根据中国的发展战略性新兴产业规划，青海格尔木市被批准建设为太阳能发电基地。格尔木所在的海西蒙古族藏族自治州则计划打造更大的太阳能发电基地，2015年形成7.5GW装机规模，到2020年计划达到20GW规模。中广核太阳能开发有限公司在锡铁山计划投资100MW光伏项目，一期10MW 电站已经在年初建成并网，二期30MW项目也正在缓慢运作。而今年五月份的一个并没有明文发布的消息让原本按部就班推进的项目加速了，在并非所有项目都获 得核准的情况下，中广核太阳能计划在9月30日前将余下的二期、三期总计90MW项目全部建成并网。
隐蔽的消息
青海省格尔木郊区的一大片空地上，可以看到处处插满了标志牌，将大片的土地划分开来，每块土地都已经有了“主人”。走在这片土地上，会不时有村民凑过来说，装一块组件五块钱。与此同时，身边驶过一辆辆土方车，满载着沙石开向远方。看不到路的地方，是一片山，最高的山顶部还有积雪。
从荒凉到热闹，源于2011年5月开始流传在行业内为数不多企业的一条消息：青海地方政府许诺，向今年9月30日前并网的光伏电站提供1.15元/千瓦时的上网电价补贴。“青海930项目”之名即由此而来。最初，这个消息还在小范围流传，甚至一些业内人士还对此表示质疑。
经调查，青海省发改委相关部门在2011年5月9日召开会议，向与会者转达了为推进落实签约项目而提供1.15元/千瓦时电价的信息。此次会议的与会者主要来自已经与青海政府签署项目投资协议并拿到项目路条的企业，以及在青海有相关光伏产业投资的企业。此次会议的规模并不大，参与企业不足二十家。一家来自中部地区的全产业链光伏企业的国内销售负责人表示，就在5月10日，他便从参会的合作伙伴那里得到这个消息，并迅速组建针对青海项目的销售团队进行前期商务运作。
据了解，青海地方政府本来不想让参会企业以外的机构分羹1.15元/千瓦时的电价，但是消息最终在5月底前广泛传播出去了，并且不少企业特意向青海政府询问1.15电价的信息。而事实证明，消息出来前没有获得青海项目路条的机构，大部分也在此后被挡在了门外。
某国企负责人在接受媒体采访时，不愿意谈及最初得知消息的来源，特意提及是从电力报、能源报上的相关采访了解到的信息。
既然消息都变得隐蔽起来，要获得能拿到相关项目开发权的难度就可想而知。
1 2 8 下一页>“盛宴”入场券
从目前统计的项目数据来看，此次在青海有项目运作的企业基本都参加了5月9日青海省发改委组织的内部会议。如何能被邀请参加此次会议？一位知情人表示，能够参会的都是此前在青海拿到项目路条或者在当地有投资的企业。
从时间上看，最早在青海签署光伏发电项目投资协议的是青海新能源(集团)有限责任公司，这家本地企业签署了柴达木盆地GW级光伏电站投资协议，时间为2008年12月27日。2009年5月，国电集团子公司龙源电力集团与格尔木市政府签署投资40亿建设200MW光伏电站的协议。在龙源(北京)太阳能技术有限公司的员工看来，这便是能参加5月初关键会议的“入场券”了。为了巩固与当地政府的关系，龙源电力集团在今年6月份又与格尔木政府等相关机构签署了“龙源格尔木百MW光伏发电示范电站”的投资协议，并且这个项目还申请了国家863计划“大型光伏(并网、微网)系统设计集成技术研究示范及装备研制”项目。
表一：青海930项目统计表（装机量单位：兆瓦）
（图片来源：PV-Tech每日光伏新闻与Photovoltaics International精华版 2011年第3期）
注1：※表示规划总装机规模有可能比表中数字大；注2：部分项目开发商尚未完全明确930前装机量；注3：格尔木、德令哈、乌兰、都兰、大柴旦均属于海西州
与龙源电力同期跟格尔木市政府接触的企业还有国投华靖电力控股有限公司、三安集团和福建钧石。这几家企业陆续与当地政府签署了投资协议。随后，几乎所有涉足光伏业务的大型国企及部分民企纷纷来到青海跑马圈地。
手笔最大的当属无锡尚德电力控股有限公司。尚德电力选择了海西蒙古族藏族自治州的乌兰县，与当地政府签署了5GW光伏电站投资协议。当时尚德电力计划将该项目分三期建设，其中项目一期规划500MW。而时至今日，这个项目没有任何进展，仍停留在纸面。
2010年9月，浙江正泰太阳能科技有限公司在格尔木地区签署的500MW光伏电站投资协议，当年青海玉树发生了大地震，这笔投资随后被当作浙江省支援青海海西州的重点项目。这座500MW的电站计划在2015年全部完工。
中国科技光伏电力控股有限公司(以下简称中科光电)早在2009年4月10日与海西州政府签署1GW光伏电站投资协议，其中一期项目规划30MW。中科光电随即成立了青海百科光电有限公司负责项目实施。虽然百科光电于2009年10月宣布一期项目在海西州首府德令哈市开工，但直到一年后百科光电才得到一期10MW项目的环评报告批复。
经统计得出，在今年5月份之前，青海省已有超过10GW的光伏电站投资项目签约，而青海政府给出的数据表明，截至今年5月底，青海省已经实现并网的电站只有30MW。青海曾出台《柴达木盆地千万千瓦级太阳能光伏发电规划》，计划建设38个大型光伏电站，在2000平方公里土地上形成20GW的发电规模。而按照这个速度发展下去，显然无法完成任务。
而优厚的电价是推动项目进展的最好方式。
2011年6月，国内一线品牌的组件和逆变器供应商便开始扎堆青海，为接下来数百MW的光伏发电项目招标而准备。设备供应商目标很明确：拿到订单；而项目开发商虽然得到了口头承诺，但依然困惑重重： 1.15的电价能拿多少年？
8 下一页>电价迷雾
困惑不是没有道理的。2009年江苏省出台了地方上网电价，但当时并未指明补贴期限。即使出台了2.15元/千瓦时的“高电价”，也只有三个项目在当年申请并拿到补贴，就在保利协鑫徐州20MW电站并网时业主单位也并不清楚这项补贴能执行10年还是20年，当时在保利协鑫看来，这个电价只要能执行10年就可以收回成本(后来江苏的并网电价确定执行15年)。有顾虑的企业表示，不管补贴时限长短，江苏和山东的地方上网电价均有文件作为保障，而此次青海出台的1.15元/千瓦时电价补贴目前还没有人能看到政府出台的明文规定。
按照青海省发改委相关人士的说法，这些电站项目将首先申请得到国家提供的上网电价，然后青海政府再补足至1.15元/千瓦时的电价。由于一些项目尚未获得审批，因此能否获得国家层面的补贴还不得而知，对于这些项目青海政府相关人士并未给出明确的答复。
关于1.15元的电价，众说纷纭。或许过去两年的大型光伏电站建设历史可以提供一些线索。翻看2009年和2010年的特许权招标文件，其中一条信息引人注目。文件在提及项目财务评估时指出，电价分为两部分，第一段电价为电站发电等效满负荷25000小时(按10MW容量计算)内的上网电价，第二段电价为电站等效满负荷25000小时(按10MW容量计算)后至特许权结束的上网电价——由国务院价格主管部门再核定。也就是说，特许权项目的中标电价只能用于补贴25000小时的满负荷运载所产生的电力。在早期的风电特许权招标中，也是采用这种补贴模式。
但此次出台的政策与特许权招标还是有本质的区别。2009年敦煌特许权项目招标结束后，未中标的企业纷纷在宁夏开发10MW级别的光伏电站。2010年4月初，国家发改委宣布，核准四个10MW电站的临时上网电价为1.15元/千瓦时。这四个项目分别为宁夏发电集团太阳山项目、中节能太阳山项目、华电宁夏宁东项目、中节能石嘴山一期项目。有人士表示，之所以为临时电价，是因为政府还没有想出最终的电价执行方案，未来这四座电站将并入统一的方案执行。
有业内资深人士表示，此次青海政府出台的政策完全是在模仿宁夏此前的动作，因此最终即使明文出台，也有可能会将该电价定义为临时电价。中环光伏系统有限公司总裁顾华敏也表达了相似的观点，他认为随着传统电力价格的上涨，未来十年后1.15元的上网电价就会显得过高，到时峰值电价就可以为这些项目带来盈利。
青海发改委方面对外是这样解释1.15元上网电价的构成：项目业主单位将首先向国家发改委申请上网电价，无论这个价格高低，青海都将补足至1.15元。据悉，青海政府已经做好准备迎接大规模光伏电站的并网，如果太多，就将停掉部分风电的项目审批，如果还不够，就再牺牲部分水电并网，原则上是有多少光伏装机就并入多少。
8 下一页> 余下全文目前并网光伏电站能获得多少国家层面的电价呢？部分企业表示不会超过1块。在2009年中国第一轮敦煌10MW光伏电站特许权项目招标中，最终中标的电价为1.09元/千瓦时；当时的组件价格大约为12元/瓦。2010年第二轮280MW特许权项目招标中，中标项目中最低的电价为黄河上游水电开发有限责任公司(以下简称黄河上游水电)为青海共和30MW项目开出的0.7288元/千瓦时，最高电价为中电投新疆能源有限公司为新疆和田20MW项目开出的0.9907元/千瓦时。因此有业内人士表示，国家将不会为独自开发的电站提供比特许权招标项目高的电价，至少不会高出太多。
2010年280MW特许权项目中标的均价为0.847元左右。如果以此为国家发改委可能向青海数百MW项目提供的电价标杆，那么青海地方政府为每度电的补贴不会超过0.3元。
青海已建成并网的电站分别为龙源格尔木一期20MW项目和中广核锡铁山电站一期10MW项目。中广核太阳能开发有限公司董事长韩庆浩表示，已经并网的10MW项目所递交的电价申请还没有获得批复。同样，龙源电力也表示，也尚未收到电价批复，他们所申请的电价大约为一块钱每千瓦时。以上两家公司都试图让已建成并网的项目获得此次青海的1.15元电价。
一位接近国家能源局的人士透露，其实国家能源局在今年五月份已经讨论过整个西部地区的1.15元电价补贴，计划前25000小时提供相应补贴，之后将提供脱硫火电价格；其实青海此次提供的1.15元电价得到了国家能源局许可，西藏的多个项目也将默许提供同等水平的电价补贴。
如果这个说法成立，也就意味着青海正在建设的项目可能直接从国家发改委获得1.15元的电价，青海将不用再补贴过多额外资金。上述人士还强调，青海这次推出的电价打乱了国家第三批特许权500MW招标项目的原有计划，有可能推迟到今年第四季度，并加快了国家推出上网电价政策的进度。
“盛宴”分羹
即使1.15的电价仍有诸多谜团，也阻挡不了开发商的热情。除了中广核将三期60MW加速运作外，黄河上游水电开发责任有限公司也在加速——这家母公司为中国电力投资集团的企业成为了此次青海930项目最大的“玩家”，两处总计250MW的项目正在紧锣密鼓的建设。
紧急之下，“餐桌”已经变得非常拥挤。一位在当地考察过的人士表示，沿着一条马路走，就可以看到很多电站的项目工地，各家项目的分界线不明朗，有些是刚划开的，边界还没有建，可能两家都搞不清分界线在哪儿。
8 下一页> 余下全文其实已经有多家企业“将盛宴吃到嘴里”了。截至发稿前，已经有中广核锡铁山一期10MW项目、国投华靖格尔木一期20MW项目、龙源电力格尔木一期20MW项目、百科光电一期2MW项目、神光新能源0.9MW高倍聚光光伏发电项目等总计45MW项目建成并网。
黄河上游水电希望吃的最多。这家公司在西部有广泛的关系，除了中国五大电力公司之一中国电力投资集团拥有其87.1%的股份外，青海省投资集团公司、陕西省投资集团公司、甘肃省电力建设投资开发有限公司、宁夏电力开发投资有限责任公司等分别持有其4%、3.9%、9%和1.1%的股份。这种关系间接影响了黄河上游水电在2010年280MW特许权招标中的结果，获得青海共和30MW和青海河南20MW两个项目。
此次青海930，黄河上游水电在格尔木和乌兰分别计划建设200MW和50MW光伏电站，这两个大型项目已经将整个公司相关的员工调动起来投入前期的运作中。据介绍，此次突击的250MW项目势必影响两个特许权项目的建设期，那两个项目的中标电价分别为0.7288元/千瓦时和0.8286元/千瓦时，孰轻孰重，显而易见。
黄河上游水电成为此次青海930参与者中项目体量最大的企业。这两个大型项目必然也成为了组件和逆变器供应商趋之若鹜的对象。英利成为从这家央企受益最大的组件供应商，将供应110MW组件；锦州阳光能源将供应19MW组件；冠亚电源和许继分别供应58台500千瓦逆变器；尚德电力获得了50MW组件订单。
此次青海930项目，尚德电力除了参与组件竞标外，还将在乌兰县开发一座10MW电站。这座电站在2009年6月拿到路条后，历经两年终于开始动工。尚德电力尚未表态在此基础上是否继续建设更大规模的电站。
青海930项目的受益者名单上，除了电站开发商以外，组件和逆变器供应商也有的赚。据了解，此次投标选出的组件供应商，平均供货价格约为8.5-9元/瓦，这可以为供应商带来10%的毛利率，一位参与项目的组件企业表示“如果不通过竞标签署供货组件，甚至毛利率更低”。
在这样的组件价格水平上，如果按照执行1.15元电价达25000小时的情况下，一些电站核算的内部收益率基本可以超过10%；如果1.15元的电价可以执行15年，内部收益率甚至可以达到15%以上。一家电站项目经理表示，“内部收益率还要看融资情况，目前利息比较高，贷款也需要项目获得审核后才能获得，目前看并不明朗。我们做了多种金融模型，基本都高于8%。”
青海“这桌饭”似乎并不是那么容易吃。在中国北方的酒桌上，特别是有政府及商界人士参加时，位子排得非常明确：主陪、主宾、副陪等都有讲究。在青海这次项目开发的“盛宴”中，参与投标的企业也已经被排好了坐席。
8 下一页> 余下全文相比于组件、逆变器等分开招标，EPC模式此次并不太常用。中环光伏中标黄河上游水电75MW的施工工程，中环光伏总裁顾华敏表示，虽然系统总承包的方式对于投资、建设进度和系统性能未必是最佳，但是项目方认为总承包风险太大。
而有一家系统集成商此次获得了数十兆瓦的EPC项目。这家公司是国电光伏系统集成公司，由国电光伏、中电科技第十一研究所、羿飞新能源及科诺伟业共同出资成立。目前已经确定的是，国电光伏系统集成公司已经分别获得龙源电力和国电电力超过60MW项目EPC业务。这家系统集成公司除了获得青海大量项目外，也吸引了大量人才，中环光伏等系统集成商的多名骨干员工也相继跳槽至这家拥有多方背景的新公司。
据了解，并不是所有项目都通过招标方式开展，在时间紧急的情况下，邀标成了一个不错的选择。邀标能更快得达成价格和供货协议，但是这种方式也存在风险。某项目业主与一家逆变器供应商达成私下供货协议，但尚未签署文件；此时南京一家电网背景的逆变器厂商找到业主单位，暗示如果能采用他们的逆变器可以更容易并网，如果不采用可能在并网环节会遇到一些困难。该业主单位再三思量，只能中断与原先合作伙伴的协议，而选择南京这家有背景的逆变器厂商。
7月的第三周，冠亚电源的销售人员正准备重返青海参与某个项目的招投标。这家公司已经在青海获得58台500千瓦逆变器的订单，但是相比于阳光电源的中标数量，尚有一定差距。阳光电源是青海项目中最大的逆变器受益者之一。科诺伟业通过系统集成等方式获得的逆变器订单约为90MW，而山亿新能源则获得了来自华电集团等多家企业的总计250MW订单。
英利或许成为青海930最大的组件供货商，包括黄河上游水电的110MW订单，将在未来2个月向青海总计发送约200MW组件。赛维LDK此次也获得了超过30MW订单，由于截稿前赛维参加的多个项目尚未完成招标，并有多份协议在谈，因此没有透露供货量的情况。尚德电力最终也可能会有接近100MW的出货量。从目前得到的消息来看，一线品牌的组件厂商均参加了青海930项目的投标，但是差别比较明显，除了以上提及的企业外，天威新能源、亿晶光电等均有所斩获，而晶科能源、阿特斯等企业则难以有所突破。
但是，这些正遭分食的市场会为企业带来真正的效益么？
如何消化？
按照青海省的要求，只有9月30日前并网的项目才能获得1.15元的电价补贴。如果过了9月30日还没有建成并网呢？在调查的企业中，大部分表示没有仔细考虑过这个问题；只有少数几家企业，如龙源电力，明确表示会在9月30日前完工。
尚德电力的一名工程师表示，虽然财务部门也做过如果因为外部电网不允许接入而无法并网情况下的投资模型，但是公司高管给青海项目部明确提出，不惜一切代价建成。尚德电力已经将9月25日作为建成并网的时间结点。
8 下一页> 余下全文刚刚在青海考察调研的中国可再生能源学会光伏专业委员会秘书长吴达成先生表示，很多项目在9月30日前建成并网难度很大，目前只有六家公司合建的110KV汇流升压站投入使用，其他项目升压和输电线路建设还有很大的工作量。
在调查的项目中，普遍反映的问题包括土地和升压站。即使像尚德电力这样早在2009年就拿到路条的企业，截至今年7月中旬也没有办完全部的土地手续。究其原因，有员工表示，“此前欠的‘帐’比较多，允诺了那么多项目，这几年都没怎么开工，部分审批文件没有到位。”
以尚德电力乌兰10MW电站为例。前面提及尚德电力在2009年与乌兰县政府签署了5GW的投资协议，当时便拿到了10MW的项目路条。此次930项目出台 后，尚德电力原计划建设20MW电站，但是增加的10MW项目没有被批准。与尚德电力乌兰电站所在地相邻的还有两个项目，青海柴达木能源投资开发公司的 20MW电站和昱辉新能源的20MW电站，黄河上游水电的50MW电站距离这块地大约3公里。这片土地的费用也比较复杂。首先，这片土地原本为放牧区，如 果使用需要向当地牧民赔偿一定费用；而这片土地还被林业系统划作宜林地，因此还需要向国家林业部门交付一笔资金。“一座10MW电站的土地补偿金至少要 两、三百万人民币，相比此前的项目要高出不少。”一位当地的项目经理表示。
其实，相比于土地建设，汇流升压站为电站开发商带来了更大的困 扰。龙源电力一位电站设计人员介绍，此次青海930项目中，不少电站都需要业主单位建设升压站，因为从目前的情况看，只有华能的20MW 电站距离11KV汇流升压站较近，其他如国电电力、青海新能源等多家业主的电站距离这个汇流站比较远，因此增加了并网难度和费用支出。
尚德电力也在为升压站费心。近期，尚德电力将就这项工程进行方案招标，按照目前其项目负责人的看法，偏向于跟周边几家业主合作建设。据了解，一座10MW级别 的光伏电站，一个汇流升压站需要投资超过1000万人民币；这相对于电站本身的投资金额比例并不小。格尔木某电站项目经理表示，“合建升压汇流站将是一个 趋势，各家根据空间的分配来分摊费用，建设期大约为一到两个月。”
资金是业主们不得不考虑的问题。由于青海930政策打乱了各个企业原先在 青海项目开展的计划，特别是企业的预算难以迅速到位。另外，部分业主扩大了电站投资的规模，而扩大的项目没有核准，就不可能拿到资金以及银行贷款。“经过 核准(拿到路条)的项目可以拿着核准单曲申请贷款，如果没有核准就只能垫资”，一位央企负责人表示。为此，电站开发商不得不向合作伙伴求助。某国企的一个 项目便将垫资的任务转移给了其合作伙伴，这家北京的著名系统集成商为了能顺利拿到这个项目，再寻找其他的渠道拆借3亿人民币用于项目前期建设。
垫资的项目还是存在很大的风险。中环光伏至今还没有要到中电投大丰20MW电站的尾款。项目建设初期，中环光伏为这座光伏电站垫资3亿人民币，直至建成并 网，也没有解决其中的土地问题。项目所在地位于沿海滩涂，原本海洋局要把土地权划转给土地局，中电投也已经将土地费用支付给土地局，但是海洋局却不再承认 这块土地的权益转让，结果是中电投无法拿到全部土地手续，因为无法融资贷款，中环光伏的垫资也就无法交还。承接土建工程的国都建设集团也受到影响，项目尾 款同样没有收回。
能否按时完工是参与企业最关注的话题。一座20MW电站最快需要多长时间完成？保利协鑫徐州20MW电站从开工到并网只用 了不到3个月，龙源电力格尔木一期20MW电站建设用时不到3个月，中广核锡铁山10MW电站用时为2个月左右。因此，一座20MW电站普遍的建设周期大 约为3个月。按照赛维LDK旗下的系统集成公司做过的项目看，从开展前期工作到并网，至少需要90天。
8 下一页> 余下全文在极端情况下，也有更快的速度。中电投大丰20MW为了赶在2010年底前并网获得1.7元/千瓦时的电价，从2010年12月初开工建设，最终赶在当月31号并网发电。据项目施工方介绍，位于江苏盐城中电国际大丰风电场边的这片海边盐碱地，最多的时候有近1000名工人同时在工作。
截至发稿前，已有近二十个项目开工建设。华电工程10MW电站已经进行三通一平建设，神光新能源的聚光光伏项目已经建成0.9MW，钧石与青海发展投资有限公司的项目也各自开工。但此时，还有一些项 目正准备招投标。国投、龙源、华能在格尔木的电站在完成一期后，在9月30日前都将至少完成二期10兆瓦。青海德能新能源明确表示，已获得路条并且正在审 核的10兆瓦电站无法在9月30日前建成，因为汇流升压站大概在10月才能建好。这家公司正计划出售其电站开发权，而这座电站将难以获得930项目的 1.15元电价。
如何来确定光伏电站的并网？在调查中发现尚未有一个明确、统一的说法。是全部组件安装完成并实现满负荷 运转，还是建成后实现部分并网就可以？吴达成表示，现在的大型电站基本都分解为1MW的子单元，这些单元完成后可以陆续并入电网。并网前还要去电网公司办 理相关手续，即使所发电力并入电网，电网公司也要参与调度，并记录发电量以此为依据发放补贴。因此最终评判标准将取决于全部向电网送电，而不是一个工程并 入一部分就可以。
或许这个问题要到9月中旬才会变得尖锐起来。据统计，格尔木在9月30日前计划并网的项目总计为540MW；吴达成从当地电力部分获悉，电力部门通过的已申请项目为505MW，其中包括45MW已完成电网接入的电站，以及5MW经过设备调试就可并入的项目。百科光电已建成的2MW电站只需经简单调试即能将电力输入其与另外五家合建的汇流升压站内。
在谈到到底能有多少项目按期完成时，吴达成表示，9月30日前格尔木地区能完成组件、逆变器、汇流站等基本建设的项目能达到300MW就不错了，并且这些项目还未必能全部及时并入电网。如黄河上游水电的200MW项目，虽然已经开工建设，上千名工人也入驻场地，但能否真正完成还很难说，毕竟工程量很大。青海省政府部门给出的数据是930项目全省总量为900MW海西州为800MW；而统计数字分别为990MW和850MW(以上均包括已建成的项目)。数据的差异部分源于项目统计不清晰，此外还存在项目未获审批而擅自开建的情况。
一家资本机构表示，目前正在青海寻求并购一个合适的光伏电站项目，要求是手续齐全、9月30日前并网，并且确定能获得1.15元上网电价。吴达成也表示，在走访青海930项目时，一些非国有企业业主表示，因为资金问题会考虑电站建成后出售。
2011年7月18日，新的一周开始了，同时开始的还有青海部分光伏项目的招标。可再生能源专委会秘书长吴达成不得不转机从青海返回北京，因为青海直接往返北京的机票已经买不到了。业内人士戏言，青海930下半场竞标就要开始了，预计在8月10日可以全部结束。刚刚升任赛维LDK国内市场总监的姚峰透露，因忙于项目招标，已经连续多日因劳累上火而流鼻血。再过一个月，格尔木或许会出现数千人同时施工的壮观场景，媒体将继续对青海930项目保持关注。
就在本文发稿前媒体得到尚未经官方证实的消息，国家发改委价格司已经批准了青海光伏项目所申请的1.15元电价，财政部将支付这些项目所需的费用。发改委能源研究所一位所长透露，该电价政策将覆盖西部其他省市，包括青海930项目的截止时间都将延续到2011年底。如果消息属实，今年的光伏电站特许权招标项目或许将难以实施，而正在青海紧张施工建设的电站业主或许会松一口气。
【本文原出自《Photovoltaics International精华版》杂志2011年第三期】
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