提醒，海外光伏EPC工程如何避险
由于光伏政策的调整，国内光伏企业纷纷将海外市场作为“突围”方向。近日，国际分析机构IHS
Markit将2018年的全球光伏装机量预测从113GW下调至105GW，预计全球需求提升将弥补中国市场的需求下降，今年装机量仍将比2017年增长10%以上。
在此背景下，作为光伏扬帆海外的重要模式，EPC工程如何躲避行业风险？
“出海”门槛降低
近年来，无论是传统电力还是新能源，
EPC工程总承包模式（即设计、采购与施工承包模式）在对外承包工程总额中所占比重逐渐加大，与传统的施工承包模式相比，其项目收益更高，但风险系数也更大，需要承包商通过管理能力、技术水平、融资实力、实施经验等方面提升与增强才能够有效实施项目，同时实现既定的项目收益目标。
据了解，我国对外EPC工程经历了劳务输出、EPC、EPC+F、投建营一体化等多种模式的形态演进。“海外EPC市场近几年变化非常大，合作条件越来越苛刻，承包价格越来越低，风险越来越大，与此同时，EPC自身模式也在不断创新，商业生态变化非常大。”阳光时代律师事务所律师宋玉祥告诉记者。
从法律法规上来讲，2017年中国对外承包工程行业最大的变化就是国家层面取消了相关管制，企业想要对外承包工程，在中国境内没有资质和门槛要求。
“这是双刃剑。对于原先没有相关工程总承包资质的企业是福音，但也导致中小企业‘走出去’，更加鱼龙混杂，竞争更加激烈，还有可能引发恶性竞争。”宋玉祥分析，海外市场大部分项目采取融资模式，后面跟着融资银行，会对EPC承包商进行审查，取消门槛限制，尽管对行业生态有一定影响，但不至于造成颠覆性后果。
另外，还有一个利好，随着简政放权的推进，商务部修改了《对外承包工程项目投标（议标）管理办法》，准制改成备案制，并将相关权限下放至省级商务部门。
“‘531’新政后，半年时间内是光伏行业需求的回调阶段，因成本下降带来的全球市场需求至少增长5%。”天合光能中国区组件“产品+”价值群负责人曾义认为，包括印度、拉丁美洲等地区以前不能做的项目，现在也可提上日程。也有国金证券分析师认为，一旦光伏成本继续下降，欧洲、拉丁美洲、美国、东南亚、阿联酋等众多市场也可实现增产。
EPC出现新趋势
“EPC现在出现资金拉动工程的新趋势。”宋玉祥说，几年之前承包商只是单纯做承包，现在的趋势是“要挣钱，先出钱”，现在大多都是资金运作重大项目，其中包括先垫资，以亚非拉国家为主，通常要求中国承包商为其从中国的银行融资，巴基斯坦、孟加拉、菲律宾的EPC项目都出现过类似情况，业主要求在融资关闭前先垫资开工。
另外一种情形是参股投资拉动EPC工程，承包商参股10%—20%，在埃及就有多个这样的项目。“因为光伏项目有25年保质期，EPC承包商会被要求同时负责运维。”宋玉祥补充道，承包商同时承担运维是光伏项目趋势。
“融资租赁以前较多用在海外风电项目上，近年来，逐渐用于开发海外光伏项目。”
宋玉祥指出，除此以外，海外收购也越来越多，“对于境外投资行业来讲，海外收购并不是新交易模式，但对EPC企业来讲，则是新模式，不一定要短期收益，而是借此扩大平台，布局项目。”
市场风险加大
在采访过程中，记者了解到，海外EPC市场环境竞争日趋激烈，甚至达到了白热化的地步，这种竞争体现在EPC承包价格、IPP上网电价越来越低，工期越来越短。
近两年，比较典型的案例是2016年，迪拜电力和供水机构与阿布扎比未来能源公司正式签署了迪拜光伏园第三期800MW项目的购电协议，成交价格为0.299美分/千瓦时，创下彼时全球最低光伏价格纪录。2017年，沙特阿拉伯北部某省300MW光伏项目最低中标电价约为0.12元人民币/千瓦时，再创新低。
“如果IPP电价低，成本会被转移到承包商和组件企业上，将利润空间压得越来越低。有些承包商为了业绩，甚至不要利润去做项目。”某位不愿具名的行业人士对记者说，这是“很恐怖”的事情。
据了解，风险管控能力是光伏EPC企业的另一弱点。境外投资项目交易模式、交易文件复杂，一些EPC企业自身负债率高、融资能力不足，缺乏海外投融资人才，导致光伏EPC企业面临向境外投资转型的结构性风险。
“外国土地多为私有制，征地困难，且当地政府一般支持力度较差，尽可能多跟持有方签订长时间的合约。最容易产生的问题之一是设备采购，很多新兴市场原料储备不足，要做好准备前期。很多电力公司是私有制，价格、损害赔偿都要事先谈好。绝大部分海外项目必须保证一次性通过试运行，不会给调整时间，一定要保证质量。”TüV北德员工朋泰彧也谈到了光伏海外项目风控要点。
此外，受访人士建议，不同国家之间项目标准差异大，政策风险和汇率风险也都是值得反复推敲和注重的地方。
徐州建机 4.5 MW分布式光伏电站项目
山东寿光羊口40MW分布式光伏电站项目
信阳家居20MW分布式光伏电站
河北以岭药业1.5MW分布式光伏电站
宝奥城1.2MW分布式光伏电站项目
宁德新能源21MW分布式光伏电站项目
河北邯郸戴克电器11MW分布式光伏发电项目
西安国际港务区12.53MW分布式光伏发电项目
邯郸新正源3.7MW光伏分布式发电项目
衡水泰纳4.59MW分布式光伏发电项目
以上案例来自隆基新能源
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光伏EPC（Engineering Procuremen tConstruction）是指公司受业主委托，按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、施工、试运行等实行全过程或若干阶段的承包。
即对项目的全部勘察、设计、设备和材料采购、建筑安装工程施工、项目管理、设备监造、调试、验收、培训、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务过程进行总承包。光伏EPC承包内容大致包括：
1、工程设计。
2、施工图、施工图预算及承担相应设计变更、修改等工作。
3、编制光伏项目内设备材料采购和施工招标技术条件书等有关文件。
4、编制光伏项目的竣工文件。
5、光伏项目组件、逆变器、汇流箱、变压器等主要设备采购、材料采购、检验、监制、运输、催交和现场保管及与其各供货或服务商的协调。
6、光伏项目组件、主变等设备安装、调试，设备基础基础、升压站、综合楼等建筑工程施工。
7、光伏项目现场安全、消防等。
8、光伏项目试车及调试。
9、光伏项目消除从负荷联动试车到质保期结束前的设计、施工、采购的缺陷等。
10、参与业主组织的关于技术引进的谈判、实施和验收的全过程，为业主提供技术支持。
EPC中文译为工程总承包。EPC（Engineering
Procurement
Construction）是指公司受业主委托，按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、施工、试运行等实行全过程或若干阶段的承包。通常公司在总价合同条件下，对所承包工程的质量、安全、费用和进度负责。
在EPC模式中，Engineering不仅包括具体的设计工作，而且可能包括整个建设工程内容的总体策划以及整个建设工程实施组织管理的策划和具体工作；Procurement也不是一般意义上的建筑设备材料采购，而更多的是指专业设备、材料的采购；Construction应译为“建设”，其内容包括施工、安装、试车、技术培训等。
二、光伏EPC
光伏EPC是指光伏工程总承包，交钥匙工程总承包。
历时8年的RCEP协议于11月15日正式签署。 RCEP全称为“区域全面经济伙伴关系协定”，2012年由东盟10国发起，邀请中国、日本、韩国、澳大利亚、新西兰、印度共同参加，旨在通过削减关税及非关税壁垒，建立统一市场的自由贸易协定。
除去尚有部分重要问题没有解决的印度未加入以外，其余十五国签订的该协议意味着，彼此之间将基于该协议为各方提供便利。
今年早些时候，能源一号对于逆变器和组件厂商在海外工厂、联络点以及办事处做过相对完整的梳理，以下是具体信息。今年以来，包括晶澳 科技 、隆基股份在内，还陆续收购和新建了一些海外基地。这些中资在海外的办事机构及投资项目，不少属于RCEP所在的亚太国家范畴内。
因而，以下公司都会备受RCEP协议签订的利好而获得更大的业务增长机遇及发展空间。
所以，RCEP的建立，将大大有利于中国与周边国家的新能源贸易往来，同时也对中国企业在未来在布局这些地区的新能源产品、市场带来更多便利。
举例来说，中资设在亚洲各地的海外工厂，可直接将中国的制造能力进行复制及略作变化，把产成品输向美国等个别对中国光伏设置贸易壁垒的地方。
中国企业本身，也可借由较好的贸易政策与RCEP协议所在国保持更好的关系与沟通，从而带动中方及贸易伙伴国家一同做大新能源产业。
疫情期间，有海外产能和强大分销渠道的公司，与世界各地朋友做生意的顺畅度大大提高，中国企业的地缘优势虽不能彻底体现出来，但因根深蒂固的海外厂区、办事机构及第三方合作伙伴关系，让业务协作并不受疫情问题的困扰。今年前三季度，业绩表现出色的中国A股及美股等公司，恰恰是上述这类企业。
从组件市场来看，正泰新能源、晶科能源、隆基股份、天合光能、协鑫等都在全球各地布局了大量产品生产线，不少位于亚洲等地。良好的海外工厂，加之部分厂商也同时拥有海外的硅片、支架等周边伙伴产能，对企业的出口贸易带来了极大便利。
逆变器领域来说，包括华为智能光伏、古瑞瓦特、锦浪 科技 、爱士惟、固德威等逆变器厂家，则可以通过庞大的分销网络、当地销售人员来承担及保障疫情期间的产品供应。
随着RCEP的签订，中国企业征战全球的战略意义更加深远。相关细节显示，RCEP所在国的所有货物贸易中，都可逐步取消关税与非关税壁垒。协定中指出合作应扩展到其他领域，包括但不限于银行、金融、 旅游 、工业合作、交通、电信、知识产权、中小企业、环境、生物技术、渔业、林业及林业产品、矿业、能源及次区域开发等。因此，需要金融、工业伙伴支持的中国新能源企业，中长线也会获得更多的利好。
再结合诸多国家宣布碳中和目标的情形，我们会发现，今后带给包括中国新能源厂商的机遇也会进一步扩大。9月，我国宣布力争2030年前碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。紧接着的10月，韩国总统文在寅在国会发表演讲时宣布，韩国将在2050年前实现碳中和。今年11月，日本有消息称考虑为实现2020碳中和目标采取税收刺激措施。此前，新西兰已完成碳中和目标立法。大趋势下，其余国家预计也会陆续确定碳中和的目标。
能源行业是完成碳中和目标的重要突破口，十五国共同签订的协议，将为国内外可再生能源企业带来更多的发展契机。下面将从光伏布局的角度来看看，中国企业在RCEP协议所在国的新能源业务发展脉络，以及这些国家本身所制定的新能源目标情况是怎样的。
东盟各国生物质能、地热能、水能资源最为丰富，风能、太阳能和潮汐能具有较大潜力。中国企业在东盟各国都有相当规模的光伏项目布局，以下以中国企业在越南、泰国的光伏布局为代表进行盘点。
越南的光伏市场一直是中国企业争取的重要地区，中国企业在越南的有关光伏布局包括大型光伏项目、工厂建立、产能收购、产品出口等颇多。
2019年，中国出口到越南的光伏组件达4.48GW，今年中国对越南市场的布局也在如火如荼地进行，对疫情的担忧并未影响到相关项目进程。
今年2月，隆基股份收购越南生产基地3GW电池、7GW组件；5月，中国电建签署越南禄宁550MW光伏发电项目合同；6月，中国电建签署越南富美330MW光伏发电项目合同；11月，晶澳 科技 越南基地年产3.5GW高功率组件项目开工奠基仪式顺利举行，该项目利用越南基地现有土地，投资7 亿元，建设年产3.5GW高功率组件生产线及配套设施。这些布局也是看好越南当地作为良好的产品输出地、贸易、土地、人员及新能源政策有优势等综合判断而进行的。
据国内多位负责越南市场的销售、项目开发负责人表示，今年越南光伏的新增装机容量在3.5~4GW左右。此次签署的RCEP或将进一步开拓中国企业在越南光伏市场的布局。
同样属于“东盟”十国的泰国，也是中国企业布局的关键市场。今年2月，中国能建签署泰国58.5MW浮体光伏EPC合同；4月，中能建葛洲坝国际逆势签约泰国90MW光热光伏项目EPC合同，投资金额高达5亿美元。2个月之后，晶澳 科技 为泰国12.5MW漂浮电站供货高效PERC组件。随后的8月，中国能建助力泰国11.56MW光伏停车场落地。
根据泰国的电力发展计划，到2036年，泰国的可再生能源发电总装机容量有望达到17GW，泰国仍然有巨大市场供光伏发展。
签订自贸协定的十五国中，值得重点提出的是韩国。
今年7月，韩国产业通商资源部发布政策：光伏组件供应商应具备低碳认证资质，且该政策未设置缓冲期，要求立即实施。而在中国光伏企业申请此项认证时,韩国认证部门以新冠疫情为由，拒绝到中国进行低碳认证，无法得到认证的中国企业对韩国的出口受到了阻碍。
国内业界普遍认为，韩国此举是人为向中国设置了贸易壁垒。此次签署的协定明确规定，协定各国在实质上所有货物贸易中逐步取消关税与非关税壁垒，韩国对中国人为设置的贸易壁垒有望在短时间内得到解决。
今年5月，韩国也公布了一项长期能源计划：至2034年，可再生能源占韩国能源结构的比例将从目前的15.1%提高到40%。与此同时，液化天然气发电的所占的比重将从32.3%下降到31%。在贸易壁垒问题得到解决之后，中国企业有望在韩国市场大展身手。
另一邻国——日本的新能源市场也表现不错，中国企业积极在当地开疆辟土。晶科能源、华为等早就在日本地区取得了相当惊艳的销售业绩。
今年3月，隆基股份也与日本信越集团签订掺镓相关专利许可协议；4月，日本的82MW光伏项目竣工，均采用来自国内厂商的铝合金架台；6月，晶澳 科技 宣布为日本关西地区110MW光伏电站供应单晶PERC MBB组件，该项目是日本市场目前规模最大的单体项目之一。
10月，日本首相菅义伟宣布了使温室气体排放量在2050年之前实质上减为零的目标。同理，以可再生能源为主导的碳中和目标市场布局，日本光伏市场在未来同样具有巨大潜力，中国企业也有望因自贸协定在交易过程中获利。
新西兰已经完成碳中和目标立法，澳大利亚还未提出到2050年实现净零排放目标或碳价的方案，但于今年9月表示，计划未来十年内在能源技术方面投资180亿澳元以减少碳排放。
中国在澳大利亚的布局包括，今年1月传来消息即将完工的，东方日升投资并承建的澳大利亚西部最大的132MW Merredin光伏电站。今年6月，中国能建葛洲坝国际也签署了澳大利亚85MW光伏电站的EPC项目。
在组件及电站领域，正泰新能源、晶科能源等都在澳大利亚拥有较广泛的布局及渠道伙伴商。而古瑞瓦特、锦浪 科技 、固德威、阳光电源、爱士惟等核心逆变器厂商也在澳大利亚的分布式市场斩获不少订单，深受当地消费者的好评。
新西兰方面，当地的电力输送国企Transpower于今年4月表示，到2050年，新西兰可通过基于风力、太阳能、地热和水力发电的多能源发电满足全国的电力需求。在装机容量方面，新西兰预计2050年太阳能容量可达6GW。中国企业在新西兰已经展开相应的市场开拓。未来随着RCEP的确定后，也会看到更多项目的开花结果。
综合澳大利亚和新西兰等两国对相关可再生能源的规划，在自贸协定的加持下，中国与两国开展相关项目合作或能得到一定的便利。
关税与非关税壁垒是国与国之间交易长久以来难以避免的问题，或是为保护本国企业而颁布的措施，或是为进行部分不正当竞争，然而历时八年才签署的协议向世界表明，合作才能共赢。
世界各国的共同目标最终指向实现“碳中和”，随着协议的签订，放开可再生能源的布局的脚步，实现“碳中和”的目标指日可待。
面积相关成本是指：光伏电站建设过程中和组件的面积直接相关的成本；例如光伏电站的运输、安装、线缆、支架、运维、土地等均为面积相关成本。面积相关成本与我们所熟悉的BOS成本有很大重叠部分，但也有诸多不同，例如逆变器成本算入BOS成本，但是逆变器属于容量相关的成本，功率越高逆变器成本就越大，所以选用高功率组件并不能摊低逆变器的成本；再例如运维成本属于电站建设好以后正常运营的支出，例如清洗维护成本、线缆更换、支架更换等维修成本。运维成本和面积相关，例如清洗面积越大清洗成本越高。但是运维成本并不算入BOS成本中。所以面积相关成本和BOS成本的区别以及共同点如下表：
面积相关成本 BOS成本
共同点 共同包含运输、安装、支架等成本
不同点 不包含逆变器成本
但包含运维成本 不包含运维成本
但包含逆变器成本
面积相关成本以单块组件所需为单位，不同电站类型、不同建设区域以及不同的劳动力成本都会导致面积相关成本有很大不同。但是综合各地、各种类型电站建设成本，我们会发现面积相关成本往往介于400元/片~800元/片之间。这就是说，电站建设过程中一片60型组件的运输、安装、支架、桩基、土地所需最少成本也在400元以上。所以提高发电功率摊低单位面积的相关成本成为急需解决的问题，也是高功率组件价格更贵的经济合理性基础。
由于不同组件封装形式不同、硅片质量不同、电池路线不同会导致功率有较大差异，目前普通多晶组件功率为275W，而单晶perc组件功率已经普遍达到300W+甚至310W的水平。我们选取单块组件面积相关成本为500元的常规电站为例，功率275W的组件单瓦需要摊销面积相关成本为500÷275=1.81元；功率达到305W的组件单瓦所摊销面积相关成本为500÷305=1.64元。功率更高的组件单瓦摊销面积相关成本更低，这是合理价差的根本来源，于是：
合理价差=500÷275-500÷305=0.17元。
按照上面的思路，我们可以先得到一个基本的计算合理价差的公式：
但是上述简单的计算公式有一个重大缺陷，那就是没有考虑perc大约3%的发电量增益。就是说305W的单晶perc组件等效于305W×1.03=314W的常规组件。单晶perc组件发电量有增益是有实证数据支持的，而且其理论原因也比较清晰，主要是由于：
1、单晶perc组件弱光效应好，由于能更好的吸纳弱光，电站每天启动时间更早、关闭时间更晚，相当于是每天早起晚睡勤劳的好同志。
2、第二个原因是工作温度低，由于单晶perc组件转化效率更高，工作时以热的形式耗散的能量少，正午艳阳高照下单晶perc组件相较于常规组件工作温度更低，我们都知道高温不利于组件正常发电，组件一般温度系数为0.46%，就是意味着组件温度每升高1度，发电量就会减少0.46%。更低的工作温度是提升发电量的又一关键原因。
当我们把单晶perc组件这3%发电增益也纳入考量带入计算公式时，结果就会大有不同。考虑3%的发电增益后主要带来两个变化：
1、等效功率变大，305W的单晶perc组件实际上相当于305×1.03=314W的常规组件。进而可以使面积相关成本摊低更多。
2、由于组件销售时还是按照305W的功率来计价，多发电相当赠送了一定功率的组件。就是说314W-305=9W相当于是赠送的。按照当前普通多晶组件2.45元/W的价格计算，价值相当于2.45×9=22元。由于组件功率是305W，则每瓦对应的价值为22÷305=0.072元。
考虑上述两个因素以后，对于一个每片60型组件面积相关成本为500元的电站项目，275W多晶组件和305W单晶组件的单瓦合理价格差为：
500÷275 - 500÷(305×1.03)+0.072=0.297元
这个公式可以分为三个部分来理解：
1、500÷275 是指面积相关成本500元的电站选用275W组件，单瓦所需摊销的成本。
2、500÷（305×1.03）是指一块组件面积相关成本为500元的电站项目选用305W功率的组件并且考虑3%的弱光效应发电增益后，单瓦功率要摊的成本。
3、0.072是指305W的单晶perc组件考虑3%的发电增益以后等效于314W的组件，但是组件销售的时候还是按照314W来计算，所以实际相当于“赠送”9W的功率，按照当前多晶组件每瓦售价2.45元计算，9W功率价值2.45×9=22.05元，对于一个305W的组件单瓦带来的价值提升为22.05÷305=0.072。
最后值得我们特别注意的是：这个公式最终结算得出的0.297元是该类电站最大可承受的价格差，如果此时单晶perc组件与常规多晶组件价格差＜0.297元，则从经济理性的角度理应选择单晶perc组件，因为虽然价格贵一些但在电站假设过程中带来的摊销价值更大；但是如果单晶perc组件价格差＞0.297，则从经济理性选择的角度，选择常规多晶组件更合适一些。
其实这个思维模型可以推而广之，可以用来计算双面组件的合理价差，对于有条件使用双面组件且假设背面功率增益为7%，面积相关成本为500元的电站项目，275W普通单面组件和300W双面组件的合理价差计算公式为：
500÷275 - 500÷(300×1.1)+0.245=0.548元
同样道理，这个公式也可以分为三个部分来解释：
1、500÷275 是指面积相关成本500元的电站选用275W组件，单瓦所需摊销的成本。
2、500÷(300×1.1）是指一块组件面积相关成本为500元的电站项目选用300W功率的组件并且考虑3%的弱光效应发电增益,以及7%的背面发电增益效应（合计10%的增益），单瓦功率要摊的成本。
3、0.245是指300W的双面组件，考虑弱光效应增益3%以及背面增益7%以后，等效于300×（1+3%+7%）=330W，相当于赠送30W功率的组件。按照当前组件价格2.45元计算，价值为73.5元，单片组件功率300W，则单瓦价值为73.5÷300=0.245元。
考虑这三个部分的增益以后，得出的结论我自己都是吃惊的，300W的单晶perc组件比275W的多晶组件卖贵0.5元都是合理的！所以对于地面电站有条件使用双面组件的项目，我的建议是能使用双面组件就选用双面。
大逻辑：
最近这些年，人力成本是不断上涨的，即便是印度地区，由于经济的发展，长期看人力成本也都是上涨趋势。再看看电站建设过程中所使用到的钢材、线缆等大宗商品，也是出在不断上涨的趋势中。这样的大格局下，要想继续降低光伏电站的建设成本，除了降低组件价格以外，最有效的办法便是提升组件效率了。有一些电站项目，面积相关的成本在项目总成本中占比突破一半，未来提效率带来的降本效果很可能远大于单纯降低组件价格所带来的效果。这也是我笃信单晶技术路线的最为核心、最为重要的原因。
我们再把这个思维模型推广到未来N型HIT电池路线，得到的效果就更加不可思议了，据说海外已经有优秀厂商可以把HIT组件正面功率做到360W，而且HIT同等容量的发电增益效果更加显著，双面率可以轻松做到90%+，那么360W的叠瓦双面HIT组件与当前275W的普通多晶组件合理价差是多少呢？
500÷275 - 500÷(360×1.15)+0.36=0.97元
就是说如果当前能生产出正面功率360W的HIT叠瓦双面组件，其每瓦卖贵0.9元以上都是完全合理的。高效高功率所体现出来的威力显露无遗，高效化几乎是未来的必然选择，理清这一事实，推广产业相关认知是本文期待的意义所在。
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