2015年，中国问鼎全球光伏发电装机容量最大的国家，累计装机容量超过43GW。预计"十三五"期间还将保持每年15-18GW的新增装机。以每瓦投资成本7元计算，预计2016年进入光伏电站开发的投资资金将超过千亿元。但是，光伏电站投资中风险重重、大浪淘沙，大量资金如何更理性地选择投资标的?
传统上，集中式电站的大面积开发聚集在光辐照资源好的地方，以图获得更高的投资回报。然而，实际情况却事与愿违。限电、土地性质、补贴拖欠、雾霾等问题，对电站的实际收益都产生了很大的影响，使得投资回报不尽人意。
光辐照资源最好的地区并非一定有最高的投资价值。光伏电站投资，除了辐照资源外，还要综合考虑多方面的因素。
因素一：装机增速远超用电需求增速，影响电力消纳
2015年，中国全社会用电量增速进一步放缓，为5.55万亿千瓦时，同比增速仅0.5%。电力需求增速的放缓已经对供给端产生了一定的影响。2015年全国发电设备平均利用小时数下降为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。传统用电大省广东、浙江等火电利用小时数仅有约4000小时，低于全国火电平均发电小时数4329小时。这也预示着东部用电大省未来接受外来电的意愿将进一步降低。
相比于全社会用电量的低增速，全社会装机量快速增长。2015年全社会装机量15.07亿千瓦，新增装机1.4亿千瓦，同比增长约10%。新增机组的增速远高于新增电力需求的增速，将对整体电力消纳能力带来新的挑战。
同时，在2015年新增装机的1.4亿千瓦中，火电新增7000多万千瓦，风电新增3200万千瓦，光伏新增1500万。火电仍然占据一半以上的新增装机容量，在电力消纳能力增长有限的情况下，要保证新增火电机组的发电小时数，势必对光伏发电产生一定的影响。
根据中电联的预测，2016年全社会用电量增速约1%-2%，电力装机量增速约6.5%，新增装机增速远超过用电需求增速的现状短期内不会改变，可再生能源的限电问题仍然是一大挑战。
因素二：补贴资金延后，导致投资收益率严重下滑
国补资金缺口可能长期存在，延后发放可能成为常态。
据业内人士普遍反映，2013年9月后并网的项目国补大多处于拖欠状态。一些用电大省为鼓励行业发展，提前垫付国补的部分补贴，这样的垫付模式长期难以为继。
根据远景能源阿波罗光伏的初步测算，"十三五"期间仅光伏新增装机所需的补贴就达到400亿元，而同期社会新增用电量带来的可再生能源基金新增收入只有186亿元，在不考虑存量缺口的情况下，又增加了新的资金缺口。
国补资金的延后发放会影响项目运行期的现金流状况，导致项目投资收益率大幅下降。严重的会导致项目现金流断裂，账期银行贷款无法有效偿还，产生信用风险。
以江西某项目为例，补贴拖欠三年，现金流减少1.9亿元，IRR严重下滑。
因素三：标杆电价下调，III类资源区投资价值浮出水面
2015年12月，国家发改委《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》文件提出，集中式光伏项目I类和II类资源区上网电价调整为0.8元/千瓦时和0.88元/千瓦时，III类资源区调整为0.98元/千瓦时。
电价调整后，集中式电站投资集中的I、II类资源区光伏电站的投资收益受到的影响较大，部分地区投资收益下降幅度可能达到10%。相比之下，III类资源区投资收益受到的影响很小，投资价值进一步凸显，成为集中式光伏电站开发的热点。
而其中，中东部地区可供开发的资源丰富，价值空间显现。
除此之外，集中式光伏电站的开发决策还需要对影响投资价值的可开发资源、土地、环境风险等诸多因素进行综合考量，理性地进行投资决策。
但毋庸置疑的是，面对纷繁复杂的影响因素，光伏电站投资者在进行决策时，往往难以进行系统科学的风险评估和价值判断，更加需要基于数据的量化模型为投资决策提供支持，弥补传统的项目收益评估工具的不足。
