2015年，年集中国夺冠大部分国家光伏发电装机容量非常大的中式资金资讯国家，累计装机容量超过43GW。光伏预计“十三五”期间还将保持每年15-18GW的电站新增装机。以每瓦投入资金成本7元计算，投入预计2016年进入光伏电站开发的价值投入资金资金将超过千亿元。但是分析，光伏电站投入资金中风险重重、行业大浪淘沙，年集大量资金如何更理性地选择投入资金标的中式资金资讯？
　　
　　传统上，集中式电站的光伏大面积开发聚集在光辐照资源好的地方，以图获得更高的电站投入资金回报。然而，投入实际情况却事与愿违。价值限电、分析土地性质、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，使得投入资金回报不尽人意。
　　
　　光辐照资源较好的地区并非一定有较高的投入资金价值。光伏电站投入资金，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年以来的较低水平。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，可更新能源的限电问题仍然是一大挑战。
　　
　　因素二：补贴资金延后，导致投入资金收益率严重下滑
　　
　　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更新能源设立资金新增收入只有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，导致项目投入资金收益率大幅下降。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类资源区投入资金价值浮出水面
　　
　　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，集中式电站投入资金集中的I、II类资源区光伏电站的投入资金收益受到的影响非常大，部分地区投入资金收益下降幅度可能达到10%。相比之下，III类资源区投入资金收益受到的影响很小，投入资金价值进一步凸显，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入资金价值的可开发资源、土地、环境风险等诸多因素进行综合考量，理性地进行投入资金决策。
　　
　　但毋庸置疑的是，面对纷繁复杂的影响因素，光伏电站投入资金者在进行决策时，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入资金决策提供支持，弥补传统的项目收益评估工具的不足。