2015年，中國(guó)問(wèn)鼎全球光伏發(fā)電裝機(jī)容量最大的國(guó)家，累計(jì)裝機(jī)容量超過(guò)43GW。預(yù)計(jì)“十三五”期間還將保持每年15-18GW的新增裝機(jī)。以每瓦投資成本7元計(jì)算，預(yù)計(jì)2016年進(jìn)入光伏電站開(kāi)發(fā)的投資資金將超過(guò)千億元。但是，光伏電站投資中風(fēng)險(xiǎn)重重、大浪淘沙，大量資金如何更理性地選擇投資標(biāo)的?

傳統(tǒng)上，集中式電站的大面積開(kāi)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(bào)。然而，實(shí)際情況卻事與愿違。限電、土地性質(zhì)、補(bǔ)貼拖欠、霧霾等問(wèn)題，對(duì)電站的實(shí)際收益都產(chǎn)生了很大的影響，使得投資回報(bào)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(jià)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(jī)增速遠(yuǎn)超用電需求增速，影響電力消納

2015年，中國(guó)全社會(huì)用電量增速進(jìn)一步放緩，為5.55萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增速僅0.5%。電力需求增速的放緩已經(jīng)對(duì)供給端產(chǎn)生了一定的影響。2015年全國(guó)發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)下降為3969小時(shí)，同比降低349小時(shí)，是1978年以來(lái)的最低水平。傳統(tǒng)用電大省廣東、浙江等火電利用小時(shí)數(shù)僅有約4000小時(shí)，低于全國(guó)火電平均發(fā)電小時(shí)數(shù)4329小時(shí)。這也預(yù)示著東部用電大省未來(lái)接受外來(lái)電的意愿將進(jìn)一步降低。

相比于全社會(huì)用電量的低增速，全社會(huì)裝機(jī)量快速增長(zhǎng)。2015年全社會(huì)裝機(jī)量15.07億千瓦，新增裝機(jī)1.4億千瓦，同比增長(zhǎng)約10%。新增機(jī)組的增速遠(yuǎn)高于新增電力需求的增速，將對(duì)整體電力消納能力帶來(lái)新的挑戰(zhàn)。

同時(shí)，在2015年新增裝機(jī)的1.4億千瓦中，火電新增7000多萬(wàn)千瓦，風(fēng)電新增3200萬(wàn)千瓦，光伏新增1500萬(wàn)。火電仍然占據(jù)一半以上的新增裝機(jī)容量，在電力消納能力增長(zhǎng)有限的情況下，要保證新增火電機(jī)組的發(fā)電小時(shí)數(shù)，勢(shì)必對(duì)光伏發(fā)電產(chǎn)生一定的影響。

根據(jù)中電聯(lián)的預(yù)測(cè)，2016年全社會(huì)用電量增速約1%-2%，電力裝機(jī)量增速約6.5%，新增裝機(jī)增速遠(yuǎn)超過(guò)用電需求增速的現(xiàn)狀短期內(nèi)不會(huì)改變，可再生能源的限電問(wèn)題仍然是一大挑戰(zhàn)。

因素二：補(bǔ)貼資金延后，導(dǎo)致投資收益率嚴(yán)重下滑

國(guó)補(bǔ)資金缺口可能長(zhǎng)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(xiàng)目國(guó)補(bǔ)大多處于拖欠狀態(tài)。一些用電大省為鼓勵(lì)行業(yè)發(fā)展，提前墊付國(guó)補(bǔ)的部分補(bǔ)貼，這樣的墊付模式長(zhǎng)期難以為繼。

根據(jù)遠(yuǎn)景能源阿波羅光伏的初步測(cè)算，“十三五”期間僅光伏新增裝機(jī)所需的補(bǔ)貼就達(dá)到400億元，而同期社會(huì)新增用電量帶來(lái)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(guó)補(bǔ)資金的延后發(fā)放會(huì)影響項(xiàng)目運(yùn)行期的現(xiàn)金流狀況，導(dǎo)致項(xiàng)目投資收益率大幅下降。嚴(yán)重的會(huì)導(dǎo)致項(xiàng)目現(xiàn)金流斷裂，賬期銀行貸款無(wú)法有效償還，產(chǎn)生信用風(fēng)險(xiǎn)。

以江西某項(xiàng)目為例，補(bǔ)貼拖欠三年，現(xiàn)金流減少1.9億元，IRR嚴(yán)重下滑。

因素三：標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)，III類(lèi)資源區(qū)投資價(jià)值浮出水面

2015年12月，國(guó)家發(fā)改委《關(guān)于完善陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的通知》文件提出，集中式光伏項(xiàng)目I類(lèi)和II類(lèi)資源區(qū)上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整為0.8元/千瓦時(shí)和0.88元/千瓦時(shí)，III類(lèi)資源區(qū)調(diào)整為0.98元/千瓦時(shí)。

電價(jià)調(diào)整后，集中式電站投資集中的I、II類(lèi)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(dá)到10%。相比之下，III類(lèi)資源區(qū)投資收益受到的影響很小，投資價(jià)值進(jìn)一步凸顯，成為集中式光伏電站開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)。

而其中，中東部地區(qū)可供開(kāi)發(fā)的資源豐富，價(jià)值空間顯現(xiàn)。

除此之外，集中式光伏電站的開(kāi)發(fā)決策還需要對(duì)影響投資價(jià)值的可開(kāi)發(fā)資源、土地、環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)等諸多因素進(jìn)行綜合考量，理性地進(jìn)行投資決策。

但毋庸置疑的是，面對(duì)紛繁復(fù)雜的影響因素，光伏電站投資者在進(jìn)行決策時(shí)，往往難以進(jìn)行系統(tǒng)科學(xué)的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估和價(jià)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(bǔ)傳統(tǒng)的項(xiàng)目收益評(píng)估工具的不足。