在双碳的大背景下，新能源产业蓬勃发展，正成为拉动各地产业投资、税收与就业的主攻目标。近年来，在行业向好的趋势下，新能源各环节产能持续扩张，各地方政府亦在想方设法的吸引产业投资。
这其中，将产业投资与项目指标进行“捆绑”，是不少地区的主导方案。然而，头痛医头、脚痛医脚的招商引资，对于落实营商环境来说，仅仅是九牛一毛，很难从根本上成为拉动地方经济增长的引擎。
“大干快上”新能源
以云南为例，云南的新能源崛起源于2020年的“8+3”计划，彼时云南在大规模上马高耗能产业之后出现了低电价缺口，才重新启动了新能源招标。而近年来，为了打好绿色能源牌，云南省也在持续完善对新能源支持力度。
一方面，云南毫无疑问的是近两年全国的“指标大户”，2022年云南省提出了实现未来3年新增新能源装机5000万千瓦的目标，同年云南陆续下发了三拨新能源项目清单，其中《云南省2022年新能源建设方案通知》一次性明确了2022年云南全省加快推动开工新能源项目355个，装机3200.54万千瓦。
另一方面，在配套服务上，云南也针对当地情况，在用地、审批、规划、电网等方面，为新能源发展制定了相关支持政策。尤其是在用地方面，2022年云南提出了省级每年预留2000亩建设用地指标和16000亩用林指标，优先支持大型基地项目、省级重大新能源项目及接网、配套电网工程。对符合要求和标准的项目，在项目建设、集电线路敷设、场内道路等方面给予用地、用林政策支持；在《云南省产业用地政策实施工作指引（2022年版）》强调重大光伏项目用地“应保尽保”，鼓励利用采矿沉陷区、尾矿库以及“四荒地”等未利用地建设光伏项目。
然而，在巨量的新能源指标与多项支持政策的背后，云南光伏电站投资仍面临诸多的挑战与争议，涉及电价、储能配比、产业投资、土地税费等多方面。实际上，这也是全国新能源发展的一个缩影——被产业落地所“裹挟”的电站投资，实际上面临着双重的潜在危机。
电价风险
上网电价一直是以云南为代表的水电大省发展新能源的一道门槛。2016年，云南物价局宣布“风电、光伏标杆上网结算电价参照水电企业平均撮合成交价”，拉开了其长达数年的电价争议，彼时0.2元/度左右的结算电价也让投资业主吃尽苦头。
之后，为了进一步发展新能源，在“8+3”文件《云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划》及配套文件中明确，光伏电站发电量全部平价上网，全额收购；且后10年电价机制项目业主可延续前10年量价消纳机制，也可自主选择参与市场化方式消纳。
最近笔者获悉，云南省正在讨论新的光伏电价政策中，根据新政策的讨论稿，2023年4月1日以后投产并网的合规在建和新建光伏发电项目，规定发电利用小时数1000小时以内的电量按照燃煤基准价执行，1000小时以上的电量全额参与市场化交易。新开工参与竞配的光伏发电项目，执行竞配上网电价。对于云能源水电(2020)153号文件中的存量项目，规定2023年3月31日前全容量并网的，上网电价执行燃煤基准价0.3358元/kWh。
未来的电价风险还在于，一方面，这一电价水平能否执行，以及执行多久；另一方面，作为水电大省的云南，一旦全市场参与电力交易中，新能源电站仍然面临低电价的风险。
土地问题
云南省内90%以上是山地，山川河流纵横，地形复杂多变，土地敏感因素分布较多。据设计院人士介绍，受资源、土地利用和生态保护等多重影响，云南省光伏电站多位于坝子及坡度和起伏较小的山地上，难以形成大规模的光伏电站基地，目前建成项目平均装机约4万kW，呈“规模小、位置分散”的特点。尽管“8+3”项目装机容量较大，但从单位装机场址范围看，其光伏阵列和风机布置仍较为分散。这也导致集电线路和道路工程量大，项目投资成本较高。
土地情况复杂也推高了当地的用地价格，面对巨量的项目上马，条件较好的土地被中间方卖出“天价”，此前有行业人士告诉笔者，云南有土地价格已经飙升到2000元/亩/年。
除此之外，近日有业主告诉笔者，其位于云南某地的光伏电站正被当地税务部门要求按照全面积上缴征地占用税。根据该市政府印发的《光伏电站项目耕地占用税征管工作实施方案》，要求不论是永久占地还是租赁占地，对形成建设建筑物、构筑物或者从事非从业建设的实施，应以纳税人实际占用的耕地面积为计税依据，征收耕地占用税。
根据收到的催缴通知，该50MW农光互补项目需要缴纳税款1800万左右。“当地工作人员每天都到电站现场蹲点催缴，一直到缴款”，据相关负责人介绍，该电站实际并网容量为40MW，作为存量含补贴项目，执行的还是水电上网电价，并且由于补贴核查问题，补贴还没有着落，1800万差点被征破产了。
“事实上云南发展新能源的条件是比较差的，土地、接入、消纳都存在比较大的问题，云南本来就是水电为主，没有一定规模的火电调峰支撑”，一位深耕云南新能源开发市场的行业人士补充道。
存量电站的“容量调节费”
值得一提还有，近期《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》的发布，让在滇的新能源投资企业雪上加霜。文件首提“容量调节费”，要求建立燃煤发电调节容量市场，先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。这意味着，建设成本较高的存量电站也要自建储能或者购买相关服务。
方案显示，燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成，而对于未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目，上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。据笔者了解，该费用从2023年1月1日起已经开始要求征收。
这一规定的制定更是让行业大呼“要被搞死了”、“新能源就是唐僧肉，谁都要啃一口”、“对新能源的政策是越收越紧了”。因为以目前情况来看，“容量调节费”的成本很大可能由新能源企业来承担，短期内传导不到用户端，这也让投资企业的电站收益进一步被压缩。
产业配套已成常态
产业配套捆绑电站指标在全国很多地区蔚然成风，而云南如此大力度的发展新能源，其最终的目标也是产业落地，这一点从云南的发展政策可以略窥一二。
2022年5月12日，云南省发展和改革委员会、云南省能源局就《云南省省级统筹连片光伏资源市场化配置方案》征求意见。在此前召开的相关工作会议尚，明确了三个工作原则，一是坚持集中连片开发、坚持光伏资源与绿色先进制造业深度融合的发展，原则上用200万千瓦装机规模对应100亿元产业类（不含房地产）固定资产投资；二是对战略性新兴产业，优势产业投资项目可调定固定资产投资规模标准；三是坚持市场化配置资源，采用公开，公平竞争方式确定项目业主，对没有对应产业投资的光伏资源开发可采用联合设立开发公司的方式。
笔者根据公开信息统计，2022年云南省已先后有巍山、曲靖、马关、玉溪等8个地市提出了不同形式的产业配套要求，花样涵盖承诺地方政府相应电价、承诺资产收益、带动地方产业投资等等。这些千万甚至上亿金额的产业配套不仅叠加了电站的成本，也进一步恶化了云南新能源投资的营商环境。
总体来看，云南新能源的投资环境“复杂且矛盾”。一面是云南省期望通过新能源指标，来引进企业在滇投资，促进云南省经济发展；而另一面，是值得全国各地政府亟待思考的问题——通过指标捆绑的方式“吸引”到的产业投资，是否会持续以及能否真正为企业提供落到实处的营商环境。
新能源这只“羊毛”，总有被薅完的一天，而地方经济的发展，却不是一朝一夕的事。
