20分钟后，男子终于被围观群众和前来交警叫醒。
这种现象已经存在了两周，引得不少村民前去拍照。
　　:北极星网获悉：4月14日召开的湖南省发展和改革工作会议传出消息，2015年，湖南省将突出实施“基础设施升级、新型城镇化提质、融资模式创新”“三大行动”，优化投资结构，扩大有效投资。
　　今年，湖南省将推进“511”重点投资计划(涵盖50个重大工程、1000个重点项目、1万亿元的重点投资)，突出实施“三大行动”。
　　基础设施升级行动，将努力构筑交通、能源、信息、水利“四网”。其中，交通网重点抓好武靖高速，湘江、沅水等高等级航道，蒙华、怀邵衡、黔张常等铁路，长沙磁悬浮、张家界机场改扩建等重大项目建设。能源网突出抓好风电、光伏、水(地)热等清洁能源点和、天然气长输管道等能源通道建设;重点抓好“气化湖南”等重大项目。信息网将推进云计算平台等重大专项,重点抓好4G无线网络、宽带提速、老城区光纤改造等重大项目。水利网重点推进涔天河和莽山水库扩建，抓好城市防洪圈、中小河流治理等建设，完成360万人农村饮用水安全工程。
　　新型城镇化提质行动，预期投资2500亿元。提升地上设施承载功能，打造出行便利、环境良好的新型城市;加大“两房两棚”投入。提升地下设施配套功能，重点改造和新建城市排水防涝管网2600公里、供水管网1500公里，新建燃气主干管和改造老旧管网3000公里，新增管道燃气用户35万户。
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　　融资模式创新行动，将优化政府投资，增加政府债券和专项债券额度，扩大创业投资基金规模。探索建立省级创业投资、风险补偿基金。激活民间投资，在收费公路、污水垃圾处理等经营性领域，选择一批项目开展PPP试点;鼓励民间资本发起设立产业投资基金和股权投资基金。扩大招商引资，推行产业链、供应链、核心价值链等招商新模式，积极吸引外资落户。
　　以下是湖南能源建设重大项目：
　　一、加强能源网建设必须抢抓机遇
　　能源问题始终是人类文明发展进步的永恒命题，是一个世界性话题。能源建设事关经济社会发展大局，事关人民生活水平提高，事关社会长治久安，党中央、国务院和省委省政府历来高度重视。“十二五”以来，全省累计投入1200亿元左右，能源建设取得了突出成效，有力支撑了全省经济社会快速发展。在经济社会发展进入新常态、能源供需格局出现新变化的新形势下，加快建设“节约、清洁、安全”的能源体系，必须抢抓机遇、乘势而上。
　　一是抢抓能源革命的机遇。去年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出，要应对能源安全问题，必须大力推进能源消费革命、供给革命、技术革命和体制革命，全方位加强国际合作。7月，省政府专题召开省能源委筹备会议，强调要根据中央精神，结合我省实际，立足当前，谋划长远，加快推进能源建设。当前，我省能源供需总量和结构性矛盾仍然突出，能源利用方式还较粗放，关键设备和核心技术还不够强，体制机制尚未理顺，能源安全隐患有待消除，必须加快建设节约、清洁、安全的能源体系，推进能源生产和消费革命，促进能源持续健康发展。
　　二是抢抓全面建成小康社会的机遇。按照省委省政府部署，湖南要在中部地区率先实现全面小康。能源建设既可以扩投资、稳增长，又可以促消费、利发展，还可以保就业、惠民生，对全面建成小康社会具有重要推进作用。截至2014年底，全省电力装机达到3603万千瓦，全社会用电量达到1430亿千瓦时，农村电网村改率超过88%，城镇天然气用户达到100万户，但人均用电量、装机容量、成品油、天然气消耗量分别为全国平均水平的53%、54%、65%、23%。“十三五”时期，我省经济将保持中高速增长，居民生活质量和水平将进一步提高，能源需求将逐步接近全国平均水平，能源发展还有巨大空间，必须科学统筹，超前谋划，超速发展。
　　三是抢抓国家政策的机遇。当前，国家正在抓紧编制“十三五”能源发展规划，从国家简政放权和行政审批制度改革看，今后能源领域的项目审批将更多地突出规划的调控作用，重点是以规划展开布局、以规划确定项目，规划的重要性和引导性将更强。去年国家推出的七大工程包中，有四个涉及能源建设，一大批重大电源点建设、重大能源通道项目将在近两年加快启动。同时，国家正在大力推进电力、油气、能源价格和投资体制改革，将配套出台一批政策。这对我省是一个大好的发展机遇，必须主动对接国家战略，争取国家在规划布局、项目资金、改革试点等方面倾斜支持，夯实发展后劲。
　　二、加强能源网建设必须破解瓶颈
　　我省一次能源匮乏，对外依存度高，处于全国能源输送末端，资源短缺、通道不畅、结构不优、价格高企等因素始终制约全省能源发展，体制机制还需进一步完善，加强能源网建设，必须着力破解以下三个方面瓶颈：
　　一是破解能源点的瓶颈。按照2020年我省人均能源消费能力达到全国2015年平均水平测算，“十三五”末全省电力缺口约1000万千瓦，电煤缺口约4000万吨，天然气缺口约70亿立方米。我省煤炭人均储量相当于全国平均水平的 67%，探明可采储量仅可开采21年，且开采难度高、安全隐患大;无石油和天然气资源;水电95%的经济可开发量已开发完毕;新能源不丰富且开发成本高;核电有比较优势但短期投产无望;页岩气资源丰富，但要实现规模化环保开采尚需时日。要确保全省能源供需平衡，必须在加大省内能源资源开发的基础上，引进省外能源。
　　二是破解能源通道的瓶颈。我省位于全国煤炭、电力和天然气输送末端。京广、焦柳铁路运能基本饱和，洛湛铁路扩能改造未全线实施，“卡脖子”路段运能严重受限，长江城陵矶水运通道输送量较小，煤炭运能受制约。湖南电网与华中电网仅通过三回500千伏线路相连，最大电力输入能力仅260万千瓦，输送通道薄弱。天然气只有两条中石油的国家级支干线输气，气源单一，气量不足。要确保我省能源供给，必须建设一批条件成熟、当前急需的能源通道。
　　三是破解能源网络的瓶颈。目前，全省“两纵四横”500千伏输电通道尚未落点张家界和湘西州;除国家电网和郴电国际外，省内还有653个地方电网供区，平均村改率不足34%;30%的农村变压器超负荷运行，部分农网改造过地区又出现供电“卡脖子”问题;智能电网建设滞后，未形成分布式能源自由接入的条件。省内支干线管道建设滞后，还有5个市州中心城市和61个县未通管道天然气，大部分市县城市燃气管网仍处于起步阶段。要确保能源广泛覆盖，必须打造智能高效可靠的能源网络。
　　四是破解能源体制的瓶颈。目前，我省能源市场交易机制不完善，资源利用效率不高，市场配置资源的决定性作用难以发挥。能源价格关系没有完全理顺，市场化定价机制尚未完全形成。政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善、发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。立法修法工作相对滞后，制约能源市场化和健康发展。要充分调动能源建设的积极性，必须打破常规，坚持市场化改革，形成适应市场要求的体制机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。
　　三、加强能源网建设必须加大力度
　　能源既是战略性资源，也是战略性产业。当前，国际能源价格持续走低，能源供需形势相对宽松，是加快能源建设储备的最佳时期。按照省委省政府“基本稳定水电、适度发展火电、加快气化湖南、积极发展新能源”的总体要求，从点线面三个方面集中发力，加快构建“覆盖全省、网架坚强、协同发展”的新型能源网。今天，我们发布的这批项目，是结合了当前建设任务、未来发展需要，特别是“十三五”规划研究初步成果提出来的。共3大类25个(项)，总投资3874亿元。其中：电力网项目14个(项)，投资1483亿元;油气管道网项目8个(项)，投资1693亿元; 分布式能源网项目3个(项)，投资699亿元(详见项目表)。重点主要是三个方面：
　　一是加快重大电源建设，立好“柱子”。火电：加快株洲攸县电厂、华电常德电厂、神华国华永州电厂等在建项目建设，加快推进大唐怀化石煤电厂、神华国华岳阳电厂、华电平江电厂等火电项目前期工作。水电：加快五强溪水电站扩机、平江抽水蓄能、安化抽水蓄能前期工作。核电：安全有序积极推进桃花江、小墨山核电项目前期工作，继续做好厂址保护、科普宣传和公众沟通。新能源：积极推进新能源项目建设，力争“十三五”装机规模达到800万千瓦左右。
　　二是加强能源网络建设，建好“架子”。电网建设：积极推动甘肃-湖南等特高压入湘工程，新增湖南电网与华中电网1-2条联络线，有序推进全省10项 500千伏主电网建设;尽快完成全省所有未改村改造，逐步实施已改村“低电压”升级改造;按照“高端化、集聚化、特色化”的思路，以专业园区、智慧园区、分布式能源建设为载体，打造“网架坚强、广泛互联、高度智能、开放互动”的智能电网，争取“十三五”建设充电站100座左右，全省配电自动化覆盖率达到90%。气化湖南：加快推进中石油西气东输三线中段、中石化新疆煤制气外输管道、贵州铜仁-凤凰天然气管道建设;加快实施全省天然气输气管网建设三年行动计划，到2017年新建完成国家干线2条，省内支干支线25条，总长度约3389公里，城市管网超过30000公里，管道气化全省14个市州中心城市和66个县市，其余22个县市通过CNG、LNG方式气化;力争到2020年实现“全覆盖、县县用”。煤运通道：加快蒙西华中煤运通道建设，优先建设荆岳段;积极推进洛湛铁路益阳至娄底段、邵阳至永州段改造升级，提升通达能力;加快岳阳华容铁水联运煤炭储备基地建设，把岳阳建成全省煤炭物流中转枢纽。
　　三是加强体制机制建设，搭好“台子”。1、搭好市场台子。推进能源领域市场化，加快编制全省能源“十三五”总体发展规划和电力、农村电力、地热能、风电消纳等16个专项规划，凡是列入规划的项目，除法律法规明确禁止的以外，均向民间资本开放，创造公平公正的能源市场准入和竞争环境，将各种投资主体置于同等“国民待遇”门槛下。2、搭好改革台子。按照国家统一部署，重点推进电力体制改革和油气体制改革，有序放开输配以外的竞争性环节电价、向社会资本放开配售电业务、放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，进一步强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全高效运行和可靠供应。认真研究油气管理体制中存在的问题，广泛征求有关方面意见，积极向国家提出油气体制改革建议意见，配合国家做好油气体制改革方案。3、搭好政策台子。省政府将拿出部分资金专项用于农村电网改造升级，争取各市州根据自身实际情况配套部分资金或加大投入力度，多措并举扩充农网投资渠道。落实《湖南省人民政府关于加快实施“气化湖南工程”的意见》(湘政办发[2015]3号)，出台规范天然气基础设施建设和支持天然气分布式能源发展的相关政策，提升全省天然气保障能力，加快天然气市场培育。加强地热能、生物质能政策研究，结合省内实际，争取出台相应的省级地热能开发利用、生物质能利用等支持政策，拓宽分布式能源发展领域。
　　以上是我省能源网建设的有关情况，欢迎社会力量广泛参与，也希望新闻界的朋友们多宣传、多关心、多支持。
　　记者：根据您刚才发布的能源网信息，提出了我省“十三五”能源发展的重点任务，请问实现这些任务有什么保障性措施?
　　欧阳彪：能源是经济社会发展的血液，构建安全、清洁、节约的能源保障体系对于促进我省经济社会发展至关重要。当前，经济社会步入新常态发展期，能源发展面临新机遇、新挑战。要确保目标的实现，我们主要抓好以下三个方面工作：
　　1、强化规划引领，抓好顶层设计。高起点、高标准、高质量做好发展规划、抓好顶层设计是实现发展目标的决定性、基础性工作。一是做好中长期能源战略研究。委托高层次的专业机构开展我省中长期能源供需平衡及发展战略研究，结合国家重大项目布局和政策，提出全省中长期能源发展思路、方向与重点。二是做好“十三五”能源发展规划。国家新一轮简政放权后，规划将成为项目布局的基本依据。按照国家统一部署，我们正在组织编制全省能源发展总体规划和14个专项规划，研究“十三五”全省能源发展的思路、原则、目标与措施，科学谋划一批重大项目。三是加强国家、省级总体规划与专项规划的衔接，保障规划有序实施落地。
　　2、推进能源改革，释放市场活力。能源改革基本由国家层面统筹实施，自上而下推进。近期，我们将按照国家统一部署，重点抓好两项改革：一是电力体制改革。按照中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)确定的“三放开、一独立、三强化”的电力体制改革总体思路和相关配套政策，结合省内实际，提出全省电力体制改革实施细则，进一步释放电力市场活力。二是能源投资体制改革。按照国务院《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》(国发[2010]13 号)和国家部委相继出台的实施细则，鼓励和引导民间投资进入能源领域，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，引导社会力量参与能源建设。
　　3、加强组织协调，营造良好环境。一是成立了协调机构。省政府高度重视能源建设，2014年专门成立了农网改革与改造、气化湖南2个指挥部和重大电源、新能源建设、新能源汽车3个协调小组，专门协调解决能源建设重大矛盾。下一步，我们将充分发挥这些协调机构的作用，定期调度项目进度，深入项目现场，就地解决重大建设矛盾，加快项目建设。二是出台了扶持政策。“十二五”以来，我省相继出台了农网改革与改造、气化湖南、风电、分布式光伏等多项能源扶持政策。下一步，我们将加强督促协调，确保政策落实到位。三是下放了审批权限。新一轮简政放权，我省共下放了11项能源审批权限。下一步，我们将加强下放事项的审批情况监督管理，并进一步研究继续下放事项。
　　记者：请介绍一下我省“十三五”新能源投资的重点和支持政策。
　　曾艳阳(投资处处长)：新能源对于调整能源结构、促进节能减排、保障能源供应意义重大。目前，我们正在编制“十三五”新能源各专项发展规划，初步考虑有：
　　1、投资重点。年，我省新能源投资重点主要有风电和光伏发电两块，预计投资699亿元，力争新能源发电装机达到800万千瓦左右。风电方面，前期重点开发湘南、湘西南、湘中地区风电资源，后期根据技术进步逐步开发洞庭湖区资源;光伏发电方面，重点在工业园区、商业集聚区和公共设施区发展分布式光伏，在湘南、洞庭湖区等地适度建设渔光互补、农光互补等地面光伏电站。此外，在生物质能、地热能利用方面开展前期研究。
　　2、主要支持政策。国家层面，2011年开始，国家对风电、光伏发电项目实行年度规模管理，未纳入年度规模的项目不能获得国家可再生能源发展基金电价补贴;出台了一系列风电、光伏发电、生物质发电等新能源的规划布局、电价、投资、并网信贷等支持政策。省级层面，2010年-2014年，配合国家政策，省政府办公厅分别出台了新能源产业、风电、分布式光伏发电支持政策，涉及项目布局、财税、并网、电价、投资和产业等多个方面。应该说，这些政策正在逐步显现效应。下一步，我们将加强国家和省里政策落实情况的跟踪协调，推动政策落实到位，为省内新能源发展提供可靠政策保障。
　　3、简化管理程序。2014年开始，我省对纳入国家年度核准计划风电项目的核准权限下放市县;对光伏发电项目实行前置备案管理，光伏发电项目由省里备案，分布式光伏发电项目按属地原则备案。同时，按照权力与责任同步下放、调控和监管同步强化的要求，加强项目管理，防止出现管理真空。
　　记者：湖南是一个人口大省、农业大省，农网建设一直是各方比较关心的问题，请问省发改委对下一步全省的农网改造有什么打算?
　　吴波(能源局副局长)：2010年，国家启动新一轮农网改造，累计下达我省农网投资计划166.5亿元，全省村网改造率从2010年底的71.4%增长至去年年底的88%，进一步加强了农村电网的供电能力和供电质量，但总的看，农网改造还有大量的工作要做。我们将按照国家和省委、省政府的要求，编制好全省“十三五”农村电网改造升级规划，研究提出新的支持政策，包括资金扶持，同时加强工作协调，切实解决农村电网改造过程中存在的困难和茅盾，确保农网改造规范有序推进。
　　记者：特高压电网近年来一直是热点问题，我想请问一下国网湖南省电力公司对我省发展特高压有什么考虑?
　　周建云(国家电网湖南公司副总)：一、发展特高压是拓展电力外输通道，保障湖南电力供需平衡的需要。“十三五”期间，预计湖南全社会最大负荷年均增长8.9%，2020年达到4600万千瓦。综合考虑本省能源禀赋、电力需求发展、电源项目的建设、煤炭产能及运力、环境容量制约等因素，如果仅仅依靠本省发电厂供电，不足以保障湖南省经济社会发展对用电的需求，强化区外能源电力通道建设是实现湖南省能源电力可持续发展的必然选择。二、“十三五”特高压电网规划情况。按照国家要求，国家电网公司已编制完成《国家电网公司“十三五”电网发展规划(建议稿)》并上报国家有关部门，规划对湖南省建设特高压输变电工程做出了统筹安排和统一部署。三、相关特高压工程推进情况。目前，进展较快的特高压入湘工程是甘肃～湖南特高压直流工程。在国家的重视、支持和湘甘两省共同努力下，工程进展顺利。日，国家能源局批准同意工程开展前期工作。目前，该工程核准所需全部支持性文件已经获取，国家能源局正在委托中咨公司开展项目核准评估，国家电网公司力争2015年5月取得核准文件并开工建设，计划2017年建成投产。该工程建成后，可输送电力800万千瓦，将缓解我省能源供应紧张局面，为促进湖南经济社会发展发挥支撑和保障作用。
　　记者：如何加快推进全省天然气管网建设，按期完成“气化湖南工程”目标?
　　郭平(湘投控股公司副总)：“气化湖南工程”是湖南省委、省政府惠民生、促发展的重大战略决策，对我省优化能源结构、改善生态环境、提高居民生活质量、促进新型工业化、推进“四化两型”建设、实现科学发展具有重要意义。
　　省委、省政府高度重视推进“气化湖南工程”工作，多次召开省政府常务会议、省能源委会议专题研究部署。先后研究出台了《湖南省天然气利用中长期规划》、《关于加快实施“气化湖南工程”的意见》，完善了“气化湖南工程”的顶层设计;成立了湖南省“气化湖南工程”指挥部，加大了协调推进力度;审定了《湖南省天然气输气管网建设三年行动计划(年)》，明确了天然气管网建设任务;委托湘投控股集团分别与中石油、中石化合资组建了湖南省天然气有限公司和湖南省天然气管网有限公司，作为全省天然气输气管网建设的实施主体。
　　按照省委、省政府的部署，湘投控股集团完成了合资公司组建。省天然气公司和省管网公司正按照三年行动计划要求，加快推进全省天然气输气管网建设，力争通过三年时间，建设25条省内天然气输气管道，总长度约2233公里，总投资约112亿元，到2017年底管道气化全省14个市州中心城市和66个县市。目前，浏阳支线和新化支线已经开工建设，年内还将开工建设11条管道，长度约736公里;建成5条管道，长度约383公里。
　　在省委、省政府的大力支持下，在各省直部门、地方政府的积极配合下，湘投控股集团一定集全公司之力，加大资金筹措力度，加快项目前期，加强项目建设，按时高质完成三年行动计划的天然气管网建设任务，确保“气化湖南工程”的目标顺利完成。
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你可能喜欢2013年中国光伏电站玩法及2012年观察
　　日，2013年全国能源工作会议在京召开。电力装机由7.2亿千瓦增长到11.4亿千瓦。石油增储稳产，天然气快速发展，用气量由705亿立方米增长到1500亿立方米左右。水电新增装机1亿千瓦，达到2.49亿千瓦，居世界第一。风电装机由500万千瓦迅速增加到6300万千瓦，成为世界第一风电大国，年发电量超过1000亿千瓦时。光伏发电装机由基本空白增加到700万千瓦。核电在建机组30台、3273万千瓦，在建规模居世界第一，在役机组保持安全稳定运行。人均生活用电量由273千瓦时提高到466千瓦时。
　　日，据电监会监测，2012年，我国共消纳清洁能源电量10662亿千瓦时，同比增长28.5%，占全部上网电量的21.4%，较去年同期提高3.9个 百分点。其中，水电8641亿千瓦时，同比增长29.3%，核电982亿千瓦时，同比增长12.6%，风电1004亿千瓦时，同比增长35.5%，太阳能发电35亿千瓦时，同比增长414.4%。
　　截至2012年12月底，全国新增水电1551万千瓦，风电1285万千瓦，太阳能发电119万千瓦，全国全口径发电装机容量达11.4亿千瓦，其中水电装机24890万千瓦，同比增长6.8%；核电1257万千瓦，同比增长0%；风电（并网）6083万千瓦，同比增长31.6%；太阳能发电（并网）328万千瓦，同比增长47.8%。清洁能源装机规模持续增长。
　　电监会的数据来源是中电联的。事实上光伏装机分为并网和离网大类，而并网又分为向电网送电和不送电两种。所以不论是7GW的装机还是3.28GW的并网发电都正确。
　　光伏并网发电&光伏并网量&光伏装机量。那么中国2012年的光伏装机量到底是个什么样子呢？2013年的电站要如何玩呢？
　　一、2012年中国光伏电站观察
　　光伏电站因其看似强大的现金流，有着印钞机的美誉。每单位GW装机量的印钞速度堪比三峡工程，而因其单位投资时间少，速度快，引无数资本风涌而至。
　　有多少资本想进入这个领域？根据Solarzoom的统计数据显示，目前在国内已披露的意向，签约，正在开发建设的项目达到130GW，按7.5元/W的平均投资成本计，未来几年将有万亿资金投入这场光伏电站的建设浪潮当中。
　　（一）已经完工的装机量
　　根据Solarzoom的中国电站项目库的样本数据显示，截止到日止，全国总共披露已完工的项目是4997MW（包含了并网项目和离网项目以及金太阳金屋顶项目），其与官方公布的数据并不冲突。
　　从表1中可以看出，我国主要的电站项目主要分布在西北电网管辖地区内。中国电站的加速始于2011年。主要原因是当年光伏行业产能供求关系的发生逆转，组件价格连续两年腰斩，投资成本的大幅下降，投资光伏电站已经可以获得不菲的收益。由于电站项目过多，人员更迭，有些项目已无法考证其精确的完工时间。
　　随着国内电站项目的加速，并网送电的难度在个别地区正在加大，有很多项目正在西北晒着太阳。这是由于电站最终并网并不仅仅是一纸并网核准文件的事，关键是还要电网接入。没有电网公司的电缆传电，建好的电站只能晒太阳，而电网公司的电网投资一般是先做年度预算的，周期很长。所以，很多西北的电站业主只能合伙自建接网设施，然后再由电网公司收购。
　　另外，2012年四季度前发改委并没有政策表明要在2013年底前降光伏收购电价，所以众多手里有着项目的开发商在有意无意的拖慢进度。故整个2012年的装机量是大幅低于2012年初预期的5-7GW。
　　从图1中可以看出，我国的光伏装机主要集中在青海，甘肃和宁夏，这三个省份集中我国一半多的光伏装机量。装机量都在640MW以上，青海省更是达到了1453MW。
　　其次是新疆，江苏和内蒙古自治区。新疆和内蒙数量多是由于当地的日辐射条件好，而江苏除去金太阳等屋顶项目外，中节能在当地的滩涂电站为其增色不少。三个省份的完工量在160-320MW之间间。
　　再然后就是山东，浙江，两个经济发达地区，屋顶和地面项目并重。西藏，日辐射小时数最强的地区，地面电站为主，受限于当地的电网结构，并网接入有一定困难。三个省份完工量在80-160MW区间。
　　四川重庆贵州属于完工量最少的几个省份之一，主要与当地日照条件有很大关系。而湖北广西吉林的完工数据偏少与统计口径有关。
　　台湾数据暂时缺失。
　　（二）正在开发建设的项目
　　除去已经完工的电站项目外，我国还有大量正在开发建设的光伏电站。从表2中可以看出，截止日的样本数据，统计2007年到2013年有开发建设动作的电站项目约为20GW。2012年的份量占一半多，这与光伏电站理想中的高收益不无关系。
　　其中的“有电站开发动作”，指的是已经正在开展前期核准，跑环评，土地，接网手续等开工前的准备工作。而“有电站建设动作”，指的是已经动土，奠基，开工，招标，建设等。根据实际情况，可以边开发边建设，具体体现在金太阳和金屋顶项目，有部份项目是已经完工后再申报的金太阳补贴。更多的是并网手续都没有办妥就申请到了金太阳项目。
　　早年的一些项目，虽有动工迹象，但限于在当时的体量太大，最后只是完工了一小部份，可以看作是试验性的安装。在这20GW项目中，有不少项目土地场平都已经完成，却卡在资金上了。这些项目最后能否完成，还得再观察。
　　而2012年在建设的项目中，其组件或是逆变器的安装可能有约2GW左右的量，但是由于种种原因整体完工量并不好。见表3。
　　（三）签约项目
　　从2009年开始，国内的电站开发就已从星星之火开始走向燎原之势，各企业与当地政府签订无数的意向项目，这当中以中电投，国电等大型发电集团为主，中节能，航天科技集团，风电集团，汉能，三峡等后来者跟上，都是全国各地签了上10GW的开发协议。大型发电集团的战略配置早已完成。天合，尚德，英利，晶澳为代表的大型组件厂商，签订的电站协议也不在少数都是GW级别的，这当中更多的是以合作方式进行。签约项目中，不少项目是签了排它性协议的。
　　很多企业因为资金，经验，并网，风险管控等原因，和当地签订数百MW的电站项目，但是第一期开发的往往只有10-20MW左右。从表4中可以看出本期项目有建设完工动作的虽然不到8GW，但其背后的总项目量高达50GW。
　　更多的项目可能因为种种原因，仅仅还只是停留在签约阶段，其本期项目都未披露任何开发流程的，见表5。
　　这还只是大型项目，其中大型发电集团签订的几十GW的项目能查询落实到各个省份的还不到一半，还有更多的分布式项目无从统计。不夸张的讲200GW的量都有，如此众多的项目，能否全部完成？估计完成不了，但是从这些项目信息中可以得出结论，光伏电站很火。
　　（四）本期项目观察
　　100多GW的项目量，这个有点虚，完不成就只是一堆数据。但是通过对最终可能完工的大约30GW的本期光伏电站项目的观察，还是能看到不少有用的东西。
　　从图2中可以看出，本期光伏电站里甘肃一只独秀，达到6460MW，从当地政府机关的一份规划可研报告中，已经预留划出了约15.7GW的土地给光伏电站使用。除了当地日照条件优越外，更重要的是有着得天独到的地理条件，借新疆特高压汇电入中原，省事不少。经济条件也是个重要因素，随着近年当地经济的发展，本地用电量能吸纳的光伏发电也比青海要强。
　　新疆，青海，内蒙，宁夏将是未来一两年大型地面电站的主战场，能保证2GW以上的开发量。这五大地区除了日辐射小时数多，还有一个特点，土地便宜。
　　江苏，云南和华北地区将未来分布式和地面电站可各占一半，利用一些无法耕种的土地发展光伏电站。
　　东北地区日照条件并不差，但是由于冬天雪多，纬度高占地多，土地又贵，是难以大面积发展地面电站的。
　　（五）企业观察
　　投资光伏电站是要有企业法人的，那么涉入光伏电站的企业是些什么情况？一般情况下，光伏电站分为几种投资：一是做“EPC”， （什么叫EPC？EPC是英文：Engineer，Procure，Construct头字母缩写。其中文含义是对一个工程负责进行“设计、采购、施工”，与通常所说的工程总承包含义相似，可理解为交钥匙工程）；另一种是先负责项目的建设投资，并向银行等融资，把电站建起来，再找机会转让给合适的下家；第三种则是建设电站并长期持有，如20年时间，获长期投资回报。
　　光伏电站通过一两年的发展，EPC和开发商已经越来越难以分清了。越来越多的开发商成为了高一级的EPC，建好完整的电站售出；越来越多的EPC变成了开发商，没有电站可建的时候只能自己开发跑项目。大家都是想着如何将自己手里的电站卖出去而不想着长期持有，商人本质体现得淋漓尽致。
　　不论是正在开发的光伏电站还是已经完工的光伏电站，国内还是以发电集团为主，相当多的民营企业被迫投资光伏电站是为了消化自己的上游产能。
　　表7说明：所有公司的统计均包含下属公司及参股公司的份额，比如中电投包含黄河水电，英利包含参股企业海南天能，航天科技包含其上市企业航天机电及孙公司上海太阳能的份额。由于各个公司的参股情况过于复杂，此名录有一定误差，仅做参考。中利腾辉旗下中利科技的项目已经披露转让给了招商新能源。
通过对30GW本期项目的统计，前10名公司的占比约为10GW，占总量的1/3强，而中国电力投资集团，国电集团等大型发电集团是开发的主力。
　　三峡，风电集团，汉能等其它发电集团由于涉足时间较晚，正在奋起直追。
　　通过对已披露完工的约5GW的项目统计，前十大公司的完工量占到一半以上的份额，中电投更是占到了1/10以上的份额。
　　至于国内十大组件供应商，十大逆变器供应商，支架供应商等等排名则有打广告的嫌疑，在此略过不表。
　　（六）电站中一些问题
　　并网难，送电难，开发手续繁琐，银行嫌贫爱富放款难，组件逆变器支架厂商回款难，各部门吃拿卡要花钱多，电站人员流动性大等等，做过电站的都知道，这些不提。讲点大家关心的。
　　（1）为什么大型发电集团不太愿意收购现成的光伏电站？
　　大型发电集团其实对大家手中的光伏电站并不太敢兴趣，除开原先早已谈好的电站项目外，至今为止也没有一个公开的BtoB的成功案例。
　　原因大概是以下以点：
　　价格谈不拢。当前一个西北的大型的光伏电站，全流程做下来大约是8元/W，而电站的原本持有者希望将电站卖到12元/W，甚至于15-16元/W。受地理位置，发电效益以及资金的时间价值等因素的影响，高于9元/W的挂牌价格鲜有问津。从2008年MW级示范项目开始，光伏电站的投资成本就一直在降低，可以说光伏电站实际上是个贬值的东西，一个月一个价格。目前大型地面电站的主流EPC的价格已经来到6-7元/W，大型屋顶项目的EPC的价格也跌到在7元/W左右。而在2012年上半年以前完工的电站普遍成本高于12元/W，电站的开发者本钱都没有赚回来，不大可能将其出售？随着光伏电站建设成本的稳定，优质电站的交易可能在今明两年后会慢慢放大成交量。
　　利益输送。大型发电集团，每个集团手中或多或少都有不少安装施工队，有自己的设计部门、采购部门、施工部门，都是用着银行的钱来建电站，肥水怎可流入他人田！？中国特色大家都懂的。
　　电站的质量。受年光伏行业的不景气影响，西北相当一批民营光伏电站的组件是处理品，质量或多或少都有问题。这样的电站，持有起来风险很大，收购而来意义不大。
　　（2）为什么长期基金不太愿意收购光伏电站实体？
　　早在2011年底，就有传闻可将手中的光伏电站卖给社保等大型长期基金，各路人马多轮次的游说社保旗下的各只基金，而到现如今社保也没有收购持有一个实体光伏电站，宁可投资二级股市买卖光伏电力类的股票也不愿收电站，这是为什么？
　　原因其实简单得很，看上去很美好的IRR收益完全是一厢情愿的。
　　2011年前的光伏电站每度电的收购价是1.15元/度，2011年后的收购价是1元/度，在内部的可研报告中，很多电站的IRR甚至于能达到15%以上。但是如此高的IRR毕竟只是理论上的，不能得到保证。发改委并没有说明电价的收购时间，谁都不能肯定是收15年还是25年？15000小时还是25000小时？所以其风险暂时比风电高很多。
　　再有电站本身还有限发电的风险，如同风电有弃风一样，光伏也有弃光一说，西北的电站有多少一年到头满发电过？随着万亿资本的进入，如不加控制，哪个能保证当前原本接纳能力富裕的各级电网，在五六年后会变得容不下这些光伏电站！
　　电改十年，厂网分离十年，现在是既有计划电，又有市场电的。电站卖电与电网买电，两者的关系早已不是一家人。国家电网毕竟是一个企业。未来一旦引入竞价上网机制，有相当一批电站是打不了价格战的。
　　光伏电站实体变现难。由于一个电站动不动上亿，买进来容易，要想卖出去，那得还要找个更有钱的主？而买卖电站类公司的股票容易得多了。甚至对开发公司的进行股权投资都比拥有实体电站要稳健。
　　同时，长期基金资金并不是像大家想象中的富裕，全国社保刚刚过万亿，其本身还有兑付压力，并且还没有完成全国的统筹。能进行直投的实际资金并不多，做为资金的安全考虑，分散投资是必须的，能分给光伏的份额数量极其有限。
　　还一点，社保如果大量收购实体光伏电站，那社保是管理着全国人民养老金的社保呢？还是发电集团？五大国有发电集团不都得下岗？
　　可想可知，社保并不想收获利益的同时持有如此多的风险。所以，社保并不愿意成为电站最终的持有人。
　　（七）电站开发的一些亮点
　　就讲一点，资产腾挪来放大财务杠杆比例。光伏电站虽然能印钞，但是自身实力不够的话，是很难大规模运作这台机器的，那么唯一的方法就是最大限度的降低自身的资本金投入，用最少的钱投资最多的电站。
　　正常的光伏电站开发资本金是20%，以现金出资，80%的融资配套。由于组件，逆变器的价格一月比一月底，为了降低资本金投入，可以延缓建设时间来完成，这当中不少公司用了过桥融资手法，基本上是全用银行的钱来完工。有些上市企业就宣称想用1000万元的资本金注册一些小公司来撬动1GW的电站，但是随着系统价格稳定之后，这招已经不管用了。
　　最近的玩法，是另设公司收购自身的电站项目实行加速开发布局，放大财务杠杆比例。以航天为例。
　　从图5中可以看出，航天下面设立多个项目公司，使用自己的组件开发电站，基本属于自产自销。因为电站投资回收期长，不确定性大，自己资金压力大。与上实公司合资设立子公司，注册资本35000万，这样理论上还可以撬动银行大约65000万，收购其自己开发建设的电站项目。同时其电站持有一定时间后还可以售给其它有意向的投资者，而出售的电站一般是有一定的溢价差，赚取利润。
　　随着时间的推移，其合资子公司还可以将收购的电站持有一定时间后再转手出售，赚取那部份利润。
　　建立相应的稳健的财务数学模型，充分利用银行的钱来为自己赚钱，这种开发模式是需要相当资金实力才能玩得动的。
　　（八）建一个光伏电站的每单位投资
　　由于国内的光伏电站在发电领域的占比还显得太小，并没有像其它类型的电站的引入“概预决算”机制的比较。向银行申请贷款时都有一定程度的虚报高价。当然也与路条的炒作不无关系。
　　目前德国的光伏电站的平均价格已经来到了1.2欧/W，REC年报披露其在欧洲一个18MW的地面电站的投资成本已经跌破1欧/W的价格，这还是以0.55欧/W的组件价格来计算的。如此算来国内的实际建设价格能高到哪儿去？
　　至于屋顶小项目，价格差距就太大了，有些企业一个3KW的小系统到现在还报价5万元。而用一些简单的，廉价的配件设施，2-3万也能做下来。
　　二、2013年的一些可能有玩法
　　说完了2012年的电站，说说2013年以后的玩法。过去十年很多企业一头扎进光伏制造环节，看到的只是100%的暴利，而没有看到微笑曲线的杀伤力，被淘汰的基本上属于在这个行业不会玩的那一批人。
　　（一）装机地点
　　首先是装机地点或是开发地将会发生变化。到底是发展集中式地面电站还是分布式电站，将在2013年得出结论。如果将中国光伏项目比做一盘大棋，同样遵循着“金角银边草肚皮”的棋理。
　　（1）大型地面电站毫无疑问属于中腹。
　　先手天元，是要有实力经营才行，像中电投，国电集团这样的大型发电集团。单个项目200MW，320MW的建设，采用风光水火打捆。远比那些单纯的可有可无的小光伏电站强得多。更重要的是建设如此大装机量的光伏电站，要的不仅仅是技术实力，资金实力也是一个硬标准。
　　更重要的是如何将自己手中的电站变成电网的统调电站这是难事，协调并网，接网，发电这样的事，还是得发电集团来做比较合适。一般的民营企业也就是来这儿打打酱油而已。所以并不是每个企业都能下好这盘宇宙流的棋局。
　　（2）企事业机关屋顶看似金角，实则银边。
　　大面积的屋顶谈不下，小面积屋顶又不想做。屋顶企业主的态度，屋顶的防水，屋顶的承重，屋顶的产权，变压器的报停报开，企业的运营情况，很多都是横在大家面前难以逾越的障碍。
　　政府机关，学校，医院屋顶，这些屋顶会卡在哪儿呢？只要开发商的价格别高得太离谱，很快会铺满光伏组件。
　　全国最大的企业屋顶当属两桶油的加油站屋顶，能谈得下来么？项目难度不小，每个级别的加油站都有自己的标准，撇开安全先不说，光建筑标准就很难过。至于高速公路收费站，谈判主体多如牛毛。慢慢谈吧。
　　至于企业屋顶，复杂得很。要是哪天能碰到个拥有几万平米屋顶且自己找上门的企业主，估计睡觉都能乐醒来吧。
　　整个2012年最令人记忆犹新的就是找屋顶，诸如谷歌地图，百度地图，能用的全用上了。英利更是号称调集200多人全国各地谈屋顶。此举确实得力，288MW的项目在手，光财政补贴就是15.84亿。7元/W的屋顶EPC成本，5.5元/W的补贴，这手买卖很划算，剩下的就是与屋顶业主们谈谈的利益的分配问题。
　　（3）真正的金角是广大的农村。
　　农村的大棚，农村的荒山，农村的屋顶。这些都是发展分布式发电的好地方。
　　土地种什么划算？粮食还是光伏？都说要想发财得跟党走，新闻联播是党的喉舌。这些年做生意赚了大钱的都是看懂了新闻联播的人。2013年1月，CCTV新闻联播报道了中节能的光伏大棚，第二天立马询问光伏大棚人激增。大伙去年为什么没有关注到？
　　一般情况下光伏大棚能享有双重补贴政策，大棚补贴和光伏的度电补贴。1亩地种粮食一年毛收入是多少？在南方种两季超级杂交稻，想年亩产2吨，袁隆平教授都可能做不到。1亩地用来种光伏一年能发20000度电，至少三五年内粮食还贵不过这个价格。但是这是个技术活，没有实力可能玩不起。中节能是这方面开发的主要代表企业。
　　薄膜光伏企业或可借此机会迎来一定的喘息机会，迎接下一轮的价格战。
　　另外一个最大的建设地就是农村的屋顶。
　　想象一下如果中国的农村要是全变成图8中那种样子，这可以消化多少组件。中国城镇化不应该是京广沪深那样的高楼大厦，随着汽车时代的到来，中国的城镇正在走国外的小镇化道路。
　　现在的价格能进入这个领域么？还需要等国家出台更精细的操作细则么？
　　如果传说中的1元/度的居民分布式收购价是真的，那是什么概念？让人民日报给我们解答。
&&&&& 人民日报于2月24日发表文章——村民刘福林自办“光伏电厂”发电并网四年可回本。
　　5.5kw的屋顶光伏电站发8000度电可能不是很多地方能达到的，但是6000度在全国很多地方都可以达到。未来1元/度的收购价能不能实行，实行多久这还是变数。
　　5500W，30000元的成本能不能做下来？从图10中可以看，合适的屋顶，简易的支架，注定其支架和人工成本不会太高。那就只有组件和逆变器以及电线的成本。监控设施，电脑手机现在的普及情况还算不错吧。
　　至于1元/度，这个收购价可能有点高，不具备持久性。
　　其它玩法的比如：水上光伏这个可以有，太空光伏这个可能太遥远，真正意义上BIPV可能还不会成为主流。
　　小结：既然民营企业没有实力经营一盘宇宙流，能经营好这盘金角银边的中国流也是很不错的。
　　（二）营利模式初探
　　1）在整个光伏电站的相关开发企业中，风险最小，收益最稳当的当属银行，一年百分之6以上的收益基本能保证。大家都是给银行在打工。略过不表。
　　2）另一个赚钱的莫过于开展光伏的融资租凭业务。以一个过去构思过的两种模式为例，简要说明之。
　　融资性租凭模式是居民为融资主体。租凭期间通常为光伏系统一定运营周期（如1年-15年），租凭期间光伏系统所有权归自己的融资公司。居民分期支付租金，租凭期满后，光伏系统所有权归居民，此模式对居民的信用要求较高。
　　买方信贷模式是以居民为融资主体，光伏系统归居民，居民向自己的融资租任公司付系统费用。该模式可针对希望一次性购买光伏系统的居民提供解决方案。
　　两种模式的精要就在于充分放大资金杠杆，用银行的钱来为自已赚钱。具体的财务数学模型，限于文章篇幅，略过不表。
　　3）至于实体电站的资产证券化，可能会伴随金融行业的改革而起步。
　　4）由卖配件转为变为卖系统。
　　实话实说，组件，支架，逆变器，电线电缆都是配件。本人所学专业里有条公理叫做“整体大于部分之和”。在这里同样适用。也许你卖1W组件或是卖1W逆变器可能是净利润0.1元/W，而卖一套系统可能净利能到0.2元/W甚至更多。
　　如果说一个老刘家5.45/W的价格过于极端，那么很多做过家用屋顶电站的朋友最清楚它的实价了。
　　或许这种市场不需要4元/W，25年质保的组件，能用上8-15年，售价3元/W的组件会有更大的市场。那么很多原本在大家眼中可能要被洗牌的小企业，会否咸鱼翻身？（备注，这种情况可能早已引起了大厂的高度警觉，否则不会急于起草行业准入标准）
　　可能很快一口价，套餐价将会出台。针对不同的屋顶不同的价位，诸如“1W光伏电站装回家”，“2W光伏电站装回家”这样的广告会不会飘荡在田间地头呢？
　　甚至于电视台里满天飞的加盟创业广告，“候总”表演式的低价广告会不会出现在光伏里面？
　　在这个领域会不会诞生航母级别的企业呢？1984年联想用20万元从组装电脑起家，花了30年时间做成PC行业全球第一，年产值过300亿美元，一家公司的产值就超过了整个2012年全球组件的出货价。要说组装一台电脑有多大技术肯定谈不上，要说组装一个屋顶光伏的小系统要有多少技术那也谈不上。
　　虽然很多企业不屑于做国内市场，甚至于在微博上展开隔空骂战，相互呛声。但是不可否认做为未来十年全球最大的四大市场之一的中国，丢掉这个市场就意味着在这个行业的失败。
　　如何将成本控制在最低，这涉及到采购成本控制，物流成本控制，人力成本控制，市场推广的成本控制，甚至还有售后服务的成本控制。这些都只是技术活。积累或是借鉴成功经验，建立数学模型并实践修改后就可以完成的。
　　农村的屋顶市场可能是个蓝海，更可能是个红海，盯着这个蛋糕的人实在是太多了，同一个地点的争抢客户这事不可避免。不可能一个不满千人的小村有着数十家企业同时开发，如何不战而屈人之兵，让对手让出属于自己的那份屋顶则是门艺术。
　　本文从筹划，整理资料到动笔，花了一些时间，之所以是2012年观察和2013年的玩法，而没有写成几十上百页的战略性投资分析报告，主要是笔者工作事物繁杂，精力和时间有限，所以全篇仅点到为止，抛砖引玉。
　　一个近十年平均用电量不到3000亿度的意大利2011年装了9.2GW的光伏，一个近十年平均用电量仅6100亿度的德国连续两年装机量超过7.5GW，两个国家累积到2012年的总装机量就达到了近49GW，那么一个年用电量超50000亿度的中国有没有可能在几年后达到装机30GW-50G/年的水平？站在此轮行业景气周期的谷底，似乎又看到了下一轮行业景气的泡沫。
　　未来几年，彩色电池的出现会不会让组件变成长期广告商的亲睐品？电动汽车越来越多，未来会不会出现光伏电动汽车来应急续航？光伏的平价时代已经到来，十年二十年后如果没有廉价储能系统的光伏行业应该怎么玩，有了廉价储能系统的光伏行业又应该怎么玩？欢迎朋友们来一起讨论，期盼前辈高人的不吝赐教。
　　走一步看一步是棋手，走一步看十步是国手，走一步看百步者那是棋圣。很希望和朋友们讨论下未来五年，十年二十年后光伏的玩法。
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