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光伏领域正流行着一个新趋势——到下游去。
除了英利、正泰、中盛光电等大小光伏企业打着“一站式太阳能电力解决方案提供商”的大旗，向下游渗透消化产能。不少“门外汉”和资本大鳄也应声而入。近日松辽汽车投资22.8亿投资新疆、甘肃的光伏发电项目，以及投资房地产起家的郑建明四度抄底江西赛维、海润光伏等企业就是最有代表性的两例。
不止一位大佬表示，中国光伏产业的最后一块蛋糕在下游，但一窝蜂的转移是否会让行业再现当年产能过剩的问题？对下游来说，这将是一个巨大的挑战。
重拾下游
1年前，投资光伏电站的很多企业还在采取独立电站运营商（IPP）的方式。1年后，光伏企业和刚刚进入的资本已经更加青睐BOT模式。
BOT即“建设-经营-转让”模式，这种模式对资金的回收能力较好。一般来说，建设装机规模10兆瓦以内的光伏电站，4～6个月即可完成，建好后转手卖给下家。据业内人士推算，一座电站的毛利率预计在30%～40%。即便光伏电站建成后未能及时转出，也可以通过卖电，10年内逐步收回成本。
而这种情景似乎是光伏设备产能过剩的重现。几年前，由于光伏板价格下降，国内光伏产能以接近100%的速度激增，但补贴等政策尚不明确，国内电站建设速度较慢。而经过业内人士测算，光伏电站组件价格已下跌超过30%，这让电站建设成本减少约20%，原有的外销通道由于欧美双反而不定，“建设-经营-转让电站”成为转移风险和保有收益的手段之一。
光伏之所以迅速涌向下游，一方面是产业发展的必然规律，但7月15日推出的“国八条”无疑成为企业的定心丸。
在规划中，除了提出到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上，较之此前的规划提高了75%。对于消纳，国八条明确指出，“电网企业要保障配套电网与光伏发电项目同步建设投产，优先安排光伏发电计划，全额收购所发电量”的要求；而针对资金，国开行等政策性银行对其电站投资业务给予了低成本的贷款支持，并提供一笔较大数额的授信，此外，国家还将扩大可再生能源基金规模，光伏电价高出部分用基金补贴。
不仅是光伏，风能也持续向下游转移。《中国风电发展报告2012》显示，2012年中国主要风电设备制造行业产能已达到30吉瓦以上，但当年国内新增风机装机容量仅为18吉瓦，且经历2011和2012年的增速放缓后，2013年开始，海南、山东、、广西等省份均有多个密集的风电项目获批，且风电发展开始呈现从内陆向海边转移的趋势。
尽管业内对产业转移处于观望状态，但各路资本的举动已迫切地表达着一种期待，即所投的电站或风场将成为一种消化产能的模式，一台帮助其解决资金链困境的“印钞机”。
不可取代的通道
而模式成立的前提是，电站有人买、绿电能消纳。
这并非易事。投资绿电的企业多是希望通过将建好的电站转手，以盘活资金。但问题是，不少企业都抱有这种心态，如果这样，项目建好后或将面临“观望者众、出手者少”的窘境。以光伏企业为例，即便是消化了过剩的设备产能，也不过是将光伏板的存放地点由库房搬进电站。
如果是转手难，消纳就是另一个途径。国八条明确支持分布式发展，于是有人指出，投资电站的方向将从西部转到中东部，规模也将由大型电站转为建设分布式光伏。但盘点近期投资的多个光伏项目，多数企业仍把重点放在甘肃、内蒙古、青海等传统新能源基地。众所周知，这些地区风光条件优越，但缺少耗能的大工业，加上目前对环境的要求，这让地方政府需要寻找一种“不产生过多污染、又能大量耗能”的消纳方式。
这种方式并非奢望，云计算中心就是其中一种。近期，媒体称张家口云计算数据中心项目有望今年开工建设。项目所在的冀北地区是国家千万千瓦级风电基地之一，截至2013年2月底，冀北电网风电装机容量639.05万千瓦，风电最高日发电量占比达20%以上，且当地自身消纳能力较差。如果类似的项目在各地建成，将成为清洁消纳多余电力的重要途径。
但问题是等不及。参照已建设的项目，一座占地为12万平方米的云计算中心，保守的建设周期为4年左右。而根据目前公开的信息，张家口的云计算中心总建筑面积将达到30万平方米，这个速度无法与新能源基地的建设速度比肩。类似的消纳方式一旦无法建起，绿电消纳仍需要借助外送。
绿电外送的最大挑战就是稳定性。风电具有随机性、波动性和间歇性特点，光伏受天气和气候的影响大，且光伏发电技术转化率一般不超过15%。因此，绿电外送需要引入互补装置，减小其对系统的冲击和影响，提高绿电外送的经济性。
在青海、黑龙江一些水资源比较丰富的新能源基地，水电互济是解决新能源稳定性不佳的方式。而在河北、甘肃、宁夏、内蒙古等水资源短缺的地方，化学储能是当前最佳的办法。目前，风光储能结合最佳范例就在河北省张北，在国家风光储输示范工程一期项目中，除了风机和光伏设施，还有世界上规模最大的锂电池储能电站与集中监控平台，24.5万节电池支持着风能和光伏大规模实现友好并网。
而这种模式正在被更多绿电基地使用，除张北二期工程将新增风电装机40万千瓦、光伏装机容量6万千瓦和储能装置5万千瓦外，宁夏、青海等地也已经规划或建设风光储项目。
外送经济桎梏
与不断提高的技术相比，绿电送出的经济性却始终未得到过多重视，最明显的问题就是配套提速和储能价格。
从现有项目的经验看，多数电站建设时间较短，而相应的配套设施从审批到建成耗时较长。譬如张北风光储输示范项目，2010年，已有建设“张北——南昌”特高压工程的消息。但直到2013年6月，相关配套的输送工程才通过审批，完成环评外业调查。
按照张北风光储输一期的建设规模计算，风光电力装机共14万千瓦，以为每天出力10小时，每年200天计算，电量都能达到3.9亿千瓦时。而根据新闻报道，2012年，张北风光储输一期全年共发电量2.4亿千瓦时，仅相当于甘肃省全省的日用电量。之所以会出现限制出力，外送通道未能匹配无疑是原因之一。
而未来，光伏将向下游大批转移，限制出力不仅将关乎几家企业的前景，而且会打击投资者对新能源产业的信心。随着“国八条”贷款政策推出、资本大量进入，出力受限不仅不利于光伏产业恢复，还会连带影响到为其实施贷款的机构和个人。
除了通道建设，储能补贴不到位也会阻碍绿电送出的效率，而其中，风电受到的影响最大。
当下，不少风电场正面对一个尴尬的现实：储能本身价格过高，风场安装储能收益却很低。在风光储电站中，最佳的情况是储能设施利用峰谷电价，在风力较大的夜间低价充电，白天则放电销售。根据各地发改委目前的政策，全国峰谷电价比大多在4：1～4.5:1浮动。有人测算，通过储能提升10%～20%的风电利用率每年可增加电费约1000万～2000万元，而储能电池的年折旧费已在3000万元以上。
不少绿电项目因为成本难以承担，减少了原有计划中储能规模。但这会引发一种不良循环：因为储能厂商拿到风场这样的大订单减少，产品成本就更降不下来，绿电项目更加用不起，长此以往，绿电送出受到影响，让产业发展面临诸多瓶颈。
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