光伏領域正流行著一個新趨勢——到下游去。

除了英利、正泰、中盛光電等大小光伏企業打著“一站式太陽能電力解決方案提供商”的大旗，向下游滲透消化產能。不少“門外漢”和資本大鱷也應聲而入。近日松遼汽車投資22.8億投資新疆、甘肅的光伏發電項目，以及投資房地產起家的鄭建明四度抄底江西賽維、海潤光伏等企業就是最有代表性的兩例。

不止一位大佬表示，中國光伏產業的最后一塊蛋糕在下游，但一窩蜂的轉移是否會讓行業再現當年產能過剩的問題？對下游來說，這將是一個巨大的挑戰。

重拾下游

1年前，投資光伏電站的很多企業還在采取獨立電站運營商（IPP）的方式。1年后，光伏企業和剛剛進入的資本已經更加青睞BOT模式。

BOT即“建設-經營-轉讓”模式，這種模式對資金的回收能力較好。一般來說，建設裝機規模10兆瓦以內的光伏電站，4～6個月即可完成，建好后轉手賣給下家。據業內人士推算，一座電站的毛利率預計在30%～40%。即便光伏電站建成后未能及時轉出，也可以通過賣電，10年內逐步收回成本。

而這種情景似乎是光伏設備產能過剩的重現。幾年前，由于光伏板價格下降，國內光伏產能以接近100%的速度激增，但補貼等政策尚不明確，國內電站建設速度較慢。而經過業內人士測算，光伏電站組件價格已下跌超過30%，這讓電站建設成本減少約20%，原有的外銷通道由于歐美雙反而不定，“建設-經營-轉讓電站”成為轉移風險和保有收益的手段之一。

光伏之所以迅速涌向下游，一方面是產業發展的必然規律，但7月15日推出的“國八條”無疑成為企業的定心丸。

在規劃中，除了提出到2015年總裝機容量達到3500萬千瓦以上，較之此前的規劃提高了75%。對于消納，國八條明確指出，“電網企業要保障配套電網與光伏發電項目同步建設投產，優先安排光伏發電計劃，全額收購所發電量”的要求；而針對資金，國開行等政策性銀行對其電站投資業務給予了低成本的貸款支持，并提供一筆較大數額的授信，此外，國家還將擴大可再生能源基金規模，光伏電價高出部分用基金補貼。

不僅是光伏，風能也持續向下游轉移。《中國風電發展報告2012》顯示，2012年中國主要風電設備制造行業產能已達到30吉瓦以上，但當年國內新增風機裝機容量僅為18吉瓦，且經歷2011和2012年的增速放緩后，2013年開始，海南、山東、、廣西等省份均有多個密集的風電項目獲批，且風電發展開始呈現從內陸向海邊轉移的趨勢。

盡管業內對產業轉移處于觀望狀態，但各路資本的舉動已迫切地表達著一種期待，即所投的電站或風場將成為一種消化產能的模式，一臺幫助其解決資金鏈困境的“印鈔機”。

不可取代的通道

而模式成立的前提是，電站有人買、綠電能消納。

這并非易事。投資綠電的企業多是希望通過將建好的電站轉手，以盤活資金。但問題是，不少企業都抱有這種心態，如果這樣，項目建好后或將面臨“觀望者眾、出手者少”的窘境。以光伏企業為例，即便是消化了過剩的設備產能，也不過是將光伏板的存放地點由庫房搬進電站。

如果是轉手難，消納就是另一個途徑。國八條明確支持分布式發展，于是有人指出，投資電站的方向將從西部轉到中東部，規模也將由大型電站轉為建設分布式光伏。但盤點近期投資的多個光伏項目，多數企業仍把重點放在甘肅、內蒙古、青海等傳統新能源基地。眾所周知，這些地區風光條件優越，但缺少耗能的大工業，加上目前對環境的要求，這讓地方政府需要尋找一種“不產生過多污染、又能大量耗能”的消納方式。

這種方式并非奢望，云計算中心就是其中一種。近期，媒體稱張家口云計算數據中心項目有望今年開工建設。項目所在的冀北地區是國家千萬千瓦級風電基地之一，截至2013年2月底，冀北電網風電裝機容量639.05萬千瓦，風電最高日發電量占比達20%以上，且當地自身消納能力較差。如果類似的項目在各地建成，將成為清潔消納多余電力的重要途徑。

但問題是等不及。參照已建設的項目，一座占地為12萬平方米的云計算中心，保守的建設周期為4年左右。而根據目前公開的信息，張家口的云計算中心總建筑面積將達到30萬平方米，這個速度無法與新能源基地的建設速度比肩。類似的消納方式一旦無法建起，綠電消納仍需要借助外送。

綠電外送的最大挑戰就是穩定性。風電具有隨機性、波動性和間歇性特點，光伏受天氣和氣候的影響大，且光伏發電技術轉化率一般不超過15%。因此，綠電外送需要引入互補裝置，減小其對系統的沖擊和影響，提高綠電外送的經濟性。

在青海、黑龍江一些水資源比較豐富的新能源基地，水電互濟是解決新能源穩定性不佳的方式。而在河北、甘肅、寧夏、內蒙古等水資源短缺的地方，化學儲能是當前最佳的辦法。目前，風光儲能結合最佳范例就在河北省張北，在國家風光儲輸示范工程一期項目中，除了風機和光伏設施，還有世界上規模最大的鋰電池儲能電站與集中監控平臺，24.5萬節電池支持著風能和光伏大規模實現友好并網。

而這種模式正在被更多綠電基地使用，除張北二期工程將新增風電裝機40萬千瓦、光伏裝機容量6萬千瓦和儲能裝置5萬千瓦外，寧夏、青海等地也已經規劃或建設風光儲項目。

外送經濟桎梏

與不斷提高的技術相比，綠電送出的經濟性卻始終未得到過多重視，最明顯的問題就是配套提速和儲能價格。

從現有項目的經驗看，多數電站建設時間較短，而相應的配套設施從審批到建成耗時較長。譬如張北風光儲輸示范項目，2010年，已有建設“張北——南昌”特高壓工程的消息。但直到2013年6月，相關配套的輸送工程才通過審批，完成環評外業調查。

按照張北風光儲輸一期的建設規模計算，風光電力裝機共14萬千瓦，以為每天出力10小時，每年200天計算，電量都能達到3.9億千瓦時。而根據新聞報道，2012年，張北風光儲輸一期全年共發電量2.4億千瓦時，僅相當于甘肅省全省的日用電量。之所以會出現限制出力，外送通道未能匹配無疑是原因之一。

而未來，光伏將向下游大批轉移，限制出力不僅將關乎幾家企業的前景，而且會打擊投資者對新能源產業的信心。隨著“國八條”貸款政策推出、資本大量進入，出力受限不僅不利于光伏產業恢復，還會連帶影響到為其實施貸款的機構和個人。

除了通道建設，儲能補貼不到位也會阻礙綠電送出的效率，而其中，風電受到的影響最大。

當下，不少風電場正面對一個尷尬的現實：儲能本身價格過高，風場安裝儲能收益卻很低。在風光儲電站中，最佳的情況是儲能設施利用峰谷電價，在風力較大的夜間低價充電，白天則放電銷售。根據各地發改委目前的政策，全國峰谷電價比大多在4：1～4.5:1浮動。有人測算，通過儲能提升10%～20%的風電利用率每年可增加電費約1000萬～2000萬元，而儲能電池的年折舊費已在3000萬元以上。

不少綠電項目因為成本難以承擔，減少了原有計劃中儲能規模。但這會引發一種不良循環：因為儲能廠商拿到風場這樣的大訂單減少，產品成本就更降不下來，綠電項目更加用不起，長此以往，綠電送出受到影響，讓產業發展面臨諸多瓶頸。