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角逐新大陆：中国光伏企业出海潮
根据公司财报和官方披露信息不完全统计，晶科、天合光能、阿特斯、正泰新能源、通威、协鑫、晶澳等企业海外市场占比均已超过60%，有的甚至高达90%。
到海外去，已经成为国内光伏企业发展战略中的重中之重。事实上，经过10多年的发展，包括多晶硅、硅片到电池片、组件等在内，国内产能占到全球的70%以上。光伏产业已经成长为我国在全球范围内少数占据绝对优势的产业之一。
如今，历经十多年的历练，国内光伏企业在出海方式和管理上，都已经做出更大胆的尝试和运作。同样，海外市场也蕴藏着重重风险，如何应对这些风险，是国内光伏企业需要长期应对的课题。解决风险的能力，似乎又是未来光伏江湖座次排名的关键因素。
1. 出海热潮
2019年，我国光伏产业在海外市场大放异彩。最新统计数据显示，2019年上半年，我国组件出口量为34.20GW，同比增长99.50%，出口总金额88.88亿美元，同比增长51.20%亿元。以晶科、晶澳、天合光能为代表的一线光伏组件企业海外市场出货规模占比超过50%。
其中，出口额排名靠前的企业同比增量都非常可观。隆基乐叶高达301.8%；东方日升同比增长184.7%，尚德达到159.9%，正泰新能源同比增长153.5%；天合光能同比增长达143.9%。
显而易见，这一轮出海热潮的直接动力来自2018年的“531新政”。新政不但严控装机规模，还大幅降低补贴。相较于2013年实行的1元/千瓦时的电价标准，新政规定的三大资源区标杆电价分别下降44.44% 、36.84%和30%。一路狂奔的中国光伏产业遭遇急刹车，企业纷纷将增长目标转向海外市场。
此时的海外市场，也正展现出蓬勃生机。以越南为例，今年的装机总量达到5GW。彭博新能源财经高级分析师栾栋的预测，今年全球光伏装机将达123-149GW，吉瓦级市场将有19个。
海外市场的爆发，得益于全球对气候问题的关注及能源转型的需求，还有欠发达国家和地区对电力的需求。IEA预测，到2030年全球光伏累计装机量有望达1721GW，到2050年将进一步增加至4670GW。
此外，随着技术和生产工艺的进步，光伏产品价格持续下降，中国光伏产业的优势越发凸显。以光伏组件为例，2008年，光伏组件的价格是35元/瓦，现在则低于2元/瓦，10年时间下降了17.5倍。在产能上，根据中国光伏行业协会的统计，2018年，光伏行业的主要产业链环节，如多晶硅、硅片到电池片、组件等，中国产能占到全球70%以上。
除了组件出口，中国光伏产业出海已经充分延伸至产业链下游。目前，国内企业出海模式包括电站开发及运营、EPC业务、储能业务等，可以做到针对不同的地区采用不同的出海模式。
以正泰新能源为例，据副总经理李崇卫介绍，针对于“一带一路”的区域，公司主要是选择一些合作伙伴，进行小规模的投资，短期持有，建成以后再退出；像越南、泰国，主要是提供工程EPC总包为主。
在出海区域上，也呈现更加多元化的格局。来自中国光伏产业协会的数据，2019年我国光伏产业已经覆盖到200多个国家和地区。在排名前十的国家和地区中，亚洲有4个，欧洲3个，拉美国家占2个，大洋洲1个。这些国家和地区出口额占到总出口额的68.8%，较以往而言，集中度进一步降低。
值得一提的是，出于规避反倾销或关税等原因，不少上游企业都以经加大了到海外投资建厂的步伐。中国新能源海外发展联盟统计数据显示，在以越南、泰国等为代表的东南亚光伏基地群，共有12家国内光伏企业参与建设光伏组件工厂，公告产能超过7GW；在以德国、希腊等为代表的欧洲光伏基地群，共建设超过7座组件工厂，公告产能超过3GW。
2. 受益几何
“只要你开发的电站是成功的，利润就很好。”正泰新能源总裁陆川表示。至今，正泰在荷兰开发了超过130MW的项目，实现了超2000万欧元的净利润。利润主要来自项目权出售利润及项目建设的工程利润。而且，在电站建好前，项目权就已经被基金接盘。在西班牙、荷兰、德国、日本、韩国、澳洲等地区，正泰新能源也进行了类似的操作。
在陆川看来，建设电站的目的不是做业主，而是把项目变成EPC，把企业的产品和服务带出去，“这不是单纯的财务投资，而是一种战略玩法。这样的话，公司的资金一直在滚动，能够维持比较好的收益率和现金流。”
阿特斯被陆川推崇为这一运作模式的开创者。
“电站资产本身就是一个金融工具。”谢婉超介绍，2009年以来，阿特斯已经在20多个国家开发了数百个电站，而99%以上的电站都出售给了两大类投资者：一是全球的能源巨头；二是欧美的退休基金或人寿基金。
值得注意的是，正泰新能源和阿特斯的此类操作基本上都在发达国家和地区。“主要是发达国家法律透明，融资也非常活跃。电站建成后，容易转手卖给基金公司。”陆川说。
此外，电站开发的收益也得益于相对低的融资成本。谢婉超介绍，在政治环境和经济增长率都很稳定的国家，如果电站本身资产很好，现金流足够充沛，就可以说服国际性的银行提供无追索融资。这样的话，项目融资就不需要再拿母公司的资信来做担保，可以依照优质资产单体去融资。
同时，发达国家的基准利率也比较低。以欧洲和日本为例，这些地区的基准利率都是零，欧洲存款甚至是负利率。“当地的融资项目长期贷款利率基本都是1%-1.5%，而国内的贷款利率要远远高于这个水平。”陆川表示，正泰新能源在海外的项目，基本上都是争取本地化融资。
在发展中国家的电站开发，收益更加诱人。这些国家为了吸引投资，当地政府往往会签订比较高的PPA协议。中国电建贵州工程公司海外三部副总经理李勇介绍，和以美元进出结算的地区相比，那些高汇率，或者营商环境欠发达国家，电站收益要比美元市场高出一倍，但是，高的收益往往也伴随着高风险，这增加了投资人对海外投资的风险把控能力。
单纯的产品销售上，不同地区的的收益也存在很大差别。发展中国家的光伏市场常以大规模电站建设开发为主，产品多直接对接大客户进行直销。而欧美等市场，由于家庭用电电价高于工业用电，而且居住环境好，光伏发电经济性更好。因此，这些地区的分布式光伏发展迅速，多采用分销的方式，溢价空间较高。
但随着出海势头增强，国内企业间的竞争也越发激烈，拼价格的情况也时有发生，一定程度上影响收益。正泰新能源海外电站事业部总监陈栋介绍，海外项目，很多都是国内公司相互竞争，项目发起方或投资人，主要考量企业在当地及全球的业绩、资金能力，有没有自己的组件工厂。这些情况都差不多的情况下，投资方还是会选低价。
电站盈利的前提是，从前期沟通到电站建设的每个阶段都要规避掉风险。陈栋介绍，一个好的电站，要想保证收益，组件、电气设备、工程质量上都要达到要求。如果不达标，业主会要求改进，如果改进后还不行，电站就废了，涉及到大额的赔偿。全产业链的企业在控制风险上有一定优势。
3. 风险重重
虽然中国光伏产业在全球范围内占据绝对优势，但在全球化上仍面临来自不同国家的政治、法律、电网稳定性、电价调整等方方面面的风险。
在海外电站开发上，施工效率是国内企业普遍遭遇到的问题。特变电工新疆新能源公司的副总经理陈斌曾经负责海外市场十多年，效率问题是令他最头疼的问题之一。他介绍，之前在建设一个海外项目时，为了赶工期，特变电工曾组织起一支3000-4000人的施工队伍，基本都是当地人。他指出，工期拖延主要有两种情况，一是审批效率低；二是当地工人的工作效率低。上述项目，当地的工人，四个工人的出力相当于国内一个工人的。
“出海的核心一点，还是依托国内的技术，国内的工程施工经验，国内的开发经验，依托国内的经验‘走出去’。”陈斌说。
工程建设需要大量的资金，欧美发达国家融资相对容易，而欠发达的地区，往往会要求EPC或者电站开发商带资金出去，也就是“要挣钱，先出钱”。这些地区通常要求中国承包商从中国的银行进行融资，业主要求在融资关闭前先垫资开工。这对企业的资金运作能力都是极大的考验。
据李勇介绍，目前，世界范围内部分主权评级高的国家，如日本，中东的沙特、阿联酋等，允许投资人做资本金借款融资（EBL），即投资人在不需要实际出资的情况下，仅依靠企业的评级即可在银行借到一定比例的资本金，借以撬动整个投资。这种模式下，投资人零出资或出资比例更小，充分调动金融杠杆，带来了更高的收益。“但是，大部分的国家还是需要从国内带资本金过去。”他强调。
即使融资不成问题，但后续施工过程中，还可能面临金融机构态度变化、利率波动，及放款节奏不匹配现金流需求等问题。
海外项目开发还时时面临着一定的法律风险。以土地征收为例，海外许多国家实施土地是私有化制度，一块地涉及几十家、甚至上百家的业主，沟通协调起来非常困难。陈斌透露，他们曾经遇到过3-5年沟通不完的情况。
“依托当地的律师事务所，而且同时找2-3家律所，对项目进行风险评判。”陈斌表示，这种操作方式已经成为特变电工惯常做法。“我们拿着国内的法律去跟国外沟通，完全不适应国外。”
考虑到出海的多重风险，业内也出现抱团出海的趋势。得益于在海外实施工程建设20多年的经验，中国电建搭建了国际新能源解决方案平台（INES），目前吸纳的合作伙伴包括中国出口信用保险公司、华为、阿特斯、隆基等。
此外，在应对风险上，在当地选择可靠的合作伙伴也至关重要，可以是当地的能源巨头，或者当地的EPC工程商，甚至政治人物。在泰国建设工厂时，正泰新能源曾有过非常戏剧性的遭遇。工厂开工后，有当地部门过来狠狠敲了一笔，由于早期和一位将军建立了联系，一个电话后，钱又被退了回来。“找一个靠谱的人或者合作伙伴太重要了。”陈栋表示。
产能出海的风险也不容忽视。一位不愿透露姓名的业内人士透露，此前，国内有三家光伏企业到东南亚某国家级的工业园投资建厂。由于水资源短缺，该国各地都有用水的限制，而光伏电池生产对水的需求量又很大。因此，三家企业遭遇了限水的窘境，产能不能完全发挥出来。
此外，产业链的完善程度也是产能输出的重要考量维度。事实上，海外工厂的硅棒、硅片、电池、组件等很多还需要从国内进口。因此，综合衡量下来，海外工厂的生产成本不一定更低。“但是，海外建厂是企业全球化战略布局不可或缺的一部分，早前，中国企业吃够了双反的苦头。”某业内人士表示。
在海外市场销售占比已经超过国内市场的情况下，海外市场的开发程度和运营管理水平，决定着企业的未来发展。如果说，国内光伏市场的黄金岁月，奠定了一批企业的江湖地位。在海外市场的征伐，将是另一个角逐江湖地位的舞台。
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五问平价上网后可再生能源发展
截至2018年底，中国风电装机容量1.84亿千瓦、光伏发电装机容量1.74亿千瓦，占全国发电装机规模的19%。在装机容量快速增长的同时，按照《可再生能源发展“十三五”规划》及其相关文件要求，到2020年实现风电、光伏平价上网工作稳步推进。部分观点认为平价上网后，风电、光伏自身在经济上基本摆脱了依靠补贴发展的枷锁，就能一路高歌，真正成为主力电源。
然而注意意识到的是，平价上网只完成了可再生能源继续发展的第一步，因为可再生能源生产的电能，并不能像煤电等可调节电源生产的电能一样，可以接受电力调度机构的指挥。因此，可再生能源的未来还需要考虑和回答以下问题。
问题一：可再生能源运行特性与电力系统运行特性有什么不吻合？
对于国民经济来说，电力系统最基本的要求就是安全、可靠的连续供应电能，也就是对于电力系统来说安全可靠是最大的红利。正因为如此，电力系统依靠电力调度机构采用半军事化管理维护稳定运行。
偏偏靠天吃饭的可再生能源天生“爱自由”，不能连续稳定供电是可再生能源与生俱来的天赋，即使建有龙头水库的水电，也不能摆脱来水极枯造成发电出力下降的可能。
随着可再生能源预测技术的进步，可再生能源的预测越来越准确，这个问题能够得到一定程度地解决，但是可再生能源靠天吃饭的一次动力注定了，问题在现有的技术经济条件下，无法彻底解决。
另外，随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，电力用户承受停电的能力和心理预期不断下降，换一句话说，就是电力用户不接受规模较大的意外停电。
两方面的此消彼长，造成可再生能源的运行特性相对电力系统的稳定运行确实是个不友好的短板，相对电力用户高质量用电的期望是个不友好的短板，大量接纳存在弱点的可再生能源，电力系统必然就要付出额外成本。
问题二：煤电等可调节机组为可再生能源提供了什么服务？
煤电等可调节机组为可再生能源提供了调峰和兜底服务，这是业内的共识。严格说煤电等可调节机组为电力系统提供了调节服务，最终为用户的连续可靠用电提供了调节服务。调峰是计划体制下特有的辅助服务，本文不再赘述。
需要指出的是可再生能源，特别是风电、光伏等非水可再生能源的最大出力时段，往往并非出现在负荷低谷时段，所以调峰并不是风光等可再生能源最需要煤电等可调节机组提供的辅助服务。
风电、光伏等可再生能源最为需要的是煤电等可调节机组提供的快速爬坡服务和容量备用服务，水电等可再生能源最需要的是煤电等可调节机组提供的季节性容量备用（拥有多年调节水库的水电站需要的是来水极枯年的容量备用）。
容量备用服务容易理解，即可再生能源往往具有季节性和波动性，在可再生能源出力降低，不能满足用电需要的时期，依靠煤电等可调节机组提供用户所需电能。通俗地讲，快速爬坡服务是指煤电等可调节机组处于热备用状态下，能够以较高的速度增加出力，用以填补可再生能源间歇性出力期间造成的用电缺口。
国外煤电等可调节机组的灵活性改造主要方向之一，就是提升可调节机组增减出力的速度，用以冲抵可再生能源突然失去出力（无论可再生能源预测技术如何进步，可再生能源出力预测的精度也不会是百分之百）对系统的影响。实际上，可再生能源穿透率达到一定水平后，每增加一个百分点，对电力系统快速爬坡能力的要求都是质的变化。
在目前的技术经济条件下，依靠可调节机组提供快速爬坡服务是有一定物理限制的，近期蒙西地区出现个别时段限电情况，很重要的原因是为了尽可能的消纳风电（内蒙风电穿透率较高，光伏比例较高地区情况类似），在确定开机组合的过程中，提高了对风电预测的可信度，将风电预测进行一定折扣即计入系统最大出力，用以尽力减少煤电等可调节电源的开机，减少煤电等可调节电源稳燃负荷对风电消纳的不利影响。
这样做的风险就是当风电突然减小出力达到一定规模的时候，热备用状态的可调节机组提供的向上爬坡服务总量不能填补风电出力减少形成的出力缺额，结果造成对大工业用户的限电，损害了大工业用户的经济利益。
问题三：系统的辅助服务应该谁来付费？
当弄清了可再生能源的出力特点对电力系统的稳定运行具有一定负面影响，需要煤电等可调节机组予以弥补后，那么这些电力系统的快速爬坡和容量备用服务应该由谁来付费呢？很多专家依据“谁受益、谁承担”的逻辑，直接得出应当由可再生能源承担，这是不合理的。
一方面，尽管可再生能源间接地造成了电力系统需要煤电等可调节机组提供快速爬坡和容量备用服务，但毕竟可再生能源是电力的生产者，自身并不直接需要快速爬坡和容量备用服务，要求其付费没道理。
另一方面，很大比例的存量可再生能源仍然需要额外财政补贴，用财政补贴来支付辅助服务费用，违反了补贴制度设计的初衷。实际上打破“围墙内思维”会发现，可再生能源最终是为电力用户提供电能资源，使用可再生能源发电、最终享受蓝天白云的是全体用户，那么可再生能源以及系统产生的一切成本最终必然是电力用户买单，即享受良好环境的用户不能回避由此付出的额外成本。
因此，煤电等可调节机组提供的快速爬坡服务和容量备用服务，既不应该由煤电等可调节机组无偿提供，也不应该由可再生能源承担，应当由电力用户承担，这才是真正的受益者承担机制。
问题四：煤电等可调节机组提供服务价值如何衡量？
谈到电力用户应当为电力系统增加的快速爬坡和容量备用服务付费，那么要付多少呢？似乎这个问题很难量化，同时，风电、光伏等可再生能源在过去的十几年里蓬勃发展，装机增长了几十倍，也没有见到电力用户的电价快速上涨，这个成本又似乎是不存在的。
对于前者，我们也许可以用一个替代计算的方式，风电、光伏等可再生能源配备电化学储能即可实现与煤电等可调节机组同样的电能质量——接受电力调度机构的指挥，那么这样环境下的成本是多少呢？目前，较为经济的电化学储能存放一度电的成本是0.5元，也就是说风电、光伏等可再生能源生产的电能只要增加0.5元/度的成本，就能和煤电等可调节机组生产的电能完全相同。
考虑各地风电、光伏等可再生能源的出力特性与当地负荷的匹配程度，以及大电网覆盖范围内各地用电负荷波动的相互平抑能力，0.5元/度是一个较高的上限值，本文仅为示意。
通过市场化的竞争方式，调节服务的成本能够大大降低，但是较高的调节服务回报又能够增加系统的调节服务能力，为接纳更多的可再生能源提供物理手段。
0.5元/度也就可以近似为煤电等可调节电源，以其燃料存储变化量作为储能设施替代电化学储能的可类比成本，即煤电等可调节机组提供的调节服务实际上相当于可再生能源装备的电化学储能装置提供的存储服务。
对于后者，也不难解释，先前风电、光伏装机容量过低，没有在电量空间造成较大影响，消耗的辅助服务总量不大，但是近年来以上情况发生了较大变化，某种意义上说煤电机组的大面积亏损，其实就是这个类比的“电化学储能”存放服务，没有收到相应的费用，煤电等可调节机组无偿承担了大部分该类成本。即电力用户在享受可再生能源快速发展的同时，并未支付相应上升的调节服务成本。
问题五：为什么平价上网的可再生能源仍然可能带动销售电价水平上涨？
国内的电力行业自身也没做好可再生能源穿透率快速提高的准备，业内大部分专家仍然将煤电等可调节电源面临的困难主要归咎于利用小时数下降和市场化交易电价下降。
其实，煤电等可调节机组的利用小时未来不但不会回到计划核价的5000小时以上，反而会进一步快速下降。但是由于可再生能源与生俱来的运行特性，造成煤电等可调节电源虽然利用小时快速下降，但不意味着煤电等可调节电源的存量会快速下降，反而意味着煤电等可调节电源在利用小时快速下降的同时，要加强改造，提高机组的健康程度，为可再生能源提供快速爬坡和容量备用服务。
既然在可预见的未来可再生能源不能离开煤电等可调节机组，单独为电力用户供电，那么煤电不但不能“哀伤地退出”，还要“有尊严”健康地活着，自然电力用户要支付的成本就会上升。
可再生能源发展的全球典范德国，也曾经是我国非水可再生能源发展的样板，但也仅实现了35%的可再生能源电力上网。近期，德国经济和能源部长已经在哀叹，高昂的电价使数十万家公司遭受较大压力，在能源转型的同时，要保证电价在可接受的范围。
根据上面五个问题的初步答案，不难得出结论：可再生能源的运行特性对电力系统安全可靠连续供电有一定负面影响，电力系统需要增加煤电等可调节电源的快速爬坡能力，以及可再生能源需要的容量备用，由此形成的费用应当由享受了清洁电力的电力用户承担，但是随着利用小时数下降，为避免煤电等调节机组“要饭为系统扛枪”影响可再生能源上网的局面出现，电力用户承担的“感受电价”会随着可再生能源穿透率的上升而上升。
由于可再生能源成本不断下降和电力现货市场的建设（引发调节服务的竞争，从而降低调节服务的价格），这种上升曲线的斜率应当小于穿透率上升曲线的斜率。为可再生能源提供快速爬坡和容量备用服务的煤电等可调节机组的利用小时会大幅下降，但是仍然需要健康地存活，并且应当自信地享受“小康生活”，直至电化学储能等技术的成本取得“革命性”下降后，退出电力工业的舞台，被新技术淘汰，在此之前仍然是电力系统安全稳定运行的基石。
上面的初步分析，实际上提出了一个新的问题，事关即将开始的“十四五”规划。未来的电力规划，应当在过去规划的边界条件基础上，不仅仅只是考虑电力系统能否承受可再生能源穿透率的提高，还要测算可再生能源穿透率进一步提高会带来用户电价的变化。
必须考虑这些变化对于未来五年我国国民经济会有怎样的影响，如果不进行这类测算，就有可能造成大量的可再生能源项目，由于电力用户无法承受电价而无人购买；当然也可能出现，煤电等可调节机组快速爬坡和容量备用服务仍如今日一般无法获得合理的补偿，造成电力系统调节能力下降，无法消纳这部分新增的可再生能源电量。
由此看来，可再生能源平价上网只是拉开了用能清洁化的大幕，未来仍有很多不确定性。发电机组的灵活性改造，也必须调整方向，辅助服务补偿机制应尽快将快速爬坡列为辅助服务品种，其费用应当尽快转为用户承担，同时加快容量补偿机制建设，使煤电等调节机组共享发展的红利，更好地“为系统扛枪站岗”。相信办法总比问题多，未来的五年，煤电等调节性机组一定能够与可再生能源在发展中和谐共处，共享社会经济的红利。
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行业观察
光伏组件供应商专注功率增益，行业会真正因此而受益么？
2012年，光伏股市崩盘后，行业进入了降本模式，随后又进行了产品优化。这一优化阶段的核心是公用事业组件从60片电池转向作为标准的72片电池，组件设计从传统的2栅线转向5栅线。
从整个c-Si领域的产品差异化角度来看，情况相对稳定。光伏电站的设计师们可以在60片和72片电池组件供应商之间进行选择而不必太过担心样式/装配/功能。实际上，电站的c-Si组件设计取决于开始施工时最终选择的供应商。此时，开发商、EPC公司、运维公司、资产管理方和组合项目业主的主要关注点大部分在于为市场供应这些72片电池产品的多家组件供应商的流动性：这些供应商是否能够生存25年以满足质保期的要求？
而到了2019年，此时c-Si组件的发展情况天差地别。本文讨论了当下的光伏组件供应是如何成为了一种与营销和展会相关的数字游戏；这种现象的驱动因素以及为什么这会让终端用户更感担忧，而终端用户原本是业界希望留下良好印象的群体。
1. c-Si升级狂热
PERC电池的引入、电池基质标准从多晶到单晶的转变是推动铸锭-组件阶段生产加工线诸多变化的催化剂，这些变化令市售c-Si组件的多样化达到了极高的程度。
人们不仅可以选择向市场提供产品的不同公司。当前，主导行业的多GW级c-Si组件供应商也可以提供越来越多种类的组件供选择。
追踪当前供应的所有c-Si组件几乎是不可能的。即使有人在某种程度上完成了这项有些学术意味的工作，一切也都有可能在年底之前再次发生变化。
如今，成为一家大型公用事业太阳能项目的投资方从未像现在这样充满挑战和风险。
十多年来，背面钝化工艺（PERC）是c-Si电池行业实施的首个重大工艺流程变更。电池生产线使用的设备供应商是经过行业测试的。对于活跃在2015-2019年的许多c-Si电池生产商来说，这是它们首次实施的、也是首个由它们所有的工艺流程变更。对于这一期间的新入场者而言，默认的新生产线就是PERC生产线（假设安装的是单晶生产线）。
PERC的迅速成功（以及与Al-BSF相比的显著效率增益）使中国电池生产商们有信心为提升数据表中的瓦特峰值数据采取一些其它措施。电池正面和背面有待实施的改进方法也层出不穷。我们还需要考虑向双面产品、半切电池设计以及包括多栅线在内的电池/组件变化的转变，此外还有其他诸多内容。当前，任何提高组件功率的做法都是一场公正的游戏。
结果给人留下了极其深刻的印象。早在2013年，全球就已遍布240W的60片电池p型组件，屋顶项目和户外实验都使用了这条主流供货渠道。目前开始流行的是400-450W及以上的p型和n型设计产品。
当然，重点在于STC的瓦特-直流功率，大多数情况下，功率的额外推动力量并非来自真正的电池效率增益，而仅仅是因为组件尺寸的增加（更大的硅片或更多的电池）。因此，实际经济收益并不太明显，很多时候成本只是简单的转移到平衡系统。
实际上，这些变化还会影响跟踪器公司发挥的作用，因为跟踪器公司需要为组件的变化以及这种变化对公司独特的供应链产生的影响做好准备。
制造的变化带来了一系列特有的挑战——制造商们必须每隔几个月增加新设备。不仅如此，制造变化对使用的物料清单、制造商对分包商和OEM公司的控制力产生的影响也非常明显。对当前几乎所有的领军c-Si厂家而言，这些因素对于组件出货量目标都至关重要。
当前，c-Si光伏组件的物料清单、规格和供应商的变化似乎比手机产品的变化还要频繁。但是，手机质保期至多只有2-3年，而光伏组件（尤其是用于公用事业项目的组件）质保期必须达到25年以上。这么说来，人们会立即发现变化并不总是好事，尤其是当客户还未为此做好准备时，或者说，变化只会给客户带来问题。
在硅片的推动下，行业目前正在发生变化，而这种变化机制可能会使事情更为复杂（更大尺寸硅片的热潮），此外还有半切电池设计的发展（将6英寸电池切成两半，然后组装成一半尺寸的144片产品），这会导致封装组件的尺寸参数没有标准。
这对安装商来说并不是好消息，结构供应商也受到了影响，它们面临着需要定期适应不同的非标准组件尺寸和多重接口的苦差事。
产品可用性因而成为了质保期内的制约因素，其重要性甚至超过了与组件供应商是否可以生存十年以上有关的风险。光伏组件供应商不可能储备此前3-5年供应的、满足质保期要求的多种类型光伏组件。最终需要承担责任的是项目业主以及需要维持项目约定产能水平的第三方利益相关人。
2. 雪球效应
经验丰富的厂家们明白，制造稳定、可靠、耐用的产品是在电站寿期内最大限度降低总持有成本的核心驱动力。
组件质量和可靠性的地位应始终优于组件额定功率，这似乎是显而易见的，购买过组件的人都不会提出反对意见。所以，问题是什么？
也许这一切都可以归因于没有明确的行业公认指标（例如组件功率额定值），因此，质量成为了一种可以以许多不同方式阐释、营销和比对的对象。当前，有50多家组件供应商都号称自己是一类清单上的组件供应商，这是否意味着它们拥有可以信赖的优质产品？
的确，在过去的几个月间，自PV-Tech推出《PV ModuleTech可融资性评级》报告以来，业界最常提出的问题之一就是：如何衡量组件质量？能否根据质量对供应商进行基准比对？
这是一个非常难以进行基准比对的参数，因为质量本质上是一个定性的概念并且没有可以依靠的评分机制。从事质量审计和可靠性测试的公司有其特定方式为供应商排名。通常，这种排名方式是与工厂、物料清单或组件类型相关的。假如存在组件种类有限的固定供应链，那么这些方法可能会有用。但是如前所述，当今行业的情况恰恰相反。
因此， 质量和可靠性测试是针对个案的，只在某个时点上对一种产品有效。只要条件发生变化（制造材料供应、加工设备、硅片或电池供应渠道、组装地），那么所有工作都需要从头再来，或应该从头再来。
对于机构投资方来说，这是真正的问题。在很大程度上，无论何时，项目供应尽职调查和风险缓解流程仅适用于当前项目，或大型多期建设项目的首期项目。3-6个月以后，整个流程都需要重新来一遍。尽管号称额定功率更高了，但来自同一家供应商的组件构成极有可能会发生变化。
想象一下其中的成本因素：项目各阶段的工厂审计，每次组件参数变化时的认证和测试。当然，这并非不切实际的想象——假如需要进行现场更换，而组件却要2-3年后才可以到位呢？
在某种程度上，这可以解释工厂审计员、可靠性和测试实验室以及认证机构为何从未如此忙碌的原因。
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华能+华为=光伏技术标杆
全球范围内，平价上网大潮强势来袭，以光伏为代表的可再生能源发电已具备了与火电同场竞技的基础，大势之下，曾经的火电巨头华能正在加速转型。
在华能2019年的投资计划中，风电、光伏的总投资占比攀升至67.8%，其进军清洁能源雄心可见一斑。今年两会现场，华能集团董事长舒印彪再次表明华能扩张可再生能源的决心。舒印彪表示，面对全球能源转型大势，华能集团要持续提升可再生能源的装机比重，要在清洁能源领域走在前列，争当能源转型和推动清洁发展的排头兵。在首批光伏平价上网项目中，华能一举拿下约700MW，昂然挺进平价上网先锋队。
近日，华能陕西定边60MW光伏电站成功并网发电，这是华能集团2019年度科技项目，也是我国二类资源地区首个平价上网光伏项目。
该电站采用了业内最先进的技术产品和解决方案，核心设备全部国产化，自主可控，安全可信，对我国研究保障国家能源安全、研究光伏电站关键设备选型和系统集成方案优化、加速光伏发电平价上网具有重要意义。
在项目设计阶段，华能陕西发电有限公司、华能清洁能源研究院联合华为、东方环晟、晶科、隆基等业内领先企业进行了大量调研与综合对比，充分考虑了技术先进性、度电成本、项目地形等因素，创新采用了1500V系统，高效叠瓦双面组件、跟踪支架、智能组串逆变器、MBUS宽带电力载波、4G无线通信、大数据营维云中心等业内最先进的产品和解决方案，致力于将该项目打造成为平价上网光伏电站的“技术”标杆。
高效叠瓦双面组件发电量较常规单面组件提升10%~30%，具备抗PID和抗隐裂能力，零透水率，寿命可达30年。华能定边60MW电站是迄今全球最大的叠瓦组件项目，对我国掌握高效双面组件的发电特性，最大化叠瓦双面组件的发电能力，最小化叠瓦组件光伏系统投资成本具有重要的示范作用。
1500V+双面+跟踪+智能组串式逆变器发电量提升1.45倍
1500V系统是提升IRR的关键一步，相比于1000V系统，不只是电压等级的提升，更重要的是实现了组件、逆变器、支架、线缆、施工、运维等全方位系统级的降本增效。该项目全部采用华为SUN2000-175KTL 1500V智能组串式逆变器，最大程度降低了组串失配带来的发电量损失，较传统逆变器发电量提升3%以上；每路MPPT电流支持到26A，完美匹配双面组件。
在智能时代，以AI为代表的前沿技术集中爆发，该项目创新采用AI算法实现了1500V+双面组件+跟踪支架+智能组串式逆变器的最优融合，比传统单面+固定支架方案发电量提升20%以上。同时，业内首创的AI自学习优化跟踪算法，实现功率闭环控制，更懂双面组件，比传统的双面+跟踪发电量再提升0.5%以上。
数据显示，该光伏电站自并网以来年均光伏利用小时数高达2200小时，发电量是临近相同容量光伏电站的1.45倍，远超业主预期。
MBUS+4G无线，通信最优组合
良好的通信是光伏电站实现实时监测的基础，该项目场区为盐碱地，占地约2000亩，平均海拔1328米，地势起伏，地形复杂，传统的通信方式可靠性、抗干扰性较差，不利于高质量运维。
华能定边电站全部采用华为MBUS宽带电力载波传输，实际应用传输速率115kbps，远远高于其他PLC；时延小于30ms，更快满足电站调度需求。同时采用了华为4G无线通信，整个60MW光伏电站布置2个4G基站即可完成所有的站内通讯。建设时无需挖沟埋光缆，整个工期在1周内完成，而且在“崎岖不平”的土地上，再也不用担心光纤断裂造成通信故障了。
AI并网算法，稳定运行不脱网
随着定边新能源装机比例增加，并网稳定性成为重大挑战。华为在业内首次引入阻抗重塑的AI自学习并网算法，融合动态阻尼适配算法，主动谐波抑制算法等多种领先并网算法，通过AI自学习动态地调整电站本身的电气特性来匹配电网，保障在恶劣电网情况下稳定运行不脱网，从适应电网转向支撑电网。
大数据营维云中心，运维效率提升50%
该项目采用大数据营维云中心，数据实时采集、云存储、大数据挖掘及分析系统，实现了生产、人员、资产和数据四个维度的全方位管理，通过智能化手段提高电站的管理和运维效率，降低管理和运维成本。
借助最领先的通信技术，集团总部专家和电站现场运维人员协同工作，通过实时视频和语音通讯，电站现场维护人员在总部专家专业、准确的远程指导下实现自动化高效运维。通过营维分析系统和集团专家资源集中配置，实现了整个光伏电站由被动运维向主动营维的转变，由现场运维向移动/远程运维的转变，由粗放式管理向精细化管理的转变。
传统的电站巡检耗时长、效率低，一座20MW电站巡检下来要1个月的时间。若采用人工抽样巡检，又难免疏漏。AI加持的智能IV诊断改变了传统人工抽样检测的方式，可对光伏组件进行100%全量检测，并自动输出报告，能精准识别多达14种组件故障;通过AI机器学习，提升双面模型识别精度，精准识别真正的遮挡和组件故障等，更加匹配双面组件场景。整个检测远程在线完成，无需人员上站，完全颠覆了传统运维模式，大幅提升光伏电站运维效率，提升电站全生命周期的营维效益。
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三季度能源经济形势及可再生能源并网运行情况
2019-10-29来源：中国能源报
10月29日，国家能源局在京举行新闻发布会，发布2019年三季度能源经济形势、可再生能源并网运行情况。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军在会上表示，前三季度，全国光伏新增装机1599万千瓦，其中，光伏电站773万千瓦；分布式光伏826万千瓦。截至2019年9月底，光伏发电累计装机1.90亿千瓦。从新增装机布局看，华北地区新增装机508.6万千瓦，东北地区新增装机51.2万千瓦，西北地区新增装机为430.8万千瓦，华东地区新增装机为332.2万千瓦，华中地区新增装机为180.9万千瓦，华南地区新增装机95.5万千瓦。
全国光伏发电量1715亿千瓦时，同比增长28.1%；全国光伏平均利用小时数910小时，同比增加53个小时；平均利用小时数较高的地区为东北地区1165小时，华北地区1020小时，其中蒙西1305小时、蒙东1276小时、黑龙江1160小时。
今年前三季度，全国新增水电并网容量280万千瓦，新增装机较多的省份为云南88万千瓦、湖南39万千瓦和浙江29万千瓦，占全部新增装机的55.7%。截至2019年9月底，全国水电装机容量约3.55亿千瓦（其中抽水蓄能2999万千瓦）。
“全国水电发电量8938亿千瓦时，同比增长7.9%。”李创军说，分省份看，水电发电量排名前五位的省（区）依次为四川2288亿千瓦时、云南2045亿千瓦时、湖北1038亿千瓦时、贵州545亿千瓦时和广西438亿千瓦时，其合计水电发电量占全国水电发电量的71.1%。前三季度，全国主要流域弃水电量约244亿千瓦时，较同期减少152亿千瓦时，水能利用率约95.9%，同比提高3.3个百分点。弃水主要发生在四川省，四川省主要流域弃水电量达到210.3亿千瓦时，较同期减少53.2亿千瓦时，主要集中在大渡河干流。其他省份弃水电量维持较低水平。
今年以来，我国风电依然保持平稳发展态势，稳中有进。
一是装机容量继续平稳增长。1—9月，全国新增风电并网容量1308万千瓦，同比增长3.7%，累计并网装机容量达到1.98亿千瓦。全国风电发电量2914亿千瓦时，全国风电平均利用小时1519小时，整体增长态势平稳有序。
二是产业布局稳步调整。在新增并网容量中，中、东、南部地区占58.7%，布局进一步优化。
三是海上风电稳妥推进。1—9月，海上风电新增并网容量为106万千瓦，于去年同期相比基本持平。
四是分散式风电稳中突破。随着一批项目的落地，分散式开发在提高风能利用效率、降低社会用能成本等方面的价值初步显现，分散式风电同比增长较快，已成为风电产业新的增长点。
五是弃风问题企稳向好。1—9月，全国弃风电量为128亿千瓦时，平均弃风率为4.2%，较去年同期有大幅度改善，同比下降3.5个百分点，尤其是新疆、甘肃和内蒙古，弃风率同比显著下降，新疆弃风率15.4%、甘肃弃风率8.9%、内蒙古弃风率6.6%、同比分别下降9.8、10.1、6.7个百分点。
关于生物质发电并网运行情况，李创军介绍，今年前三季度生物质发电新增装机335万千瓦，累计装机达到2116万千瓦，同比增长15.4%；前三季度生物质发电量804亿千瓦时，同比增长19.4%。
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资本市场
英利重组，涅槃重生
据悉，英利绿色能源重组债委会召开会议，就英利债务重组框架方案事项进行讨论。该方案拟将公司针对主要银行债权人的债务转为公司在中国境内子公司的控制权益及潜在战略投资人资金注入等内容。
据今年6月份公开报道显示，英利绿色能源债务重组方案已向相关部门和国务院报告，正式进入实施阶段。“包括相关政府部门在内的多方正在进行切实有效的努力，以保证重组工作稳步推进。同时，各相关方正在积极沟通重组方案有关细节内容。”英利绿色能源首席财务官王亦逾透露，英利绿色能源重组后的主要发展方向是专业化、智能化。将在保持适度规模的基础上，落实高质量发展的相关要求，推动技术升级，提升产品竞争力。同时企业将继续创新商业模式，提高盈利能力和盈利水平，进一步加大市场开发。
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10月3日晚，中国华能董事会及华能新能源董事会联合宣布，里昂证券代表中国华能确认拟作出自愿有条件现金收购要约以收购全部已发行H股股份。华能新能源的私有化计划正式启动。
H股要约价每股3.17港元，较最后交易日的收市价每股H股2.67港元溢价约18.73%，最高总代价约159.49亿港元。于H股要约成为无条件后，华能新能源将申请于港交所退市。
成立于2002年的华能新能源，前身为华能新能源产业控股有限公司，2011年6月10日在香港联交所主板正式上市。截至2018年底，其母公司和控股股东华能集团，已直接或间接持有公司已发行股份总数的52.39%。
观其新能源项目的投资，以风电开发与运营为核心，光伏等其他可再生能源为辅。早在2010年年初，华能集团在全国电力行业就率先启动了绿色、低碳和循环经济发展为重点的《绿色发展行动计划》，并明确提出到2020年力争实现清洁能源装机占比重超35%。
截至2019年上半年，华能集团清洁能源装机比重达到33.4%，距离其预设目标已十分接近，然而相比于清洁能源装机占比已达到50.14%和40.5%的国家电投集团和华电集团，仍存在转型速度相对滞后的问题。
华能新能源私有化主要有两方面的原因，一是受政策风险影响，港股风电板块资产价值普遍被低估，融资能力下降；二是由于华能集团对于新能源业务统筹发展的需要。
毋庸置疑，华能新能源的盈利能力必须得到肯定。根据中报披露，2019年上半年公司实现营业收入71.4亿元，同比增长13%，归母净利润30.9亿元，同比增长31.7%，均超出市场预期，公司的净利率为44.13%，是五大发电集团旗下所有上市公司中净利率最高的企业。
报告期内，公司完成总发电量约1519.63万兆瓦时，同比增长11.7%。其中，风电总发电量、太阳能总发电量分别为1442.28万兆瓦时、77.35万兆瓦时，分别同比增长11.7%、10%。公司风电加权平均利用小时数为1330小时，同比上升101小时，创造多年来新高，高出行业平均197小时；太阳能加权平均利用小时数为851小时，同比上升12个小时。
高盈利能力的背后是偏低的估值，过去一年内，华能新能源在港股估值始终在0.6-0.7倍市净率徘徊，融资能力非常有限。同样在港股上市的龙源电力估值为0.59倍，大唐新能源仅为0.36倍。分析人士认为，这是由于电价下调和补贴欠款拖累的因素。
至于其未来是否存在再上市计划，有业内人士预测，私有化后的华能新能源或赴A股上市，并将协鑫新能源打造成华能旗下光伏运营平台，更名为华能协鑫，但这一消息并未被华能集团所证实。但不难设想的是，携手协鑫，同时整合内部华能国际风电资源，大手笔扩张态势下，私有化不过是一步以退为进的棋
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多家新能源企业三季报业绩全面出炉
截至10月30日晚，多家新能源企业的三季报业绩全面出炉。
1. 收入利润榜
从20多家新能源公司（光伏、风电）数据看，收入排名前十位的分别是：
上海电气、通威股份、金风科技、隆基股份、正泰电器、中环股份、东方日升、中利集团、明阳智能、阳光电源等。
光伏方面，收入排名前十的为：通威股份、隆基股份、正泰电器、中环股份、东方日升、中利集团、阳光电源、协鑫集成、航天机电、福斯特。
利润榜单上看，排名前十的新能源公司分别有：隆基股份、正泰电器、通威股份、上海电气、金风科技、中环股份、东方日升、福斯特、阳光电源、明阳智能。
光伏领域的前十大利润公司排名基本与上面相同，对比可发现，相对于收入排行而言，福斯特、科士达、中来股份、晶盛机电的“利润”名次都较为靠前，替代了包括航天机电等在内的部分企业。
2. 经营现金流净额榜
从经营现金流净额看，几家收入、利润表现较为突出的新能源公司，同样榜上有名。（我们主要选取的指标为现金流量净额正向的公司作参考。）
3. 投资现金流量净额排名
从“投资活动产生的现金流量净额”这一排行来说，新能源企业的名次变化相对较大。一些企业的表现也较为稳健。
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