东部某省，一家注册资金只有几十万的电站开发公司正计划将一座电站的项目权以上千万的价格卖给一家电站投资商。这家只有不到5名员工的电站开发公司完成这项交易后将获得数百万的净利润。随着光伏电站投资增加带动了项目开发的热潮，背景各异的开发商纷纷涌入。据Solarbuzz统计，截至2011年中国的项目储备已经达到28GW，其中70%以上是小路条，20%是已经拿到核准的大路条。
电站开发的热潮
电站开发商在政策的推动下如雨后春笋般冒出来，有电池片、组件、逆变器等的光伏制造企业，有EPC企业，也有传统的能源、地产或工程企业，甚至连做支架、背板和接线盒的辅材企业都投身其中。这与06年光伏制造业热潮时涌入的纺织、贸易等非常相似。“只要有关系能拿到路条的企业都进入了。”潍坊市投资控股集团也参与到光伏电站开发中，其参股的天恩综合能源公司在当地拿到了数十兆瓦电站路条，并将持有这些项目。山东另一家公司在当地已经拿到了数个项目权，这家公司的创始人从地方政府部门出来后投身于光伏电站开发，从金太阳项目开始已经积累了丰富的经验。这位不愿透露姓名的负责人表示，金太阳项目使其积累了第一桶金，也为后来的地面电站开发积累了经验。
在这里有必要回顾过去一段时间各家光伏企业在光伏电站投资业务的目标。五大四小（五大指国电、华能、大唐、华电和中电投；四小是指国投、国华、华润电力和中广核）以及中节能、三峡新能源、航天机电等其他国有电力企业仍然是中国光伏电站投资的主体，这些企业持有了2013年中国过半的地面光伏电站，超过6GW。从各家的计划看，大多数企业不会放缓2014年的投资规模甚至要保持增长。在民营企业中，2013年当年新增890MW装机的顺风光电在今年计划新增2GW的光伏装机；保利协鑫下属的协鑫新能源规划了1GW的目标；正计划分拆上市的晶科能源重新打造的电站业务团队也面临1GW的任务；招商新能源所画的饼图也在向第二个GW冲击；以新疆为根据地并向各省辐射的特变电工要超越2013年270MW的年装机量；已经宣称全球产能第一的汉能为了解决其组件产能销售压力不得不规划了相应的GW级电站投资目标；振发新能源在财务状况稍稍缓解的情况下正在开始了数百兆瓦的投资计划以满足其上市的体量；正泰凭借其组件、支架、电气产品全部自给自足的优势电站投资量正稳步上升，他们在2013年完成了约550MW的投资；最大的风光互补路灯供应商中科恒源已经迈出电站开发投资的第一步并效益不错，与资本市场的合作将推动其调高2014年的装机目标；向全球组件转换效率最高的厂商SUNPOWER供应硅片的中环股份一年前在中国影响力最大节目《新闻联播》中宣称未来可将度电成本降至0.4元后，其内蒙古的几个项目今年将启动，以验证所作的宣传，并且在内蒙与四川分别规划了GW级电站计划。此外还有大量要宣称投资光伏电站的企业分布于中国各个省份……
仅上述计划已经明确的企业的总装机目标就超过13GW，其中绝大多数都是定位于地面电站。而国家能源局在最近的一次规划文件中，只给出了14GW的配额，并且只有6GW为地面电站。在严重不对等的投资计划与国家配额差异中，如何获得路条或者备案就成为了各家能否实现目标的关键。
路条与备案
百度百科中，“路条”指国家发改委同意该项目开展前期工作的批文，一般形式是由发改委部门下发的《关于同意XX项目开展前期工作的批复》。在光伏行业中，仅拿到同意开展前期工作的批复文件被叫做“小路条”，文件名称一般为《关于××公司开展××并网光伏发电项目前期工作的复函》，在该文件中确定了项目的场址等信息，该文件在下发之日起一年内有效，并需尽快办理土地使用、环境保护、矿产压覆以及电网接入等前期工作。随后电站开发商要依次获得国土资源部门《建设用地预审的意见》、《项目用地压覆矿产资源情况的审查意见》、环保部门的《项目环境影响报告表的批复》、水利部门《项目水土保持方案报告书的批复》、银行的贷款承诺书、《项目可行性研究报告评审意见》（以上为主要文件）以及其他一些相关文件，这些资料将有助于项目获得《××发改委关于××项目核准的批复》，有了这个所谓的“大路条”后开发商再去电网公司办理接入方案的审批。核准批复文件一般有效期为1—2年。如需延期要在届满30日前向发改委部门提出延期——但未必能获得通过。
这些文件往往需要电站开发商花费数月甚至一年以上的时间，并且要花费大量资金。一位在西部获得多个路条的开发商负责人李宇（应采访者要求化名）告诉记者，“跑下来一个项目要花费两、三百万。其中可行性研究需要20—30万，环评报告要十几万，水土保持报告再加上审批要至少20万，用地预审报告三、四万；电力接入系统报告要二、三十万，外加评审费用两、三万。很多文件还得找关系从县、市一级级报到省里，乱七八糟花费不低于五、六十万。”
艰难的项目开发
电站开发的几个要素中，土地、政府资源、电网关系成为能否获得路条的关键。在中科恒源电站业务负责人惠宏伟看来，在其项目开发的过程中，“主要困难之一是土地问题。”土地的获取一般有两个渠道，地方政府规划出来的光伏电站产业园区和企业自行找地。地方政府规划出来的园区大豆集中在西部荒漠地区，如青海格尔木光伏产业园区、甘肃武威金太阳园区和民勤红沙岗产业园光伏发电组团、嘉峪关的嘉西光伏产业园区和经济技术开发区百万千瓦级光伏产业园、酒泉金塔红柳洼光电产业区、新疆哈密的石城子光伏产业园区和烟墩风光互补园区等。这些园区会统一规划电站容量的分配，相关政府部门的配合看起来会更顺畅。
西部的这些光伏电站园区对进驻的企业往往都有明确的要求，并不是任何企业都能进入。武威金太阳园区副主任张国伟表示，“在早期刚园区成立的时候我们还到处招商引资，但随着投资企业多了，我们就开始有所选择了，对企业的实力、项目管理能力等都设立了要求。”但李宇的公司在进入甘肃玉门的电站产业园区后立刻就遇到了土地的问题，“等快跑完手续准备开工的时候才发现园区用地是林地，无法办理土地证，甚至连森林警察都找上门来了。之前政府人员没有一个人告诉我们这是林地。”没有土地证就无法申请贷款，甚至连开工许可证都办理不下来。
吐鲁番鄯善县发改委主任陈伟表示，“第一批电站项目的土地不收费，也不办理产权证，给地很宽松。后来开始限制用地，单个项目不能超过60公顷。现在土地挂牌出让，最低优惠价25年不低于12.6元/平米，根据评估挂牌约8500—1万元/亩。” 哈密的土地不仅“价格翻番”，当地政府部门正要加收草场占用费。国电新疆哈密电站站长冯文新表示，“当地政府认定每平米存在三棵以上的草的土地就被认作是草场，根据要求每平米收费16—25元，将按照最低的标准来收费。”冯文新所在的电站占地0.57平方公里，按照要求将一次性征收超过900万的草场费用。这笔费用占据了该20MW电站受限电影响后一小半的年发电收入。哈密石城子光伏产业园的数十家业主至今大都未交这笔费用。哈密迪盛（MEMC）的乔利军表示，“每年三、四十万的土地税是必须要交，逃不过去。”
敦煌的电站投资商们在土地的花费是每年每平米1元钱，还要交公路绿化费。嘉峪关发改委能源科赵晓燕告诉PV-Tech，“嘉西产业园规划120平方公里，土地为戈壁加公益林（也就是骆驼草），林业厅要求交植被恢复费。目前还没有具体文件，只是传达给电站业主了，费用大约是8元/平米。” 酒泉金塔粤水电的50MW项目占地近200亩，其土地为有偿划拨，费用是5000元/亩，此外还有配套建设费。
一家以硅片业务为主并在香港上市的上海光伏企业初次涉足光伏电站也遇到了土地问题。他们收购的宁夏电站项目所在地为当地政府划拨给监狱的土地，这座监狱管理层把土地租给了光伏电站开发商，但政府却不给这块土地经营权。因此项目所需的土地证迟迟拿不到，也意味着无法拿到开工许可证。但当地政府已经计划给该项目背书，让其在缺乏开工许可证的情况下去投资建设。事实上，很多电站开发商在缺乏开工许可证时在地方政府默许下仍然选择“大胆动工”并最终拿到了电价核准。而中利腾辉在玉门的50MW电站就没有这么幸运了，虽然缺乏必要文件，但当地政府向其保证会配合拿到所有手续，但2013年底电站建成时并没有获得应有的手续文件，最终这座电站没能获得1元/度的电价。
国有企业是中国光伏电站开发的主体，其次是制造业企业，然后是专业的电站开发商以及个人。青海省的500MW地面配额中385MW给了格尔木市，其中只有青海力腾分别获得20MW的路条，其余均被国企获得。哈密烟墩地区风光互补项目中1250MW光伏项目，国有企业拿到了超过800MW。“陕西省的指标也有相当一部分给了陕西电子信息集团。”李宇表示，“一般国有企业都有相应的行政级别，跟地方政府接触也容易，在电站开发中具有先天的优势。”由于各地政府在光伏电站招商中除了GDP增加外并没有享受到更多的税收，对于新路条的发放开始要求搭配制造业投资。而光伏企业也有动力去中、西部建厂。阳光电源凭借在甘肃的工厂投资获得了上百兆瓦路条，项目建成后出售给三峡新能源；海润和润峰等如法炮制，甚至某广东人在金塔投资的小型支架厂都搭配了9MW的路条，但其中有些企业在拿到路条后并未如约投厂。
烫手的配额
2013年中国完成了超过12GW的新增装机，其中10GW是地面电站；而2014年国家能源局的地面电站配额是6GW，如前所述一些主要的电站投资商在今年规划的目标已经超过10GW，配额的竞争趋于激烈。
河北省发改委在4月初发布了《关于光伏电站项目由核准制改为备案制的通知》，明确将不会再受理各项目开展前期工作的请示，新的操作流程将参考2005年发布的《河北省固定资产投资项目核准实施办法》。在国家能源局把备案的指标分解到各省后，很多省份都没有出台相应的细则文件。山东已经把分布式项目备案指标下放至各市，并由各市发改委具体实施，地面电站仍由省发改委统一配发；浙江在经过多轮预申报后将所有指标都分解到各市。全力开拓分布式项目的中兴能源项目开发部副总监张邦全在福建就遇到困难，“福建的备案方案还没有出来。”但张邦全已经感受到备案流程简化后的便利，“江苏、浙江、山东等华东地区在备案工作中做得相对更好一些。我们只需要提交关键文件就行，拿到备案后可以一边动工一边补充非必要的文件。”
在新的备案制下，可研、环评、水土保持方案等关键文件仍然需要提交，但已经不用先拿到《关于同意XX项目开展前期工作的批复》后去跑这些手续了。已经获得小路条的项目在今年需要拿到备案后才能实施，所以这些项目在备案中更为便利，但这并不意味更容易获得备案，因为小路条的存量远超过配额容量。晶澳太阳能的牛明表示，“最终备案的时候会拿到一张表格，下方会有一行字：是否纳入本年新增指标。”在他看来，各地的备案指标仍然需要省级发改委部门最终决定。
惠宏伟说，“宁夏已经下发了超过1.6GW的地面电站小路条，但补贴配额只有400MW。”。甘肃目前小路条存量约为1.7GW，是配额容量的三倍。把山东作为重点的联盛新能源正努力把项目塞进备案名单中，其国内项目总监马维伟说，“山东目前报到国土部门的项目超过600MW，报到省电力公司的项目有600多MW，这两个部门同时上报的项目超过300MW，而山东省只有200MW配额。”在备案制下，马维伟遇到新的困难，“以前地方的审批权限下项目最大只能批50MW，现在放开了，各地都报了一些大项目，山西有100、200MW的，云南甚至都出现了350MW的。”目前山西还没有备案方案，而云南“放出来的量已经超过指标了，像小路条一样毫无节制，失去应有的意义了。”诺斯曼能源的投资发展部总监王笑寒在内蒙古也遇到了困难，“内蒙今年只有600MW配额，但现在已经核准的项目就达到了3—4GW。” 鄂尔多斯市上报了500MW项目，而最终只能批不足十分之一。
酒泉金塔产业园也在向甘肃争取更多的指标，本来这里计划建设1000MW，并要求电站业主平摊一座330kV汇集站的3亿多费用。但金塔如果分得的配额太少的话，这座原计划今年春节过后动工的汇集站将难以获得继续建设的动力，而如果不建设这个汇集站，金塔的电力送出都将继续受到限电影响。中科恒源已经在甘肃玉门投资数千万建设了一座110kV的汇集站，本想用于当地6个电站的接入，但目前能批多少还不确定。
截至今年五月底，虽然很多省市并未公布配额具体的发放情况，但大多数地区的指标配置已经完成。河南省发改委要求各地市在五月底前上报项目名单，但事实上，平煤集团的100MW项目、特变电工30MW以及中建材的30MW已经获批。一位熟悉河南的人士透露，“河南虽然只有200MW地面项目的配额指标，实际上是按照400MW地面的容量分配的，看最终谁建完的早。”河南省将根据项目建成的先后顺序将其纳入国家光伏发电补贴名录中。中建材国际工程公司已经申报了50MW，该公司新能源部的贾艳萍表示，“争取50MW尽快开工，只能建的比别家更快以更早拿到电网接入。”在她看来，“河南的政策很好，把分给各市的指标放大一些，调动业主的积极性，发改委也判断到这些申报项目中总有一部分是建不了的，能成型的也就200MW左右，最后谁先并网谁拿到备案。”
河南要求地方政府在今年的支持项目中向2013年核准或同意开展前期工作的项目倾斜，并支持与农业种植养殖、矿山塌陷区等相结合的项目。从全国范围看，2013年就已经开展前期工作的项目将比今年新开发的项目在获取配额中更占优势。
湖北省不会将地面项目指标分解给各地市，对于地面项目的备案，该省能源局要求开发商提供项目实施方案（选址规划、光资源评估、建设规模、条件论证、电力送出和消纳条件分析）、土地场址使用或租用协议、省电网公司的并网审核意见、项目公司营业执照、自有资金证明及银行贷款承诺函等书面材料。省发改委将对资料齐全并符合要求的项目在3个工作日内完成办理，提供的备案证上将著名投资主体、装机规模、建设地点等信息。分布式项目和地面电站需要在分别6个月和1年内完成才有效。
山东把分布式指标分解到各地市后，截至4月底各地已经初步完成了再分配工作。对于山东、河北、江苏等在国家标杆电价以外提供附加补贴的地区，由于项目收益更好，配额的竞争也更为激烈。安徽的指标配置工作已接近尾声，但其地面的配额发放收到了争议。该省的250MW地面电站额度全部给了一家企业——信义光能，如阳光电源、颐和新能源等安徽本地光伏企业则没有拿到最抢手的配额，安徽发改委虽然对此进行公示，但其中一些企业还是对此不满跑去国家主管部门“上访”。
顺风光电的自主电站开发之路并不顺利。驻扎在甘肃酒泉的徐飞鸣已经接触了数百兆瓦电站，目前已经签下来超过200MW的收购协议，“甘肃今年地面电站配额只有500MW，至今还没有确定项目分配，我们接触的都是去年的项目。”顺风光电2014年在甘肃的并网目标是500MW，徐飞鸣说现在已经实现了这个目标，但还在寻找新的项目，“越多越好。”
路条的生意经
跑路条的重重困难使得电站投资商更愿意直接收购项目路条。顺风光电作为2013年最大的路条收购方，其半年的疯狂行为直接推升了路条的价格。事实上，很多路条卖家更希望在路条交易中提供更多服务——组件、逆变器、EPC、甚至是支架。
最早推动光伏电站建设的青海发改委在2012年开始就注意到路条转让了，虽然没有明确发文禁止路条交易，但为了规范电站开发而要求各项目开发公司上交“保证金”，每兆瓦一百万人民币的价格将让开发商不得不及时开展项目建设，事实上这种做法确实起到了作用。甘肃武威金太阳园区则已经收回了2个没有开工的项目路条，计划重新配置。2013年已经获得小路条的项目其出售价格已经被压得很低，一位不愿透露姓名的开发商表示，“只要能收回成本就愿意卖。只有获得备案才能卖上好价钱。”
据国家能源局相关人士介绍，截止2013年底，未建成的获批项目约4GW。这些项目包括已经开工但未建成并网的电站、获批但未开工的电站等。这些项目并不占用2014年的配额指标，2014年上半年的电站交易项目以及建设并网的地面电站大都来自于这4GW的存量路条。
事实上，各地发改委并不愿意看到路条的大量转让。项目开发公司在注册了项目公司后，项目公司的基本信息是很难改动的，所以如果开发商想卖掉路条，只能出售项目公司的股权。牛明表示“目前路条交易是正常的商业行为，实际上是项目公司股权的交易。一般只有拿到项目核准才会真正支付股权转让费用。现在项目价格一般为每瓦2—5毛钱，具体价格要根据项目实际情况计算收益率倒推出来。”顺风光电在2013年曾计划收购晶澳的一个项目公司，但最终未能达成协议。
顺风光电在收购路条时已经不再像去年那么顺利了。顺风光电无法单独完成电站的建设，往往会跟路条卖家商讨反包EPC业务并收购建成的项目。这家公司在短时间内收购了近1GW电站，但资金并未及时到位，导致电站收购后无法及时支付费用。中科光电去年向顺风出售了50MW电站，其工程公司西安东庆新能源为该项目提供EPC垫资，顺风在支付了1亿多费用后仍有2个多亿的欠款。中科恒源作为顺风的战略合作方，后者为其提供181的付款模式，即预付10%，电站并网后付80%，通过质保期后付10%。中科恒源一位负责人表示，“2.8亿款项本应在3月底收到，但顺风将付款推迟至5月份，我们也不清楚那时能否拿到。”科诺伟业、南瑞等都为顺风提供EPC服务，同样也遇到大量的欠款。与顺风合作的一位项目经理表示，“顺风把风险都转嫁到开发商和EPC商了，虽然他们提供10%的预付款，但要求我们再提供10%的履约保函，这就意味顺风不花一分钱就能拿到电站，至于后面的钱什么时候付，谁也不知道。”
一家在西部收购路条的电站投资商明显感受到顺风的竞争压力，“去年路条一般每瓦0.2—0.3元，顺风向卖家一般只支付每瓦3毛钱的路条费用，但是路条卖家还可以通过EPC获取更高的利润。而我们要自己做EPC，所以卖家给我们的路条售价要更高。”在顺风看来，无论路条和EPC价格高低，只要收购价能实现在30%自有资金、70%贷款的财务模型下13—14%的内部收益率即可。海润光伏在2013年向顺风光电出售了60MW垫资建成的电站后（仍有80MW在建），加重了财务危机，去年下半年一度延缓员工工资的发放。2014年，海润意识到把电站卖给顺风或许不是最好的选择了，他们选择跟香港丽盛的子公司超阳光伏电力签署了三年800MW的合作协议。
一家与顺风争夺路条的投资商表示，“无论我去哪里，总会遇见顺风。现在很多路条的价格已经涨至每瓦6、7毛钱。只要财务账我能算过来，路条价格高点也能接受。”或许今年能拿到项目配额的开发商将比过去能获得更大的利益。在竞争配额指标过程中，必然会有一些在2013年拿到小路条的开发商因为无发备案而不得不产生亏损，一家正试图将已经拿到部分关键文件的项目进行备案的开发商表示，“如果备不了案，如果过了有效期，我们前期投入的数十万费用将付诸东流。”
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201405/23/53151.html
电站开发的热潮
电站开发商在政策的推动下如雨后春笋般冒出来，有电池片、组件、逆变器等的光伏制造企业，有EPC企业，也有传统的能源、地产或工程企业，甚至连做支架、背板和接线盒的辅材企业都投身其中。这与06年光伏制造业热潮时涌入的纺织、贸易等非常相似。“只要有关系能拿到路条的企业都进入了。”潍坊市投资控股集团也参与到光伏电站开发中，其参股的天恩综合能源公司在当地拿到了数十兆瓦电站路条，并将持有这些项目。山东另一家公司在当地已经拿到了数个项目权，这家公司的创始人从地方政府部门出来后投身于光伏电站开发，从金太阳项目开始已经积累了丰富的经验。这位不愿透露姓名的负责人表示，金太阳项目使其积累了第一桶金，也为后来的地面电站开发积累了经验。
在这里有必要回顾过去一段时间各家光伏企业在光伏电站投资业务的目标。五大四小（五大指国电、华能、大唐、华电和中电投；四小是指国投、国华、华润电力和中广核）以及中节能、三峡新能源、航天机电等其他国有电力企业仍然是中国光伏电站投资的主体，这些企业持有了2013年中国过半的地面光伏电站，超过6GW。从各家的计划看，大多数企业不会放缓2014年的投资规模甚至要保持增长。在民营企业中，2013年当年新增890MW装机的顺风光电在今年计划新增2GW的光伏装机；保利协鑫下属的协鑫新能源规划了1GW的目标；正计划分拆上市的晶科能源重新打造的电站业务团队也面临1GW的任务；招商新能源所画的饼图也在向第二个GW冲击；以新疆为根据地并向各省辐射的特变电工要超越2013年270MW的年装机量；已经宣称全球产能第一的汉能为了解决其组件产能销售压力不得不规划了相应的GW级电站投资目标；振发新能源在财务状况稍稍缓解的情况下正在开始了数百兆瓦的投资计划以满足其上市的体量；正泰凭借其组件、支架、电气产品全部自给自足的优势电站投资量正稳步上升，他们在2013年完成了约550MW的投资；最大的风光互补路灯供应商中科恒源已经迈出电站开发投资的第一步并效益不错，与资本市场的合作将推动其调高2014年的装机目标；向全球组件转换效率最高的厂商SUNPOWER供应硅片的中环股份一年前在中国影响力最大节目《新闻联播》中宣称未来可将度电成本降至0.4元后，其内蒙古的几个项目今年将启动，以验证所作的宣传，并且在内蒙与四川分别规划了GW级电站计划。此外还有大量要宣称投资光伏电站的企业分布于中国各个省份……
仅上述计划已经明确的企业的总装机目标就超过13GW，其中绝大多数都是定位于地面电站。而国家能源局在最近的一次规划文件中，只给出了14GW的配额，并且只有6GW为地面电站。在严重不对等的投资计划与国家配额差异中，如何获得路条或者备案就成为了各家能否实现目标的关键。
路条与备案
百度百科中，“路条”指国家发改委同意该项目开展前期工作的批文，一般形式是由发改委部门下发的《关于同意XX项目开展前期工作的批复》。在光伏行业中，仅拿到同意开展前期工作的批复文件被叫做“小路条”，文件名称一般为《关于××公司开展××并网光伏发电项目前期工作的复函》，在该文件中确定了项目的场址等信息，该文件在下发之日起一年内有效，并需尽快办理土地使用、环境保护、矿产压覆以及电网接入等前期工作。随后电站开发商要依次获得国土资源部门《建设用地预审的意见》、《项目用地压覆矿产资源情况的审查意见》、环保部门的《项目环境影响报告表的批复》、水利部门《项目水土保持方案报告书的批复》、银行的贷款承诺书、《项目可行性研究报告评审意见》（以上为主要文件）以及其他一些相关文件，这些资料将有助于项目获得《××发改委关于××项目核准的批复》，有了这个所谓的“大路条”后开发商再去电网公司办理接入方案的审批。核准批复文件一般有效期为1—2年。如需延期要在届满30日前向发改委部门提出延期——但未必能获得通过。
这些文件往往需要电站开发商花费数月甚至一年以上的时间，并且要花费大量资金。一位在西部获得多个路条的开发商负责人李宇（应采访者要求化名）告诉记者，“跑下来一个项目要花费两、三百万。其中可行性研究需要20—30万，环评报告要十几万，水土保持报告再加上审批要至少20万，用地预审报告三、四万；电力接入系统报告要二、三十万，外加评审费用两、三万。很多文件还得找关系从县、市一级级报到省里，乱七八糟花费不低于五、六十万。”
艰难的项目开发
电站开发的几个要素中，土地、政府资源、电网关系成为能否获得路条的关键。在中科恒源电站业务负责人惠宏伟看来，在其项目开发的过程中，“主要困难之一是土地问题。”土地的获取一般有两个渠道，地方政府规划出来的光伏电站产业园区和企业自行找地。地方政府规划出来的园区大豆集中在西部荒漠地区，如青海格尔木光伏产业园区、甘肃武威金太阳园区和民勤红沙岗产业园光伏发电组团、嘉峪关的嘉西光伏产业园区和经济技术开发区百万千瓦级光伏产业园、酒泉金塔红柳洼光电产业区、新疆哈密的石城子光伏产业园区和烟墩风光互补园区等。这些园区会统一规划电站容量的分配，相关政府部门的配合看起来会更顺畅。
西部的这些光伏电站园区对进驻的企业往往都有明确的要求，并不是任何企业都能进入。武威金太阳园区副主任张国伟表示，“在早期刚园区成立的时候我们还到处招商引资，但随着投资企业多了，我们就开始有所选择了，对企业的实力、项目管理能力等都设立了要求。”但李宇的公司在进入甘肃玉门的电站产业园区后立刻就遇到了土地的问题，“等快跑完手续准备开工的时候才发现园区用地是林地，无法办理土地证，甚至连森林警察都找上门来了。之前政府人员没有一个人告诉我们这是林地。”没有土地证就无法申请贷款，甚至连开工许可证都办理不下来。
吐鲁番鄯善县发改委主任陈伟表示，“第一批电站项目的土地不收费，也不办理产权证，给地很宽松。后来开始限制用地，单个项目不能超过60公顷。现在土地挂牌出让，最低优惠价25年不低于12.6元/平米，根据评估挂牌约8500—1万元/亩。” 哈密的土地不仅“价格翻番”，当地政府部门正要加收草场占用费。国电新疆哈密电站站长冯文新表示，“当地政府认定每平米存在三棵以上的草的土地就被认作是草场，根据要求每平米收费16—25元，将按照最低的标准来收费。”冯文新所在的电站占地0.57平方公里，按照要求将一次性征收超过900万的草场费用。这笔费用占据了该20MW电站受限电影响后一小半的年发电收入。哈密石城子光伏产业园的数十家业主至今大都未交这笔费用。哈密迪盛（MEMC）的乔利军表示，“每年三、四十万的土地税是必须要交，逃不过去。”
敦煌的电站投资商们在土地的花费是每年每平米1元钱，还要交公路绿化费。嘉峪关发改委能源科赵晓燕告诉PV-Tech，“嘉西产业园规划120平方公里，土地为戈壁加公益林（也就是骆驼草），林业厅要求交植被恢复费。目前还没有具体文件，只是传达给电站业主了，费用大约是8元/平米。” 酒泉金塔粤水电的50MW项目占地近200亩，其土地为有偿划拨，费用是5000元/亩，此外还有配套建设费。
一家以硅片业务为主并在香港上市的上海光伏企业初次涉足光伏电站也遇到了土地问题。他们收购的宁夏电站项目所在地为当地政府划拨给监狱的土地，这座监狱管理层把土地租给了光伏电站开发商，但政府却不给这块土地经营权。因此项目所需的土地证迟迟拿不到，也意味着无法拿到开工许可证。但当地政府已经计划给该项目背书，让其在缺乏开工许可证的情况下去投资建设。事实上，很多电站开发商在缺乏开工许可证时在地方政府默许下仍然选择“大胆动工”并最终拿到了电价核准。而中利腾辉在玉门的50MW电站就没有这么幸运了，虽然缺乏必要文件，但当地政府向其保证会配合拿到所有手续，但2013年底电站建成时并没有获得应有的手续文件，最终这座电站没能获得1元/度的电价。
国有企业是中国光伏电站开发的主体，其次是制造业企业，然后是专业的电站开发商以及个人。青海省的500MW地面配额中385MW给了格尔木市，其中只有青海力腾分别获得20MW的路条，其余均被国企获得。哈密烟墩地区风光互补项目中1250MW光伏项目，国有企业拿到了超过800MW。“陕西省的指标也有相当一部分给了陕西电子信息集团。”李宇表示，“一般国有企业都有相应的行政级别，跟地方政府接触也容易，在电站开发中具有先天的优势。”由于各地政府在光伏电站招商中除了GDP增加外并没有享受到更多的税收，对于新路条的发放开始要求搭配制造业投资。而光伏企业也有动力去中、西部建厂。阳光电源凭借在甘肃的工厂投资获得了上百兆瓦路条，项目建成后出售给三峡新能源；海润和润峰等如法炮制，甚至某广东人在金塔投资的小型支架厂都搭配了9MW的路条，但其中有些企业在拿到路条后并未如约投厂。
烫手的配额
2013年中国完成了超过12GW的新增装机，其中10GW是地面电站；而2014年国家能源局的地面电站配额是6GW，如前所述一些主要的电站投资商在今年规划的目标已经超过10GW，配额的竞争趋于激烈。
河北省发改委在4月初发布了《关于光伏电站项目由核准制改为备案制的通知》，明确将不会再受理各项目开展前期工作的请示，新的操作流程将参考2005年发布的《河北省固定资产投资项目核准实施办法》。在国家能源局把备案的指标分解到各省后，很多省份都没有出台相应的细则文件。山东已经把分布式项目备案指标下放至各市，并由各市发改委具体实施，地面电站仍由省发改委统一配发；浙江在经过多轮预申报后将所有指标都分解到各市。全力开拓分布式项目的中兴能源项目开发部副总监张邦全在福建就遇到困难，“福建的备案方案还没有出来。”但张邦全已经感受到备案流程简化后的便利，“江苏、浙江、山东等华东地区在备案工作中做得相对更好一些。我们只需要提交关键文件就行，拿到备案后可以一边动工一边补充非必要的文件。”
在新的备案制下，可研、环评、水土保持方案等关键文件仍然需要提交，但已经不用先拿到《关于同意XX项目开展前期工作的批复》后去跑这些手续了。已经获得小路条的项目在今年需要拿到备案后才能实施，所以这些项目在备案中更为便利，但这并不意味更容易获得备案，因为小路条的存量远超过配额容量。晶澳太阳能的牛明表示，“最终备案的时候会拿到一张表格，下方会有一行字：是否纳入本年新增指标。”在他看来，各地的备案指标仍然需要省级发改委部门最终决定。
惠宏伟说，“宁夏已经下发了超过1.6GW的地面电站小路条，但补贴配额只有400MW。”。甘肃目前小路条存量约为1.7GW，是配额容量的三倍。把山东作为重点的联盛新能源正努力把项目塞进备案名单中，其国内项目总监马维伟说，“山东目前报到国土部门的项目超过600MW，报到省电力公司的项目有600多MW，这两个部门同时上报的项目超过300MW，而山东省只有200MW配额。”在备案制下，马维伟遇到新的困难，“以前地方的审批权限下项目最大只能批50MW，现在放开了，各地都报了一些大项目，山西有100、200MW的，云南甚至都出现了350MW的。”目前山西还没有备案方案，而云南“放出来的量已经超过指标了，像小路条一样毫无节制，失去应有的意义了。”诺斯曼能源的投资发展部总监王笑寒在内蒙古也遇到了困难，“内蒙今年只有600MW配额，但现在已经核准的项目就达到了3—4GW。” 鄂尔多斯市上报了500MW项目，而最终只能批不足十分之一。
酒泉金塔产业园也在向甘肃争取更多的指标，本来这里计划建设1000MW，并要求电站业主平摊一座330kV汇集站的3亿多费用。但金塔如果分得的配额太少的话，这座原计划今年春节过后动工的汇集站将难以获得继续建设的动力，而如果不建设这个汇集站，金塔的电力送出都将继续受到限电影响。中科恒源已经在甘肃玉门投资数千万建设了一座110kV的汇集站，本想用于当地6个电站的接入，但目前能批多少还不确定。
截至今年五月底，虽然很多省市并未公布配额具体的发放情况，但大多数地区的指标配置已经完成。河南省发改委要求各地市在五月底前上报项目名单，但事实上，平煤集团的100MW项目、特变电工30MW以及中建材的30MW已经获批。一位熟悉河南的人士透露，“河南虽然只有200MW地面项目的配额指标，实际上是按照400MW地面的容量分配的，看最终谁建完的早。”河南省将根据项目建成的先后顺序将其纳入国家光伏发电补贴名录中。中建材国际工程公司已经申报了50MW，该公司新能源部的贾艳萍表示，“争取50MW尽快开工，只能建的比别家更快以更早拿到电网接入。”在她看来，“河南的政策很好，把分给各市的指标放大一些，调动业主的积极性，发改委也判断到这些申报项目中总有一部分是建不了的，能成型的也就200MW左右，最后谁先并网谁拿到备案。”
河南要求地方政府在今年的支持项目中向2013年核准或同意开展前期工作的项目倾斜，并支持与农业种植养殖、矿山塌陷区等相结合的项目。从全国范围看，2013年就已经开展前期工作的项目将比今年新开发的项目在获取配额中更占优势。
湖北省不会将地面项目指标分解给各地市，对于地面项目的备案，该省能源局要求开发商提供项目实施方案（选址规划、光资源评估、建设规模、条件论证、电力送出和消纳条件分析）、土地场址使用或租用协议、省电网公司的并网审核意见、项目公司营业执照、自有资金证明及银行贷款承诺函等书面材料。省发改委将对资料齐全并符合要求的项目在3个工作日内完成办理，提供的备案证上将著名投资主体、装机规模、建设地点等信息。分布式项目和地面电站需要在分别6个月和1年内完成才有效。
山东把分布式指标分解到各地市后，截至4月底各地已经初步完成了再分配工作。对于山东、河北、江苏等在国家标杆电价以外提供附加补贴的地区，由于项目收益更好，配额的竞争也更为激烈。安徽的指标配置工作已接近尾声，但其地面的配额发放收到了争议。该省的250MW地面电站额度全部给了一家企业——信义光能，如阳光电源、颐和新能源等安徽本地光伏企业则没有拿到最抢手的配额，安徽发改委虽然对此进行公示，但其中一些企业还是对此不满跑去国家主管部门“上访”。
顺风光电的自主电站开发之路并不顺利。驻扎在甘肃酒泉的徐飞鸣已经接触了数百兆瓦电站，目前已经签下来超过200MW的收购协议，“甘肃今年地面电站配额只有500MW，至今还没有确定项目分配，我们接触的都是去年的项目。”顺风光电2014年在甘肃的并网目标是500MW，徐飞鸣说现在已经实现了这个目标，但还在寻找新的项目，“越多越好。”
路条的生意经
跑路条的重重困难使得电站投资商更愿意直接收购项目路条。顺风光电作为2013年最大的路条收购方，其半年的疯狂行为直接推升了路条的价格。事实上，很多路条卖家更希望在路条交易中提供更多服务——组件、逆变器、EPC、甚至是支架。
最早推动光伏电站建设的青海发改委在2012年开始就注意到路条转让了，虽然没有明确发文禁止路条交易，但为了规范电站开发而要求各项目开发公司上交“保证金”，每兆瓦一百万人民币的价格将让开发商不得不及时开展项目建设，事实上这种做法确实起到了作用。甘肃武威金太阳园区则已经收回了2个没有开工的项目路条，计划重新配置。2013年已经获得小路条的项目其出售价格已经被压得很低，一位不愿透露姓名的开发商表示，“只要能收回成本就愿意卖。只有获得备案才能卖上好价钱。”
据国家能源局相关人士介绍，截止2013年底，未建成的获批项目约4GW。这些项目包括已经开工但未建成并网的电站、获批但未开工的电站等。这些项目并不占用2014年的配额指标，2014年上半年的电站交易项目以及建设并网的地面电站大都来自于这4GW的存量路条。
事实上，各地发改委并不愿意看到路条的大量转让。项目开发公司在注册了项目公司后，项目公司的基本信息是很难改动的，所以如果开发商想卖掉路条，只能出售项目公司的股权。牛明表示“目前路条交易是正常的商业行为，实际上是项目公司股权的交易。一般只有拿到项目核准才会真正支付股权转让费用。现在项目价格一般为每瓦2—5毛钱，具体价格要根据项目实际情况计算收益率倒推出来。”顺风光电在2013年曾计划收购晶澳的一个项目公司，但最终未能达成协议。
顺风光电在收购路条时已经不再像去年那么顺利了。顺风光电无法单独完成电站的建设，往往会跟路条卖家商讨反包EPC业务并收购建成的项目。这家公司在短时间内收购了近1GW电站，但资金并未及时到位，导致电站收购后无法及时支付费用。中科光电去年向顺风出售了50MW电站，其工程公司西安东庆新能源为该项目提供EPC垫资，顺风在支付了1亿多费用后仍有2个多亿的欠款。中科恒源作为顺风的战略合作方，后者为其提供181的付款模式，即预付10%，电站并网后付80%，通过质保期后付10%。中科恒源一位负责人表示，“2.8亿款项本应在3月底收到，但顺风将付款推迟至5月份，我们也不清楚那时能否拿到。”科诺伟业、南瑞等都为顺风提供EPC服务，同样也遇到大量的欠款。与顺风合作的一位项目经理表示，“顺风把风险都转嫁到开发商和EPC商了，虽然他们提供10%的预付款，但要求我们再提供10%的履约保函，这就意味顺风不花一分钱就能拿到电站，至于后面的钱什么时候付，谁也不知道。”
一家在西部收购路条的电站投资商明显感受到顺风的竞争压力，“去年路条一般每瓦0.2—0.3元，顺风向卖家一般只支付每瓦3毛钱的路条费用，但是路条卖家还可以通过EPC获取更高的利润。而我们要自己做EPC，所以卖家给我们的路条售价要更高。”在顺风看来，无论路条和EPC价格高低，只要收购价能实现在30%自有资金、70%贷款的财务模型下13—14%的内部收益率即可。海润光伏在2013年向顺风光电出售了60MW垫资建成的电站后（仍有80MW在建），加重了财务危机，去年下半年一度延缓员工工资的发放。2014年，海润意识到把电站卖给顺风或许不是最好的选择了，他们选择跟香港丽盛的子公司超阳光伏电力签署了三年800MW的合作协议。
一家与顺风争夺路条的投资商表示，“无论我去哪里，总会遇见顺风。现在很多路条的价格已经涨至每瓦6、7毛钱。只要财务账我能算过来，路条价格高点也能接受。”或许今年能拿到项目配额的开发商将比过去能获得更大的利益。在竞争配额指标过程中，必然会有一些在2013年拿到小路条的开发商因为无发备案而不得不产生亏损，一家正试图将已经拿到部分关键文件的项目进行备案的开发商表示，“如果备不了案，如果过了有效期，我们前期投入的数十万费用将付诸东流。”
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201405/23/53151.html
