雜的影響因素，光伏電站投入資金者在進行決策時，往往難以進行系統科學的風險評估和價值判斷，更加需要基于數據的量化模型為投入資金決策提供支持，彌補傳統的項目收益評估工具的不足。