中国西部70座光伏电站大调查

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       2013年1月，记者历时23天，前往陕西(西安)、青海(西宁、格尔木、德令哈)、甘肃(武威、金昌、张掖、敦煌、阿克塞、嘉峪关)、新疆(哈密、乌鲁木齐)总计12个城市，考察了近70座光伏电站并采访部分当地发改委相关部门。本文将从总量、并网、前景等多个角度来观察西部光伏电站的现状、前景以及其中的问题。

       遍地开花的产业园

       根据NPDSolarbuzz的统计数据，2012年中国光伏装机总量达4.7GW，中电联给出的并网量为1.49GW。青海凭借近1GW的装机量依然成为中国最大的省份，甘肃、新疆、内蒙、江苏和宁夏位列其后，这六个地区总共占超过60%的份额。

       正如2010年前后东部地区几乎每个市都冒出一个光伏产业园区，2012年在西部几乎每一个城市都有一个光伏产业园区，不同的是前者是用来生产光伏相关产品的，后者是用光伏产品发电的。2011年，格尔木等少数几个西部城市成为了光伏装机的焦点地区，而2012年，西部已有十多个城市的电站规模达到数百兆瓦。如今青海、甘肃、新疆几乎每一个城市都最少有一个光伏发电园区，并且大多数光伏发电产业园都按照GW级规模设立。

       2012年底，格尔木完成了装机达到1GW的目标，达到1.03GW。据格尔木能源局局长刘新平介绍，东出口的光伏产业园规划用地在2013年即将用完，如今格尔木能源局正联合相关部门对新的电站用地进行规划，向西北方向延伸。

图一：青海格尔木200MW光伏电站

       甘肃省装机量有望追赶青海省，虽然装机规模提升了，但并网量却少一些——项目核准时间晚以及并网难是两个主要原因。成立于2009年的武威金太阳新能源高新技术集中区，最早曾定位为养殖业和化工建材，随着甘电投在当地投资光伏电站，后来定位于新能源发电。该园区初步计划设三个区，一、二区总计90平方公里，目前已有14家企业进驻开发电站，三区的70平方公里土地曾计划作为光热发电园区，但由于推进太慢而重新调整为高耗能化工园区，规划20平方公里，计划引入光伏制造业及污染较低的化工业。

       目前，武威金太阳园区规划了985MW项目，已并网的项目为116MW，具备并网能力的是314MW，这些项目将通过园区内的3个110kV升压站送出。目前送出能力受到限制。该园区与电网公司协调后，在距离园区20公里的地方建设一座330kV的升压站，拥有2台24万千伏安的主变，送出能力达480MW。如果加上武威民勤县的项目，目前武威市建成、在建及取得路条的光伏项目总计达到1.5GW。

图二：甘电投武威10MW光伏电站

       金昌，被称为中国的“镍都”，最大的企业为金川集团。金昌发改委能源科孟祥中表示，2012年底前，金昌一共有18家企业获得路条。根据甘肃水利水电勘测设计研究院在去年5月份制作的金昌光伏发电场规划报告，金昌共规划了六个光伏电站发电场：西坡、金武、河清滩、骅尖滩、东大山、周家井，前三个将优先开发。

       张掖市共有六个县区，每个县区有一个光伏产业园区及其装机目标。根据规划，张掖在2015年计划建成3000MW光伏电站。张掖发改委能源科何焱表示，目前有31个项目获得路条，其中龙源1期10MW和黑河水电50MW已经并网。2012年横店东磁和昱辉的项目一直没有动工，何焱表示将调整业主。虽然有调整业主的情况，但何焱透露，不允许企业拿到路条后再私自转让。作为农业城市，张掖也在探索光伏与农业大棚的结合并制定相关规划，“已经有项目开工，但没有建成。我们已经在做规划，也有公司与本地农业示范园区探讨合作建设”。

       2012年以前，张掖大都是9MW的项目，2012年以后放开了，相关部门的意见是实力大的批的容量大一些，实力小的就先批一点，如果做得好就再增加容量。

       敦煌目前建成了超过100MW的电站，但2012年新增装机显然没有达到规划预期，根据规划，2013年底前建成1GW电站，并且2012年获批待建的项目为330MW。力诺50MW、金风30MW、晶澳50MW等项目最终没有做，而还有很多项目仍未完工，导致当地并网量远小于安装量。嘉峪关的嘉西百万千瓦级光伏产业园(下称嘉西产业园)也没有达到规划预期，按照规划该地区在2012年底目标实现1000MW装机，最终只达到200MW。哈密地区是新疆光伏装机最集中的地区。哈密最早推动的是石城子光伏产业园区，从2010年起步，2011年底建成35MW，2012年底累计装机达到138MW，目前已有11家业主入驻。2012年哈密地区发改委又委托西北勘测设计研究院光电设计分院编制了烟墩、巴里坤县以及伊吾县三个园区的规划，这三个地区的规划总量是2020年4.5GW。其中烟墩园区计划做风光互补，将依托当地的2GW风电特许权项目，在风场内搭配1.5GW光伏装机，为了避开叶片、塔筒的遮挡、阴影一共划分出大约5个区域。

图三：国电电力哈密石城子20MW观念光伏电站

       虽然电站规模越来越大，但是当地政府开始意识到光伏电站对经济的贡献有限，并开始寻找其他的推动思路。格尔木能源局局长刘新平表示，目前对光伏电站的税收实施三免三减半的优惠政策，因此光伏电站对当地的投资拉动明显，但税收有限，格尔木在积极引入光伏产业链。金昌孟祥中有同感，光伏电站对当地经济拉动作用不大，前几年收不到多少税，就业也带动不了多少人，希望也能有制造业投资。与此类似，在大规模推动光伏电站的同时，各产业园区也在积极就光伏制造业进行招商。

       2013年起，武威金太阳园区的电站路条“开始重点支持在当地投资加工制造业的企业，那些即使自己不投但能协助引入加工制造企业的业主同样可以获得支持”。金太阳园区副主任张国伟介绍，目前电网对光伏电力还在限制负荷，电力送出遇到瓶颈，只能就地消纳。所以该园区在积极引入高耗能项目，与光伏电站进行搭配。张主任表示，希望给甘肃的节能减排指标放宽一些。海润200MW组件工厂以及润峰的组件厂已经在武威投产运行，另外宁波一家企业在当地投资了一个支架加工厂。金昌则计划引入恒基伟业100MW组件生产线和艾力克的300MW组件生产线(厂房已建成)。

       记者在敦煌采访时，遇到了敦煌发改委等政府部门组织的光伏招商会，三峡新能源、晶科能源、帏盛太阳能、北京能高、聚恒太阳能等多家企业的高管与当地进行投资对接。除三峡新能源计划投资电站外，敦煌发改委更希望晶科、帷盛等在当地投资制造工厂。

       甘肃要求各产业园区能配套一些制造业项目，并且优先考虑能带来制造业的企业的电站审批，但并不做硬性规定。从另一方面看，这些来投资的企业往往也要求当地政府帮他们卖产品，甚至会与相关部门签署一份协助销售的协议。

       在哈密政府部门看来，相对于火电、煤炭来说，光伏的经济带动作用小；还要求用工方面必须用一定比例当地的工人。另外哈密也在引进光伏制造企业，如荣信、特变电工新能源已经在哈密广东工业园区落地，以带动当地税收。哈密地区发改委能源科张慧表示，“想来哈密落地的企业还是比较多的，我们从中选择了这么两家——特变电工和荣信，因为荣信涉及的产业还包括风电的一些产业，也会有一定的相应光伏资源配给他们作为支持。配备的资源按照最低的标准，比如给一期也先批20MW，看他们进展情况，做得好的话会考虑后续。”

       目前，西部的电站用地大都采取无偿划拨、有偿使用的政策，但更具体的政策各地也不一样。武威为了更好的建设金太阳园区，当地政府组织业主筹资，每平米征收5元配套费，用于做公路、水、电以及迁移所在地坟墓等的公共支出。该园区每平米每年的使用费为1元。金太阳园区内铺满了柏油路，并计划建设一座旅游性质的观光塔。

       金昌的土地划拨是无偿还是有偿尚未确定。在规划范围内，电站的荒滩用地每平米25年费用为21.6元/平米；工业园区的土地费用为38元/平米。金昌正泰电站负责人田昌权也不清楚土地费用是多少，“按照国有荒滩进行的土地无偿划拨，但收多少费用还不知道”。张掖各区县的土地政策在具体操作上都有一些差异，何焱表示，“理论上电站所在的荒漠用地都为无偿划拨，只是象征性的收取一些土地使用费，每年约1元/平米”。正泰阿克塞电站项目经理王占国透露，阿克塞的土地使用费为25年使用权15元/平米，如果优惠的话可以下降到7.5元/平米，对于26万平米的占地面积能节省一笔可观的费用，但还没有获得批准。

       哈密的土地也是无偿划拨、有偿使用，要交土地使用税，但标准还没有定下来。哈密地区最早一座电站是2011年底投运的，到现在还没有交任何费用。按照标准大约是每平米每年一元钱。中广核特许权项目是执行每年1元/平米，但一直没有收过。“一般到要收的时候地区政府会突然下发一个规定。”

       各光伏园区所产生的电力目前大部分仍以本地消纳为主。甘肃省电力公司表示鼓励本地消纳，目前整个甘肃省的电力都出现富余，如果本地消纳能力不够电力送出会出现困难。甘肃省发改委曾与甘肃电力公司沟通了2013年部分地区路条规模，并向电力公司征求意见，以避免并网难的区域出现过多光伏电站。金昌是甘肃并网条件最好的地区之一，一方面本地电力消耗量大，2012年耗电量约90亿千瓦时，电力主要来自当地的小火电和小水电；另一方面并网点多，共有1座750kV汇集站，4个330kV和23个110kV的升压站。金昌市大部分新能源电力供应本地，如果外送的话将与酒泉电网连接。金昌计划2015年用电量达到140亿千瓦时。相比之下，2012年张掖用电量只有33亿千瓦时。

       就在规模不断扩大时，也有企业选择退出。在格尔木，国投、百科光伏、钧石、赛维LDK退出了2012年的新增装机名单。其中，百科光伏在当地的项目路条被青海发展投资有限公司买下。退出的主要原因之一是资金匮乏，由于电站短期收益不明显，不少电站后继乏力。国投则因为2000万质保金等相关地方政策转而在其他地区投资。

       2012年的新故事

       抢占市场份额

       在分布式市场还不明朗之前，不断增加规模的西部仍然是各设备厂商关注的重点。在青海、甘肃、新疆三省，据不完全统计，英利和晶科是出货量领先的组件厂家，逆变器市场是阳光电源和艾默生，支架方面则是帷盛和安泰科。EPC总承包方面，越来越多的企业选择自己做总包，如中电投、中节能、华能、润峰、北控等。EPC企业业务量前三名分别为国电光伏、特变电工以及振发新能源。

       国有企业仍然是西部电站开发的主体，市场份额超过60%。越来越多的民企则以灵活的形式参与进来。正泰、特变电工和润峰是开发量最大的三家民营企业，2012年装机量都在200MW左右。其中，以电气设备为主营业务的正泰和特变电工是少数几家几乎可以提供从组件、支架、逆变器到汇流箱、变压器以及其他电气设备的企业。其中，正泰通过入股帷盛涉足支架业务。

       2012年组件和逆变器投标在年中一度成为各个厂家竞争的热点，而业主为了做对比往往采用多个品牌的产品。京能格尔木电站在采用了多家品牌的组件后，其负责人郎永杰表示对天合光能和亿晶的售后比较满意，“他们的销售会不定期来维护，工程师会带仪器对业主随机挑选的组件进行现场功率测试”。2013年，各供应商的售后和关系维护将成为在新一轮招标中的砝码。越来越多的业主开始不对EPC总包进行招标，而是自己做总包，把各项分包对外招标，并且设备上采取统一招标。

       合作将成为组件企业参与电站开发的重要模式。关于组件企业转型做电站投资的优势和劣势业内评判不一，但参股的方式在一定程度上消解了劣势。晶科在2012年出货量的提升得益于其团队的灵活策略，其中在电站中参股是一个很好的途径。在张掖黑河水电一期50MW电站中，晶科能源占9%股份，黑河水电与青海兆辉矿业分别占51%和40%股份。在甘肃金昌，晶科除了自己投资的电站外，还参股了当地最大的企业金川集团的200MW电站，其中100MW的项目晶科有相当大的自主权。据晶科某项目负责人透露，这种合作模式一方面能绑定项目未来几年的出货量，另一方面并网得到保证后无论股份转让还是抵押都能对现金流有所帮助。在敦煌，晶科和帷盛将以合作的模式参与到三峡新能源的上百兆瓦项目中，为其2013年的出货量提供保障。

       海润在甘肃武威国电电力的项目中也持有20%股份，据悉海润在国电电力其他项目上也参与持股。航天机电在华电嘉峪关电站中占有股份，2014年之前后者在当地的装机目标为100MW。相比于2011年仅资金入股阳光能源20MW电站，台湾永盛在2012年更是带了一个团队来到格尔木进行技术合作，永盛总经理陈嘉萍看好中国大陆的光伏市场，他选择与科诺伟业做联合体施事电站建设。

       随着组件和逆变器等设备的竞标降价，2012年电站造价也有所下降。京能格尔木一期20MW投资额2.83亿，二期20MW下降到2.2亿；北控的二期20MW投资额2.32亿比一期20MW的3.5亿下降了1/3；华能格尔木电站三期每瓦约10-10.5元/瓦，比前一年下降10%，这其中包括并网设备支出，具体数据要等完工核算得出；龙源格尔木在2010年底建成的一期项目为18元/瓦，2011年底建成的二期花费下降到16元/瓦，2012年的三期项目约为13元/瓦。据知情人透露，龙源格尔木公司被强制采用国电集团下属国电光伏的组件和EPC服务，导致其无法更好控制成本。组件和逆变器价格下降是一方面，另一方面是二期项目与一期共用主控室和升压站，而这部分投资都算在一期中。就在2013年初，已有多家组件企业透露出消息，今年年中组件价格可能会有所回升。

       晶硅组件在西部仍然占绝大部分的市场份额，薄膜组件的份额越来越小。除了薄膜组件厂，如汉能等自建电站外，很难找到使用薄膜组件的项目。国投敦煌特许权项目曾使用了部分钧石组件做试验，但转换效率不好也就没有在新项目上使用。

       技术提升

       华能格尔木电站副总经理陈松涛认为设计对电站的影响很大，设计院的方案往往与真实的建设有一些出入。“像我们的三期项目最后基本上是自己定方案然后让武汉联动设计院出的图纸。设计院工作人员的想法与我们业主的想法不一样。设计院的基础结构设计比较保守，不考虑电站的经济效益，如果按照设计院的方案施工，第一投资成本要高，第二工期没法保证，施工工艺和施工方法没办法满足现场要求”。

       华能格尔木公司也在根据经验进行优化设计，每一期做完后都要把优化设计方案总计下来，再交给设计院在下一期项目中执行。此次三期的优化设计每MW能节省10万元，如逆变器室的面积和设备布置就进行了改善；电缆用量逐渐减少；这次要求支架厂商不再使用连接片，而是用钢结构的瓴条，单根长10.5米，可以节省工程费用，并且稳定性也提升了。

       北控格尔木二期与一期项目，桩基础改变了，采用了条形基础桩。格尔木的地质条件，如果下雨多了后桩很容易下沉，1.5米的柱型地桩下面都虚了，但是条形桩就不容易出现这种问题，并且寿命要长。条形基础桩的成本会略有增加。另外打桩的水泥标号提高了，一期项目的C25混凝土用的是325标号水泥，二期改成C35，用的是425标号水泥。格尔木的地质为中度腐蚀，对水泥有弱腐蚀，对钢筋有中度腐蚀，要同时提高水泥标号和做防腐层。如果只做防腐层而不提升水泥标号，意义不大。李红亮表示，一期工程已经完工，存在的几个硬伤是不可逆转的，在后期的建设中一定要把硬伤解决掉。北控格尔木一期这些硬伤包括，支架的钢厚度不够，镀锌层也不够厚，使用的材料差，刚性软。一期的35kV主电缆采用了铝芯电缆，虽然比铜芯电缆价格低，不会被盗，但是寿命短，估计12年就差不多到头了，另外导电性能也差。

       在阳光能源格尔木二期项目中，每排组件的间距从一期的5.7米增加至6米，以减少阴影的影响。华能格尔木三期也选择了10MW子阵将间距从5.7米增加至6米，以对比不同间距下的发电量。

       “看不见”的功率

       此次考察之初，西勘院光电分院副院长肖斌曾提醒记者，注意了解每座电站的确切装机功率。这个提醒使得此次考察有了新的发现。一般每座电站的装机数字只保留到个位数，如10MW，而不会说10.23MW。事实上，有一些电站还会在核准装机量之外再多装一点。

大唐德令哈新能源的15MW项目实际上安装了17.5MW组件，但是电气容量仍为15MW，“不敢多报”。在业主看来，多装的组件可以填补15MW的功率损失，“万一组件效果不好可以补上，更好提升发电量”。神舟光伏张掖电站的18MW电站也多安装了2MW。

       相比那些多装组件的电站，北控的二期20MW项目则发现缩水了。北控绿产青海新能源公司副总经理李红亮透露，他们的功率不足20MW了。其原因是两家供应商承诺组件是正偏差，但经过中科院电工所无锡分所的抽检，发现两家33.3%的组件都出现负偏差，最大的每块组件能少4瓦。虽然正公差多出来的瓦数可能会弥补一些负公差所带来的减损，但还是出现了功率损失。李红亮表示，在2012年青海发改委的一次会议上有关专家提出对组件进行千分之二的抽检，虽然会产生一些费用，但值得去做。“工程师在现场随机抽选，选中的贴上封条送到无锡，现在只是检测了功率，防冰雹、老化等测试报告要2月份左右全部出来”。至于如何弥补，李红亮表示，可能会更换部分组件。事实上，一期项目上北控就曾要求某组件厂商更换过组件。

       种种抱怨

       在寒冷的一月份，记者在走访时仍然发现不少项目仍然在施工。大唐德令哈新能源的负责人为此感到烦恼，“政府核准的太晚，这是通病，每年都下半年才批准，而冬天不好施工，土建难做，工人也难找，平日每天150元的工资到了冬天都涨到200元。为此电站质量多少会出现一些问题，并网后消缺要做到今年7月份。但不得不做，即使没有电价变化的影响，给青海政府交的

       2000万质保金只有在元旦前完工才能拿回来。”黄河中型水电有限公司的德令哈聚集电站负责人也在抱怨，“最好10月份组织大规模并网验收。到了冬天温度低，电缆表皮很脆，严重影响工程质量。”这种抱怨在很多电站业主那里都能听到，“任何一家企业都不想冬季施工。”为甘肃金昌三峡新能源项目做总包的中海阳项目经理段传胜表示，“10月份开工时当地已经很冷了，基础桩的质量受到必然的影响。”除了施工困难，一些设备到场都要十月底以后，“路途远，天气不好，都会影响工期。”在西部获得大量项目订单的支架厂商安泰科就因为项目集中开工导致供货紧张而引起了各个业主的强烈不满。

       虽然青海海西州大部分电站已经在12年12月底到13年1月底期间完成了并网验收，但据德令哈聚集电站负责人讲，“整个海西州新建电站的接入系统审查意见和批复文件都还没有拿到。”同样，电站所占用的土地应有的批文一些业主也都没有拿到，“就像孩子上学了，但户口还没有办”。事实上，集中验收给当地电力公司等相关部门也带来了较大的压力。某电站负责人透露，“电网公司走马观花，验不出真正问题。从大局上看查出的问题越多越好，这样才能更好整改。”

       根据国网的要求，每座电站必须安装光功率预测系统。如华能格尔木电站，每套南瑞功率预测系统的初装费为50万，之后每年要缴5万的技术服务费——主要是天气等实时数据的下载。在走访过程中，很多业主反馈相关的系统精度不高，甚至会出现20%或者更高的误差。一位电站业主也表达了不满。“包括国网电科院在内的几家公司不成熟的设备都要用，我们拿它头痛，光功率预测系统都不准，每年都在升级改造”。

       阳光能源格尔木项目也在抱怨光功率预测系统，“不太稳定，多云时误差比较大。”功率预测不准确将影响电网调度，进一步影响电站并网功率。

       另一个引起很多电站业主不满的是逆变器检测。华能格尔木使用了三种品牌逆变器，国网电科院必须对每种品牌的逆变器进行检测，“收费太高了，检测第一台逆变器要83万，以后每增加一台18万”。力诺德令哈一期项目使用了两种逆变器，给一种型号做低电压穿越要花费93万，再增加一种多家27万，“反正要的钱多”。

       而国网电科院也感到委屈，一位在甘肃做监测的人员表示，“我们检测一个用几种逆变器的电站要花近一个月的时间，加上冬天日照条件不好，经常不具备实验条件，耗费大量的人力物力，成本比较高”。他坦陈国网的设备和流程需要改进，检测的经验也不足，正常的话1-2周可以完成，现在还达不到。目前国网电科院主要对相关设备的低电压穿越和电网适应性进行检测，以评估其电能质量和功率特性，其频率扰动测试一天能测一台逆变器。

       闹心的工程款

       同2011年的建设热潮一样，2012年西部电站建设中依然出现了农民工讨薪闹事的现状。很多电站的资金依赖贷款，贷款发放慢就导致工程资金发放推迟。但伴随普通讨薪现象的减少，“恶意讨薪”的情况开始突出。一般情况下，业主或总承包的分包单位需要在当地找包工头或者工人，而包工头会在合同额之外找理由多要一些钱。其中一个因素是，由于低价中标再层层分包，价格被逐渐压低，导致最后的分包商即使做下来也赚不到钱。最后包工头只能再通过各个渠道讨要资金。另一种因素是分包单位或者包工头利用政府对少数民族问题的重视而实施的欺诈。在格尔木，某业主告诉记者，分包的工程款都结清了，当时的工人也都拿到工钱撤场了，包工头又从其他地方用80元/天的工钱雇来人员讨薪。

       武威金太阳园区副主任张国伟也时常处理园区内类似的事件，“当地都总结出有三个地方的农民工不能用”。甚至张国伟也因为向某业主推荐工程队而惹上麻烦。由于工人工资不高，在去年秋天中电国际武威电站正处在施工期时，大量工人被提供更高工资的秋收工作吸引，一度导致工程停滞。中电国际项目经理希望园区推荐工程队，张国伟推荐的工程公司负责人后来因为价格过低可能导致亏损等原因携款逃跑，使张国伟受到无辜牵连。

       安泰科也饱受恶意讨薪之苦。这家去年获得了大量订单的支架厂商，除供应产品外还拿到支架、组件的安装分包合同，但由于缺乏项目经验和人员，安泰科的下级分包单位管理出现大量漏洞，从格尔木到德令哈，再到哈密和吐鲁番，安泰科饱受分包单位的“讹诈”。特变电工新能源做总承包的哈密华电项目中采用了安泰科的支架，据特变新能源项目经理曹文兵说，安泰科在2012年两次“赔钱”，“他们跟包工头签的合同是按照工程量付款，包工头最后硬说工程量多了，最后赔了一百多万。”在曹文兵看来，一些工人已经形成习惯，“只要进来干活就乱要钱，还有一套要钱的方法，先把项目部围起来，找业主单位，再闹到劳动局和市政府。这种现象从2010年就有了。”

       在格尔木，用当地人施工已经近乎成为“禁忌”。

       但在哈密地区，市政府要求项目中必须用一定的本地劳动力，“在这个问题上市政府不作为，并且更下级的乡政府领头给项目包工”，一位在哈密做过多年项目的知情人透露，“事实上农民工早被包工头控制了，我曾经看到过他们的合同，一年工资3.5万人民币，他们被包工头逼着闹事。”这些不甚正规的分包单位或包工头们在多次恶意讨薪成功后，便养成了这个“坏习惯”。一个出现农民工讨薪事故的项目被哈密政府罚款10万元，但该项目业主至今也没有交罚款。

       缩水的投资收益率

       一家参与超过1GW的电力设计院的负责人告诉记者，“几乎所有光伏电站可行性研究报告中的内部收益率都是编凑出来的。”在他看来，企业也是无奈的。如果考虑到各个因素的影响，收益率要打折，打折后的内部收益率(IRR)可能就无法通过公司内部审核，只能把收益率算为合理的数字。影响IRR的既有外部的政策落实等因素，也有企业自身内部问题。

       被拖欠的电费

       事实上，在中国光伏市场的政策落实和环境改善理顺之前，大多数项目的IRR无法达到预期值。对电站业主来说，迟迟没有收到可再生能源补贴电费是需要克服的主要困难之一。

       华能格尔木光伏发电有限公司已经遇到了资金困境。这家属于华能青海分公司的二级核算单位在财务上必须自负盈亏，在开发了70MW电站后目前只能靠新贷款还旧贷款。华能格尔木陈松涛表示，目前每月从国网得到的脱硫标杆电价(0.354元/千瓦时)的近200万基本电费主要用来偿还供应商货款，根本不足以支撑还贷。根据供货合同，华能格尔木的付款方式为预付10%，设备到场付到40%，完成调试验收后付到90%。但实际上在电站并网后无法按合同付给供应商货款，“一二期项目是11年底建完到12年上半年付，三期的货款到13年上半年才能慢慢付完。现在欠厂家40%到80%不等，有些仍然只给了预付款。”据悉今年格尔木地区的电站业主大都存在延迟付设备款的现象，甚至还有一些项目连预付款都未给的。

       华能格尔木的现金流主要受电费拖欠的影响。陈松涛说，“2012年发电量8780万千瓦时，加上2011年的1140万千瓦时，一亿度电的电费目前只收到了2354万，还有8000万的可再生能源补贴没有到位。”华能格尔木电站只收到了2010年10月至2011年4月的70万元的可再生能源补贴，按照1.15元/千瓦时的电价计算实际兑现了只有50-60万度电的补贴。眼看现金流中断的陈松涛正在积极协调取回第三期20MW项目的2000万建设保证金，“有了这笔钱公司的现金流能维持到今年3、4月份，否则只能到2月底。坦率说2012年我们50MW电站是有一点利润的，但用贷款还贷款的方式让利润大部分都被银行‘吃掉’了。”

       在采访时，华能包括风电、光伏发电在内被拖欠的可再生能源补贴高达40亿，国电龙源电力被拖欠的费用为50亿。据悉国家财政部已经在积极协调资金尽快落实相应的补贴缺口。陈松涛表示，“如果补贴迟迟不到位，还会影响

       2013年的投资规模。”如果华能格尔木在上半年收不回2012年的电费，华能集团或许将不同意继续建设。

       龙源格尔木公司已经结算了一期项目在2011年4月份之前的电费，共获得90多万，但是更多拖欠的电费也使其现金流受到影响，“收到的电费都用来还贷款了，一、二期项目的IRR理论上要高于6%，但事实上比较差，可能十几年下来赚不到钱。”甘电投武威电站在运行一年多也只收到了0.3343元/千瓦时的标杆电价，“补贴电价从没收到过”。

       电费的拖欠导致企业的财务成本增加。对于用贷还贷的情况来说，如果一亿的资金被延迟发放，就相当于倒贴这笔钱的贷款利息。

       几乎所有电站的投资都依赖贷款。华能格尔木已经从国开行和中国农业银行分别贷款5亿元和2亿元，还有三期的1.8-2亿贷款尚未拿到。据悉，华能格尔木一期项目利率为5.76%，二期的利率为7.05%；三期的贷款本来与建设银行谈好，但到2012年12月中旬时反馈说做不了了，最后还是求助于国家开发银行。

       对于2012年新建项目，不少项目的贷款都没有到位，山一中氚格尔木20MW电站、青发投格尔木二期10MW电站、阳光能源格尔木二期20MW电站暂时没有拿到国开行的贷款。

       资金充足的北控在短时期内并不依赖贷款，其一期项目是国开行青海分行的支持，二期的资金目前是北控集团先行垫付，然后再就70%投资进行贷款融资。不缺钱的北控是青海唯一一家没有与国网做电费结算的业主——这与国网无关。李红亮透露，“按照固定资产投资项目来说，因为我们一期还没有做电站投资结算，在未做结算之前，营业收入要抵扣固定资产，如果结算电费那这部分收入要抵扣掉固定资产，意味着总投资减少了，作为国有资产不愿意这种情况发生。而北控集团有资金实力支撑下去。”

       并网困扰

       电网限电同样对理论上的IRR带来了巨大影响。陈松涛说，“在2012年4月前，电站的限发率为40%，之后几乎满发，但下半年还因为电网检修停发10天左右。”限发在整个西部地区是非常普遍的现象。2011年底并网的京能格尔木1期20MW电站在2012年只获得青海省电力公司10MW的送出容量批准，虽然由于其他原因导致该电站在2012年没有生产一度电，但理论上的限电比例达到50%。

       2013年，格尔木地区的光伏电站仍将面临严重的送出压力。海西电网公司地调处的一位工作人员向记者透露，2012年新增装机所发电力在2013年上半年几乎无法送出，只能保持2012年的送出容量，主要原因包括格尔木330kV聚明变电站扩建间隔、青藏联网柴达木750kV换流变电站要扩容及电网改造。举例如下，如果某公司在

       2011年和2012年各建设了20MW电站，在2013年电网设备改造完成之前，2011年的20MW仍可以并网送出，但2012年的20MW将无法并网，或者可以将2012年的项目并网，停掉2011年的项目。

       青海海西电力公司也在想办法。在海西地调处谢主任看来，“晚上光伏功率停掉后，交换功率特别大，需要大规模的备运容量，当地缺乏新的电源支撑点”。北控李红亮也有相同的看法，“大型光伏电场区面临主要制约问题之一是电力接入和送出，建议在这个区域设立电源支撑点，作为调峰电站，可以是火电、水电、燃气电站。光伏电站规模大了后如果出现急剧波动会对电网安全运行带来压力。对于这个调峰电源政府该给予合理、优惠的电价政策。”谈到外界对光伏电能质量的质疑，李红亮表示，“光伏组件产生的电力经过逆变器成为交流以后几乎没有什么谐波，连7次谐波量都到不了；而火电的交流发电机在运行的过程会产生谐波，要自己处理。一般高次谐波达到13次这个电能质量就非常差了。电网公司头疼的不是它的电能质量，头疼的是晚上没有，晚上不发电，晚上的缺口谁来补？电网公司要一个持久的平衡的负荷运行才能保证电网运行的安全。”

       在格尔木南出口的阳光能源电站，他们还遇到110kV外线要横跨青藏铁路的困难，接入点白杨变到柴达木变的线路在2013年6月份以前无法接通，或许到2013年底其一、二期项目都无法满发。神舟光伏张掖电站为了并网不得不花费1280万元架设33公里的线路，平均300米一座塔。敦煌的电网送出也有困难，限发的功率一般约10%，敦煌的各家电站在2013年也难以满发，因为110kV升压站的容量有限，另一条并网通道750kV汇集站在2013年6月份即将投运，但配套的330kV升压站正处在招标阶段，至少一年后才能建成。国电电力的运维员窦永亮告诉记者，“二期9MW正处于试运行阶段，每天只能投运1MW。”不远处的国投也面临限电难题，运维员梁子巍抱怨道，“鸣山110kV变电站限负荷，只能送出60%，这已经比去年好了，12年8月份之前只有2MW的并网量。”MEMC的18MW电站暂时也只能并上2MW。

       哈密在发展过程中同样遇到了并网难题。哈密政府在起步阶段摸着石头过河，采用行政手段协调各家利益。在沟通过程中，华电决定垫资9000多万建设220kV石城子公共汇集站。目前这座汇集站已经完成了2台180兆伏安的主变，外送能力达到360MW。华电将与接入该汇集站的电站业主“协商费用和变损分摊事宜，”关口计量点设置与上下网电量结算方式将由新疆电力公司、华电及并网发电企业共同协商确定。据特变新能源项目经理介绍，最初每家要交近2000万元，但没人交，最后交了600万。合建汇集站或许随着电站规模越来越大而更普遍，哈密220Kv汇集站的经验或许值得参考。

       这座汇集站已经在2012年底建成投运，但输电线路又成为新的瓶颈。原计划接入方案为：220kV哈房线(哈密南750变至十三间房220变)开口接入华电石城子汇集站，其中220kV送出线路工程由新疆电力公司投资建设。张慧透露到，“如果按照国网的流程完成招投标和设计就要到2013年6月了，为了让电站早日并网，哈密行署说服业主集资把线路先建起来，因为早投入运营所收到的电费要高于输电线路的投资费用。”这条近15公里的输电线路总投资约4000万，国网也没有明确表示如何补偿业主的集资。

       在多种因素的影响下，光伏电站的真实IRR与可研中所设计的数字在一定时期内有较大出入。陈松涛对他所管理的华能格尔木电站表达了惋惜，“账面上大概能够确保7%-8%的收益率，但现在实际只有1%-2%。”他总结道，“目前光伏电站发展的阻力主要来自以下两点，第一是国家财政补贴，第二个是电网接入，相关手续、检测繁琐，还要分摊电网的容量建设。”

       再看2011年的电站

       除了对2012年新增项目的关注，2011年建成的电站在2012年的运行情况也是此次考察的关注重点。发电量、产品质量、故障率、运维、后评估等是对这些电站进行检验的指标。2011年中国光伏装机量为2.9GW，在当年下半年的集中建设为后续的消缺、并网带来巨大的挑战。格尔木的500MW电站在2012年上半年出现了大面积的限电情况，直到下半年电网送出通道才打通，限电比例大幅降低。

       积累的经验

       龙源格尔木计划发展部部长李双良介绍道，部分设备在投运后一段时间会有一个疲劳期，磨合好了以后基本就正常了。在2012年，这座电站由于防水没做好，雨水进入逆变器导致一个IGBT模块炸过一次。逆变器故障在西部比较普遍，格尔木神光和钧石电站的逆变器都曾出现过炸机状况。力诺德令哈项目的逆变器则常出现漏油现象。青海锡铁山中广核电站中，出现过的逆变器炸机事故主要因为冷却风机损坏导致散热不好，主板电容器炸裂，通过定期更换风机后没有再出现过类似事故。

       海西地调处谢主任表示，2011年底建成投运的电站在2012年上半年出现小故障的频率较高，严重的导致电站脱网，地方电力公司为此提供了技术支持，去年6月份以后事故越来越少。部分故障来自于电缆接头，被击穿后导致线路跳闸，对电网产生冲击。海西地调要求各电站做设备实验，进行带电检测和停电检测，以在早期发现存在的问题。电气设备相比于组件来说故障频率更高。大唐德令哈新能源项目上就发生过两台变压器被烧坏的事故，原因是升压站母线短路，保护也没有起到作用。

       中电投哈密电站经过一年的运行，电站运维负责人朱军介绍了相关的经验，“每天两次巡检，设备问题主要来自产品采购质量把关不好。如汇流箱的模块、通讯设备等多少有点问题，电缆因施工造成破损也带来故障，逆变器整体还可以，主要的问题是浪涌保护和防雷模块故障。”

       参差不齐的发电量

       受不同因素的影响，2011年建成的电站在2012年的发电量变得参差不齐。

       北控格尔木1期发电量2600万千瓦时，李红亮表示，主要受2012上半年停网、检修、消缺等影响，6月30日才开始正式进入发电考核，另外格尔木2012年的天气状况不是很好，雨雪较多，受到一些影响。目前北控集团要求北控绿产对一期发电量不足进行分析并找到补救措施，这座电站要在今年三月份前完成后评估工作。

       山一中氚格尔木一期项目因为山东泰开的变压器出现故障导致2个月没有发电，最终只发了1300万度，比计划的1700万度少了近2成。力诺德令哈一期30MW电站在2012年2月份被限电的比例较高，每天并网不足10MW，“电网出现故障，汇集站的一台变压器烧了。”即使电网正常了，这座电站也很难到满负荷，受光线和灰尘的影响平时大约25MW。力诺德令哈一期30MW电站在与中广核、大唐等接触后依然没有卖出去。

       探索中的清洗、运维一座电站的发电量多少，除去本身的好坏外，运维也起到重要的影响。西部的风沙对光伏电站的发电量有直接的影响，电站清洗是运维的主要工作之一。经过一年多大规模的运行，对电站的清洗不同业主也积累了各自的经验。国电电力格尔木的10MW电站每次清洗费用约1万元，几乎每月清洗一次；龙源格尔木公司的清洗费用约为0.26-0.28元/平米，根据组件表面面积结算费用；力诺德令哈项目在2012年清洗了三次，每次4万多元，按照每块组件0.35元计算；黄河上游水电的200MW电站一般按照每月一次的频率清洗，每次耗费10-15天，当风沙大的时候就根据逆变器的功率是否降到80%以下来决定是否清洗。据电站运维人员李晖介绍，在组件下沿下方，随清洗时水落下来的一条线上开始长出骆驼草。

       北控格尔木电站大约每月清洗一次，一般找当地的清洗公司，但一年下来效果并不好。每次清洗费用约3万人民币，发电量提升10%-15%，通过一组清洗和一组未清洗的相同装机的子阵来对比。接下来他们可能会购买德国或意大利的自动清洗设备。

       有部分企业选择自己做清洗，如大唐国际、中节能等都自购洒水车，山一中氚则把装载机改造后加了一个水箱和两把喷枪。京能的郎永杰更青睐独自做清洗，“外包的话要2-3毛/平米，从花费上看不如雇佣4-8个工人，买两辆洒水车，每天不停清洗，还能兼顾做绿化。”

       一般来说，清洗需要用水，因此大多数电站都选择在站内打井。格尔木的水井为150-200米，如龙源的井深180米。格尔木水质碱性较大，北控的运维人员一度使用地下水做饮用水，一段时间后多位员工体内查出结石后公司才停止这种做法，选择从市内运水。一些业主在站内安装了地下水净化装置，过滤后的水可以饮用。

       黄河上游水电格尔木一期200MW项目的运维人员为8人，2期100MW投运后再增加至15人；国投敦煌项目28MW有6人做运维。一般来说，一座10-50MW电站需要4-6人做运维，主要负责电力数据查抄、巡检等。运维的好坏关系到一个电站的发电量的多少，由于大多数电站建成只有不到两三年的时间，各个业主都在积累相关的经验。

       此外，对于电站的高压部分，如35kV以上的线路和设备，需要委托有相关资质的电力建设企业进行代运维。北控将相关高压部分交给成立于2008年的青海省电力公司超高压运行分公司做代运维，费用是每年每MW一万元。

       受关注的后评估

       后评估是指项目在投产使用后一定时期对项目的全面评价，评估设计方案与实际运行效果的对差异，并进行优化消缺。此次考察的70座电站中有近一半项目计划或已经做了后评估，这其中部分业主找第三方做后评估，部分项目通过集团内部完成。

       华能格尔木将对其电站实施后评估，但面临两个问题：缺乏标准、找不到合适的公司。陈松涛表示，后评估将委托西安热工研究院做。中电投哈密电站正在寻找第三方机构进行后评估。而国电电力的光伏电站会通过集团内部的其他公司完成。

       中广核敦煌项目已经做过后评估，用平单轴跟踪的系统效率为83%，固定支架的系统效率为78%左右。在丁致和看来，影响系统效率最主要的问题是组件功率衰减。

       2013年，后评估或许会成为光伏电站的新热点。

       展望2013

       2013年青海的装机规划是1500MW，其中1000MW是大型地面电站，180MW是分布式，320MW为龙羊峡水光互补电站。黄河上游水电公司的320MW水光互补电站将推动中电投集团成为中国光伏装机量最大的国有企业，此外，中电投集团下属的黄河中型水电有限公司今年计划上报40MW。

       由于格尔木的土地不够用，国电电力计划2013年在德令哈投资30MW电站。青发投也在根据能否获得土地来规划2013年是否继续投资；龙源格尔木公司正在对2013年的100MW项目进行土地预审和环评，这个项目还承担了国家863的科研课题；大唐国际表示资金充足，计划在青海申报不超过200MW，其中格尔木公司计划再申请100MW，德令哈申报50MW；北控格尔木110kV外线的容量是70MW，在与发改委沟通后计划2013年把剩余的30MW容量全部用完，到2014年时就要考虑再加一条外线，如果不行就换塔换线，把塔改成双回路或者把240的线改成280的，提升一些容量。

       除了大型地面电站，格尔木也已经把分布式发电提上日程，格尔木能源局局长刘新平透露，已经与华电新能源签署合作协议，由华电做开发、投资、运营在当地打造分布式发电示范区。

       今年2月，青海第二座330kV汇集站在青海共和光伏园区建成投运。今年中利腾辉也将在青海发力，他们所收购的青海新能源在当地拥有6年1GW的项目储备。

       甘肃的光伏产业园要多于青海，但是并网条件要差一些，在2013年其装机量能否超过青海有一定难度。武威金太阳园区在2013年将继续向1000MW目标努力，完成任务后将不再扩大规模，与装备园区合并管理，张主任对未来去开拓新的园区充满了希望。

        金昌将成为甘肃装机的新亮点，截至2012年底已经有13家企业获得总计990MW的路条，预计2013年有700—900MW装机量，主要集中在西坡和金武、河西堡，河清滩区域则要等2、3年后330kV升压站建成时再开发。MEMC计划2013年在河西堡开发电站。2013年，华电计划完成嘉峪关100MW的规模，此前已经建设了45MW，今年计划申报55MW。哈密地区2013年新批的路条一共是310MW。哈密最近的一批路条是2013年1月6日下发的，张慧表示，“明确规定7月1日前必须办完所有前期手续，然后上报自治区发改委核准，否则视为路条作废。”一旦作为前期工作，哈密地区发改委再协助上报自治区发改委。只要前期手续办的快，获得核准的时间自然就早。

       近期已经有消息传出，2013年下半年西部大型地面电站上网电价可能下调至0.8-0.85元/千瓦时。张掖能源局何焱表示，“如果电价下调，有业主可能会放弃项目，国有企业还好，小的民营企业或许会退出。”不管电价如何调整，2013年将是中国十二五承上启下的一年，目前的规模与规划中的装机目标仍有较大差距，整个行业对今年装机量增长提速的希望仍在。

       来源：PV-Tech PRO

juelian1010

去年听说西部的电能从风电的顶峰时候就开始发电量大于用电量了，。。。。不知道怎么样啊

孙家欢

作者辛苦了，写的太好了。

孙家欢

写的特别好，反应了中国西部大型光伏电站的方方面面。

cdwr001

这个资料很详尽

qsc

资料详细，辛苦了

liaoyuan002002

资料详细，辛苦了，谢谢

dhmlsb

不看不知道。

dhmlsb

辛苦了一线记者，看到了很多以往看不见的信息。

kenkang2376599

以前还真的不知道，现在了解了。