政策导向与补贴退坡的双重影响
光伏发电行业投资要点的首要考量在于政策环境演变。我国已建立包含财政补贴、绿证交易、消纳保障等在内的政策体系，但2023年全面实施平价上网后，行业进入市场化发展阶段。投资者需重点关注各地光伏配储政策、电力交易规则及碳交易市场衔接机制，这些要素直接影响项目收益率模型。山东等光伏大省要求新建电站配置15%-30%储能设施，虽增加初始投资成本，但可通过参与调峰服务获得额外收益。
技术路线选择的经济性博弈
在组件技术迭代加速的背景下，N型TOPCon与HJT电池的经济性比较成为核心课题。当前TOPCon电池量产效率达25.8%，较PERC提升1.5个百分点，且设备改造成本仅需0.3元/W，适合现有产能升级。而HJT技术虽具备更高理论效率（26.5%以上），但银浆耗量高、设备投资大，更适合新建产线。这种技术路线分歧要求投资者建立动态评估模型，既要计算初始投资成本，也要考量技术生命周期内的发电增益。
供应链波动下的成本控制策略
多晶硅价格从2022年30万元/吨高位回落至当前6万元/吨，带动组件价格跌破1元/W关口。但产业链各环节利润分配格局正在重构，硅料企业毛利从75%降至25%，而电池片环节毛利提升至15%。投资者需构建包含硅料期货套保、长单锁定、设备折旧分摊等要素的成本模型。特别是跟踪支架渗透率提升带来的成本优化空间，目前国内渗透率不足20%，较欧美市场50%渗透率存在明显提升空间。
分布式与集中式电站的收益差异
户用光伏电站IRR（内部收益率）可达8%-12%，显著高于地面电站6%-8%的收益率水平。这种差异源于分布式项目的自发自用比例和电价溢价，特别是工商业屋顶项目通过能源管理合同可获得稳定现金流。但需警惕地方电网接入容量饱和风险，山东、河南等光伏大省已出现局部区域限发限并现象。投资者应建立区域消纳能力评估体系，优先选择配网改造进度快的投资区域。
海外市场拓展的风险对冲机制
欧美市场光伏组件需求持续增长，但贸易壁垒和本地化生产要求构成新挑战。美国IRA法案提供的0.7美元/W税收抵免，推动中国企业通过东南亚产能布局获取补贴资格。投资者需构建地缘政治风险评估矩阵，重点监控关键物料运输通道和专利壁垒。欧洲市场对碳足迹认证的严格要求，倒逼企业建立硅料溯源体系，这将成为未来出口竞争的重要门槛。
光伏发电行业投资要点本质是技术迭代、政策演变与市场需求的动态平衡。成功的投资决策需要构建包含技术经济性模型、政策敏感性分析、供应链弹性评估的三维框架。随着钙钛矿叠层电池、智能运维系统等创新技术的商业化，行业将进入新一轮价值重构周期，具备全产业链把控能力的投资者将获得超额收益。