晶科光伏电站开发实力怎么样

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。

1.工程总承包（EPC）模式

工程总承包(Engineering Procurement Construction)模式，又称设计、采购、施工一体化模式。是指在项目决策阶段以后，从设计开始，经招标，委托一家工程公司对设计-采购-建造进行总承包。在这种模式下，按照承包合同规定的总价或可调总价方式，由工程公司负责对工程项目的进度、费用、质量、安全进行管理和控制，并按合同约定完成工 程。EPC有很多种衍生和组合，例如EP+C、E+P+C、EPCm、EPCs、EPCa等。

优点:

业主把工程的设计、采购、施工和开工服务工作全部托付给工程总承包商负责组织实施，业主只负责整体的、原则的、目标的管理和控制，总承包商更能发挥主观能动性，能运用其先进的管理经验为业主和承包商自身创造更多的效益；提高了工作效率，减少了协调工作量；设计变更少，工期较短；

由于采用的是总价合同，基本上不用再支付索赔及追加项目费用；项目的最终价格和要求的工期具有更大程度的确定性。

缺点:

业主不能对工程进行全程控制；总承包商对整个项目的成本工期和质量负责，加大了总承包商的风险，总承包商为了降低风险获得更多的利润，可能通过调整设计方案来降低成本，可能会影响长远意义上的质量；

由于采用的是总价合同，承包商获得业主变更令及追加费用的弹性很小。

2.项目管理承包（PMC）模式

PMC即Project Management Consultant，即项目管理承包。指项目管理承包商代表业主对工程项目进行全过程、全方位的项目管理，包括进行工程的整体规划、项目定义、工程招 标、选择EPC承包商，并对设计、采购、施工、试运行进行全面管理，一般不直接参与项目的设计、采购、施工和试运行等阶段的具体工作。PMC模式体现了初步设计与施工图设计的分离，施工图设计进入技术竞争领域，只不过初步设计是由PMC完成的。

优点

可以充分发挥管理承包商在项目管理方面的专业技能，统一协调和管理项目的设计与施工，减少矛盾；有利于建设项目投资的节省；该模式可以对项目的设计进行优化，可以实现在给项目生存期内达到成本最低；在保证质量优良的同时，有利于承包商获得对项目未来的契股或收益分配权，可以缩短施工工期，在高风险领域，通常采用契股这种方式来稳定队伍。

缺点

业主参与工程的程度低，变更权利有限，协调难度大；业主方很大的风险在于能否选择一个高水平的项目管理公司。该模式通常适用于：项目投资在1亿美元以上的大型项目。缺乏管理经验的国家和地区的项目，引入PMC可确保项目的成功建成。同时帮助这些国家和地区提高项目管理水平。利用银行或国外金融机构、财团贷款或出口信贷而建设的项目。工艺装置多而复杂，业主对这些工艺不熟悉的庞大项目。

3.设计—建造（DB）模式

即设计-建造模式(Design And Build)，在国际上也称交钥匙模式(Turn-Key-Operate)。在中国称设计-施工总承包模式(Design- Construction)。是在项目原则确定之后，业主选定一家公司负责项目的设计和施工。这种方式在投标和订立合同时是以总价合同为基础的。设计-建 造总承包商对整个项目的成本负责，他首先选择一家咨询设计公司进行设计，然后采用竞争性招标方式选择分包商，当然也可以利用本公司的设计和施工力量完成一 部分工程。

避免了设计和施工的矛盾，可显著降低项目的成本和缩短工期。然而，业主关心的重点是工程按合同竣工交付使用，而不在乎承包商如何去实施。同时，在选定承包商时，把设计方案的优劣作为主要的评标因素，可保证业主得到高质量的工程项目。

优点

业主和承包商密切合作，完成项目规划直至验收，减少了协调的时间和费用；承包商可在参与初期将其材料、施工方法、结构、价格和市场等知识和经验融入设计中；有利于控制成本，降低造价。国外经验证明:实行DB模式，平均可降低造价10%左右；有利于进度控制，缩短工期；风险责任单一。

从总体来说，建设项目的合同关系是业主和承包商之间的关系，业主的责任是按合同规定的方式付款，总承包商的责任是按时提供业主所需的产品，总承包商对于项目建设的全过程负有全部的责任。

缺点

业主对最终设计和细节控制能力较低：承包商的设计对工程经济性有很大影响，在DB模式下承包商承担了更大的风险；建筑质量控制主要取决于业主招标时功能描述书的质量，而且总承包商的水平对设计质量有较大影响；出现时间较短，缺乏特定的法律、法规约束，没有专门的险种；交付方式操作复杂，竞争性较小。

4.平行发包（DBB）模式

即设计-招标-建造模式(Design-Bid-Build)，它是一种在国际上比较通用且应用最早的工程项目发包模式之一。指由业主委托建筑师或咨询工程师进行前期的各项工作(如进行机会研究、可行 性研究等)，待项目评估立项后再进行设计。在设计阶段编制施工招标文件，随后通过招标选择承包商；而有关单项工程的分包和设备、材料的采购一般都由承包商与分包商和供应商单独订立合同并组织实施。在工程项目实施阶段，工程师则为业主提供施工管理服务。这种模式最突出的特点是强调工程项目的实施必须按照D-B-B的顺序进行，只有一个阶段全部结束另一个阶段才能开始。

优点

优点表现在管理方法较成熟，各方对有关程序都很熟悉，业主可自由选择咨询设计人员，对设计要求可控制，可自由选择工程师，可采用各方均熟悉的标准合同文本，有利于合同管理、风险管理和减少投资。

缺点

项目周期较长，业主与设计、施工方分别签约，自行管理项目，管理费较高；设计的可施工性差，工程师控制项目目标能力不强；不利于工程事故的责任划分，由于图纸问题产生争端多索赔多等。该管理模式在国际上最为通用，以世行、亚行贷款项目和国际咨询工程师联合会(FIDIC)的合同条件为依据的项目均采用这种模式。中国目前普遍采用的“项目法人责任制”、“招标投标制”、“建设监理制”、“合同管理制”基本上参照世行、亚行和FIDIC的这种传统模式。

5.施工管理承包（CM）模式

Construction Management Approach模式又称“边设计、边施工”方式。分阶段发包方式或快速轨道方式，CM模式是由业主委托CM单位，以一个承包商的身份，采取有条件的“边设计、边施工”，着眼于缩短项目周期，也称快速路径法。即Fast Track的生产组织方式来进行施工管理，直接指挥施工活动，在一定程度上影响设计活动，而它与业主的合同通常采用“成本+利润”方式的这样一种承发包模式。

此方式通过施工管理商来协调设计和施工的矛盾，使决策公开化。其特点是由业主和业主委托的工程项目经理与工程师组成一个联合小组共同负责组织和管理工 程的规划、设计和施工。完成一部分分项（单项）工程设计后，即对该部分进行招标，发包给一家承包商，无总承包商，由业主直接按每个单项工程与承包商分别签订承包合同。

这是近年在国外广泛流行的一种合同管理模式，这种模式与过去那种设计图纸全都完成之后才进行招标的连续建设生产模式不同，一般的招标发包方式与阶段发包方式的比较。

CM模式的两种实现形式： CM单位的服务，分代理型和非代理型。

代理型CM(“Agency” CM)：以业主代理身份工作，收取服务酬金。

风险型CM(“At-Risk” CM)：以总承包身份，可直接进行分发包，直接与分包商签合同，并向业主承担保证最大工程费用GMP，如果实际工程费超过了GMP，超过部分由CM单位承担。

优点

在项目进度控制方面，由于CM模式采用分散发包，集中管理，使设计与施工充分搭接，有利于缩短建设周期；

CM单位加强与设计方的协调，可以减少因修改设计而造成的工期延误；

在投资控制方面，通过协调设计，CM单位还可以帮助业主采用价值工程等方法向设计提出合理化建议，以挖掘节约投资的潜力，还可以**减少施工阶段的设计变更。如果采用了具有GMP的CM模式，CM单位将对工程费用的控制承担更直接的经济责任，因而可以**降低业主在工程费用控制方面的风险；

在质量控制方面，设计与施工的结合和相互协调，在项目上采用新工艺、新方法时，有利于工程施工质量的提高；5)分包商的选择由业主和承包人共同决定，因而更为明智。

缺点

对CM经理以及其所在单位的资质和信誉的要求都比较高；分项招标导致承包费可能较高；CM模式一般采用“成本加酬金”合同，对合同范本要求比较高。

6.建造-运营-移交（BOT）模式

即建造－运营－移交（Build－Operate－Transfer）模式。是指一国财团或投资人为项目的发起人，从一个国家的政府获得某项目基础设施的 建设特许权，然后由其独立式地联合其他方组建项目公司，负责项目的融资、设计、建造和经营。在整个特许期内，项目公司通过项目的经营获得利润，并用此利润偿还债务。在特许期满之时，整个项目由项目公司无偿或以极少的名义价格移交给东道国政府。

BOT模式的最大特点是由于获得政府许可和支持，有时可得到优惠政策，拓宽了融资渠道。BOOT、BOO、DBOT、BTO、TOT、BRT、BLT、 BT、ROO、MOT、BOOST、BOD、DBOM和FBOOT等均是标准BOT操作的不同演变方式，但其基本特点是一致的，即项目公司必须得到政府有 关部门授予的特许权。该模式主要用于机场、隧道、发电厂、港口、收费公路、电信、供水和污水处理等一些投资较大、建设周期长和可以运营获利的基础设施项目。

优点:

可以减少政府主权借债和还本付息的责任；可以将公营机构的风险转移到私营承包商，避免公营机构承担项目的全部风险；可以吸引国外投资，以支持国内基础设施的建设，解决了发展中国家缺乏建设资金的问题；BOT项目通常都由外国的公司来承包，这会给项目所在国带来先进的技术和管理经验，既给本国的承包商带来较 多的发展机会，也促进了国际经济的融合。

缺点:

在特许权期限内，政府将失去对项目所有权和经营权的控制；参与方多，结构复杂，项目前期过长且融资成本高；可能导致大量的税收流失；可能造成设施的掠夺性 经营；在项目完成后，会有大量的外汇流出；风险分摊不对称等。政府虽然转移了建设、融资等风险，却承担了更多的其他责任与风险，如利率、汇率风险等。

7.公共部门与私人企业合作模式(PPP)

民间参与公共基础设施建设和公共事务管理的模式统称为公私（民）伙伴关系（Public Private Partnership—简称PPP）。具体是指政府、私人企业基于某个项目而形成的相互间合作关系的一种特许经营项目融资模式。由该项目公司负责筹资、 建设与经营。政府通常与提供贷款的金融机构达成一个直接协议，该协议不是对项目进行担保，而是政府向借贷机构做出的承诺，将按照政府与项目公司签订的合同 支付有关费用。

这个协议使项目公司能比较顺利地获得金融机构的贷款。而项目的预期收益、资产以及政府的扶持力度将直接影响贷款的数量和形式。采取这种融资 形式的实质是，政府通过给予民营企业长期的特许经营权和收益权来换取基础设施加快建设及有效运营。

PPP模式适用于投资额大、建设周期长、资金回报慢的项目，包括铁路、公路、桥梁、隧道等交通部门，电力煤气等能源部门以及电信网络等通讯事业等。

无论是在发达国家或发展中国家，PPP模式的应用越来越广泛。项目成功的关键是项目的参与者和股东都已经清晰了解了项目的所有风险、要求和机会，才有可能充分享受PPP模式带来的收益。

优点:

公共部门和私人企业在初始阶段就共同参与论证，有利于尽早确定项目融资可行性，缩短前期工作周期，节省政府投资；可以在项目初期实现风险分配，同时由于政府分担一部分风险，使风险分配更合理，减少了承建商与投资商风险，从而降低了融资难度；参与项目融资的私人企业在项目前期就参与进来，有利于私人企业一开始就引入先进技术和管理经验；

公共部门和私人企业共同参与建设和运营，双方可以形成互利的长期目标，更好地为社会和公众提供服务；使项目参与各方整合组成战略联盟，对协调各方不同的利益目标起关键作用；政府拥有一定的控制权。

缺点:

对于政府来说，如何确定合作公司给政府增加了难度，而且在合作中要负有一定的责任，增加了政府的风险负担；组织形式比较复杂，增加了管理上协调的难度；如何设定项目的回报率可能成为一个颇有争议的问题。

总 结

上述合作模式都是在不同的条件下，经过市场运作和检验而形成的，但合作模式不是固定不变的，上述7种合作模式都可以在特定的条件下进行调整，也以经过创造提出全新的合作模式，唯一的准则就是要符合各方利益的诉求，满足特定的条件。

1、国外现状：由于前5年发达国家光伏补助相当多，国外光伏发电迅猛，为了调节（降低）光伏发电装机，德国、英国、美国等发达国家正在降低光伏发电的补助，因此这些国家的光伏装机明显下降。

国外趋势：光伏发电补助会继续下降，使市场自动调节，当光伏组件价格降低到一定阶段时，达到商业发电的经济指标，光伏发电规模会增加。

2、国内现状：国家光伏补助电价为1元/KWH，在少部分地区（西藏、川西、新疆等）能达到商业发电经济要求（年收益8%），在这些地区光伏发电发展比较迅猛。其他地区由于受资源影响（太阳能辐射值低）很难发展大型并网光伏电站。

国内趋势：在光伏组件价格逐渐降低的情况下，国家正在考虑降低光伏发电的补助，但是在未来5~10年国家仍将大力扶持光伏发电，光伏发电会在国内遍地开花。

应用领域

一、用户太阳能电源：

（1）小型电源10-100W不等，用于边远无电地区如高原、海岛、牧区、边防哨所等军民生活用电，如照明、电视、收录机等；

（2）3-5KW家庭屋顶并网发电系统；

（3）光伏水泵：解决无电地区的深水井饮用、灌溉。

二、交通领域如航标灯、交通/铁路信号灯、交通警示/标志灯、宇翔路灯、高空障碍灯、高速公路/铁路无线电话亭、无人值守道班供电等。

三、通讯/通信领域：太阳能无人值守微波中继站、光缆维护站、广播/通讯/寻呼电源系统；农村载波电话光伏系统、小型通信机、士兵GPS供电等。

2.须取得安全生产许可证；

3.须具有质量体系认证证书；

4.须取得机电设备安装工程专业承包三级及以上资质，或电力工程总承包三级及以上资质，或承装、承修类电力设施许可证四级及以上资质；

5.国外的建议参照中铁、中建等国家大型单位

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1.1. 逆变器简介

逆变器是光伏发电系统的大脑和心脏 。在太阳能光伏发电过程中，光伏阵列所发的电能为直 流电能，然而许多负载需要交流电能。直流供电系统存在很大的局限性，不便于变换电压， 负载应用范围也有限，除特殊用电负荷外，均需要使用逆变器将直流电变换为交流电。光伏 逆变器是太阳能光伏发电系统的心脏，其将光伏组件产生的直流电转化为交流电，输送给本 地负载或电网，并具备相关保护功能的电力电子设备。光伏逆变器主要由功率模块、控制电 路板、断路器、滤波器、电抗器、变压器、接触器以及机柜等组成，生产过程包括电子件预 加工、整机装配、测试和整机包装等工艺环节，其发展依赖于电力电子技术、半导体器件技 术和现代控制技术的发展。

下游包括终端业主、EPC 承包商、系统集成商和安装商。 逆变器作为光伏系统的主要核心部 件之一，需要和其他部件集成后提供给最终电站投资业主使用。光伏系统在供给终端业主使 用之前，存在相应的系统设计、系统部件集成以及系统安装环节，虽然最终使用者一般均为 光伏地面电站投资业主、工商业投资业主或户用投资业主，但设备也可以由中间环节的某一 类客户采购，比如 EPC 承包商、光伏系统集成商或光伏系统安装商。

1.2. 逆变器分类

目前逆变器产品主要分为四类，即集中式逆变器（主要用于大型地面电站，功率范围在 250kW-10MW）、集散式逆变器（主要用于复杂的大型地面电站，功率范围 1MW-10MW）、 组串式逆变器（主要用于户用、小型工商业分布式和地面电站等，功率范围 1.5kW-250kW） 和微型逆变器（主要用于户用等小型电站，功率等级在 200W-1500W）。

其中，大型集中式光伏逆变器是将光伏组件产生的直流电汇总成较大直流功率后再转变为交 流电的一种电力电子装臵。因此，此类光伏逆变器的功率都相对较大，一般采用 500KW 以 上的集中式逆变器。特别是近年来随着电力电子技术的快速发展，大型集中式光伏逆变器的 功率越来越大，从最初的 500KW 逐步提升至 630KW、1.25MW、2.5MW、3.125MW 等， 同时电压等级也越来越高。大型集中式光伏逆变器具有输出功率大、运维简单、技术成熟以 及电能质量高、成本低等优点，通常适用于大型地面光伏电站、农光互补光伏电站、水面光 伏电站等。同时，由于其单体输出功率大、电压等级高，随着技术进步近年来开始与下游的 变压器集成，形成“逆变升压”一体化的解决方案，以及与储能结合的光储一体化解决方案。

组串式光伏逆变器是将较小单元光伏组件产生的直流电直接转变为交流电的一种电力电子 装臵。因此，组串式光伏逆变器的功率都相对较小，一般功率在 50kW 以下的光伏逆变器称 为组串式光伏逆变器。但是近年来，随着技术进步和降本增效的考虑，组串式光伏逆变器的 功率也开始逐步增加，出现了 60KW、70KW、100KW、136KW、175KW 以上等大功率的 组串式光伏逆变器。组串式光伏逆变器由于单台功率小，在同等发电规模情况下增加了逆变 器的数量，因此单台逆变器与光伏组件最佳工作点的匹配性较好，在特殊的环境下能够增加 发电量。组串式光伏逆变器主要运用于规模较小的电站，如户用分布式发电、中小型工商业 屋顶电站等，但是近年来也开始应用于一些大型地面电站。

1.3. 逆变器行业的核心竞争力

研发能力： 电力电子行业属于技术密集型产业，涉及电力、电子、控制理论等学科，研发人 才需具备电力系统设计、电力电子技术、机械结构设计、微电脑技术、通讯技术、控制技术、 软件编程等专业知识，以及产品应用场景知识。产品从设计、研制到持续创新性改进都需要 大量的研发人员共同努力才能完成。研发人员的技术水平和知识的深度和广度都会直接影响 到产品的质量和水平，长期技术积累才能有效提高产品的稳定性可靠性。对于新进入者，很 难在短期内积累相关技术和各种应用场景知识，从而形成一定的技术壁垒。可以看到，近年 来国内主流逆变器企业研发费用率呈现上升态势，2019 年上能电气、固德威研发费用率高 达 6.34%和 6.15%，阳光电源和锦浪 科技 的研发费用率也达到 4.89%和 3.71%

品牌力： 逆变器企业在为客户服务时不仅仅提供相关产品，还包括一套完整的解决方案，产 品设计的微小变化，对整个电站项目的可靠性、稳定性均产生一定的影响。品牌是多年产品 质量和售后服务凝聚的结果，因此客户在选择产品时，通常会选择品牌声誉好的供应方且一 旦采购便会与产品供应方形成较为稳定的合作关系。

渠道开发能力： 由于逆变器销售靠近终端，且目前国内逆变器企业加速出海，因此渠道的开 发，尤其是户用、工商业分布式以及海外渠道的开发至关重要。以固德威为例，目前固德威 的逆变器在全球 80 多个国家和地区销售，为了保证当地渠道开发的顺畅，需要招募当地专 业的销售团队，从而保证自身的竞争力，这对于企业的渠道开发能力提出了非常高的要求。

2.1. 趋势一：组串式逆变器市场份额占比不断提升

从产品需求上看，全球范围内依然遵循大型地面电站优选集中式逆变器、工商业和户用分布 式优选组串式逆变器的选型原则，但近年来行业的一大趋势是组串式逆变器市场份额持续增 长。根据 GTMResearch 的统计数据，2018 年组串式逆变器出货量首次超过集中式逆变器， 达到 52GW，市占率达到 58%（其中单相占比 9%、三相占比 47%）。组串式逆变器近年来 占比提升主要有两个原因：（1）工商业分布式和户用市场近年来发展较好，应用领域不断增 加，主要得益于中国、欧洲、北美和澳洲等国家和地区的大力扶持；（2）组串式逆变器本身 转换效率较高，近年来随着组串式逆变器技术不断发展，产品成本逐年下降，平均单瓦价格 逐渐接近集中式逆变器，在集中式电站中组串式逆变器越来越多的开始得到应用。根据 IHS Markit 的预测，未来组串式逆变器的销售占比有望进一步提升至超过 60%，组串式逆变器的 装机比例预计稳中有升。

2.2. 趋势二：逆变器存量替代需求有望步入高增时代

逆变器内部 IGBT 等电子元器件的使用寿命普遍在 10-15 年左右。2010 年全球光伏新增装机 达到 17.5GW，首次达到 10GW 以上规模，随着全球各地原有光伏发电设备的老化，整个光 伏市场对更换逆变器的需求正在持续增长。其中，光伏市场起步较早（2008 年）的欧洲近 年来逆变器更换需求已经呈现不断上升态势，2019 年存量光伏电站项目逆变器更换需求已 经达到 3.4GW。与此同时，亚洲地区方面，日本光伏市场起步较早，2009 年累计装机规模 已经达到 2.6GW，2019 年日本逆变器市场替代需求已经初具规模；国内光伏装机自 2011 年达到 GW 级别，2013 年新增装机超过 10GW（10.9GW），预计 2020 年开始逆变器替换 市场将迅速增加。此外，北美洲、尤其是美国光伏市场从 2011 年起新增装机达到 GW 级别， 也有望于近年启动逆变器存量替代。综上，逆变器存量替代自 2020 年起有望步入高增时代。

2.3. 全球逆变器需求及市场空间测算

1）由于组件在光伏发电系统投资成本中的占比较高，在合理范围内增大容配比对于提高光 伏电站发电量、大幅降低 LCOE 具有重要意义。因此，提高超配能力、增加单个组件方阵规 模以提高直流输入的思路，在逆变器产品设计和光伏电站系统设计中被逐渐采用。目前，国 外大型地面电站的容配比最高达到 2 倍，国内光伏电站也逐渐采用超配设计，很多电站项目 已经按照 1.3 倍以上的容配比设计，而部分项目在综合考虑光照、地形和支架、组件等设备 选型等因素后，为追求最优经济性而采用 1.7-1.8 的容配比设计。根据 2019 年组件产量和逆 变器产量推算出全球电站平均容配比为 1.15，假设未来电站容配比逐年小幅提升， 2020/2021/2022/2023 年全球电站平均容配比分别为 1.18/1.21/1.23/1.25。

2）根据 IHS Markit 预测，2020 年全球逆变器更换需求将达到 8.7GW，同比增长 40%；考 虑到 2010 年后全球光伏新增装机逐年增加，因此我们认为未来逆变器存量替代需求有望持 续高增，假 2021/2022/2023 年存量替代需求分别为 15/20/25GW。

3）由于地面电站越来越多采用组串式逆变器以及户用和工商业分布式市场快速发展，假设 未来组串式逆变器的装机比例稳中有升，至 2023 年市场占有率从目前的 59%左右逐步提升 60%左右，对应集中式逆变器市场占有率将从 41%下降至 40%。

4）考虑到当前集中式逆变器价格持续压缩空间不大，假设未来几年价格年降幅为 5%；组串 式逆变器由于竞争较为激烈，中短期价格仍存在一定向下空间，假设 2020、2021 年价格年 降幅为 7%，2022、2023 年价格年降幅为 5%。

5 ） 测 算 结 果 ： 根据我们测算， 2020-2023 年全球逆变器总需求量分别为 125.6/167.1/197.6/227.4GW，市场空间分别为 210.7/262.6/295.4/326.6 亿元。其中， 2020-2023 年全球组串式逆变器总需求量分别为 74.5/99.6/118.2/136.4GW，市场空间分别 为 152.4/189.5/213.6/236.8 亿 元 ； 全 球 集 中 式 逆 变 器 总 需 求 量 分 别 为 51.1/67.5/79.5/91.0GW，市场空间分别为 58.3/73.1/81.7/89.8 亿元。

3.1. 趋势一：国内企业加速海外渗透抢占市场份额

近年来国内逆变器企业加速海外布局。 近年来受到中国市场政策波动影响，尤其是 2018 年 531 新政后，国内逆变器企业加快拓展海外渠道，加速海外布局。2019 年我国光伏逆变器出 口规模约为 52.3GW，同比增长 176.7%，总出口额达到 24.38 亿美元，出口市场主要集中 在印度、欧洲、美国、越南、巴西、日本、澳大利亚、墨西哥等国家。其中，亚太地区出口 占比为 37.9%、欧洲市场占比约为 34.1%，其次是北美洲和拉美，占比分别达到 13.4%和 10%。

国内逆变器企业竞争优势较为明显。 近年来随着国内逆变器企业快速发展，国产逆变器产品 的质量逐渐接近海外老牌逆变器企业，与此同时国内的人工、制造成本相比海外企业更低， 因此国内逆变器企业在海外的竞争优势较为明显。以国内逆变器龙头阳光电源和德国的 SMA 为例，两者分列 2019 年全球逆变器出货第 2 和第 3 位，可以看到近年来阳光电源逆变器毛 利率一直维持在 30%以上，而 SMA 则在 20%左右。发展到当前阶段，中国逆变器企业已经 从早期的单纯依赖价格优势参与竞争，逐步转向依赖提升技术水平、产品质量、售后服务等 综合品牌价值来获取市场。

东南亚、欧洲等地区渗透率较高，美国、日本仍有大幅提升空间。 分市场来看，2019 年全 球主要光伏市场国内逆变器出货占比均有显著提升。其中，欧洲作为传统的出口市场，国内 逆变器出货占比从 56%进一步大幅提升至 77%；印度、越南等国主要以地面电站为主，是 目前最火热的光伏市场之一，且本土缺乏有竞争力的光伏企业，因此近年来众多国内逆变器 企业大力开拓印度市场，2019 年国内逆变器出货占比从 2018 年的 34%大幅攀升至 61%；国内企业在拉美地区表现同样出色，2019 年出货占比提升至 58%。目前国内逆变器在美国 和日本渗透率尚低，一方面是由于两个国家市场进入门槛比较高且拥有竞争力较强的逆变器 企业（美国是 SolarEdge 和 Enphase、日本是 TEMIC、Omron 和 Panasonic），另一方面 是因为国内逆变器企业进入市场较晚，与国际品牌及当地的本土品牌在销售渠道竞争方面还 存在劣势。不过近年来国内逆变器企业仍然呈现出加速渗透的态势，2019 年美国和日本中 国逆变器出货占比分别从 19%和 9%提升至 34%和 23%。

3.2. 趋势二：中游企业加速崛起，落后企业陆续退出

行业内多数企业开始采取集中竞争战略。 面对越来越细分的光伏市场演变趋势，逆变器企业 在业务定位和技术路线选择上也越来越呈现差异化发展的趋势。其中，阳光电源、正泰、科 士达等少数企业覆盖除微型逆变器以外的全部类型逆变器，上能电气和特变电工聚焦于集中 式逆变器产品，组串式逆变器竞争相对较为激烈，华为、锦浪、古瑞瓦特、固德威等企业都 在努力深耕工商业和户用逆变器市场，小部分企业专注于集散式和微型逆变器。

受益于细分子领域的集中竞争战略，中游企业加速崛起 。根据 Wood Mackenzie 发布的《Global PV Inverter and module-level power electronics inverter market 2020》数据显示， 受益于组串式逆变器市占率提升以及锦浪、固德威等中游企业采取了集中竞争战略，深耕工 商业分布式和户用市场，可以看到 6-10 名的逆变器企业市场份额近年来有所提升，从 2017 年的 14%上升至 20%，相比之下前 5 名的市场份额则从 2017 年的 59%下滑至 2019 年的 56%，中游企业加速崛起。

行业持续整合，落后企业加速退出。 展望未来，自主研发能力弱、对市场变化敏感度不高和 新市场拓展能力差的企业，后续的生存空间将会愈发困难。2019 年 7 月 ABB 宣布将逆变器 业务出售给意大利 PIMER，此次收购已于 2020 年 3 月初正式完成；德国 SMA 集团下属的 SMA（中国）在中国境内的三家公司在 2019 年 2 月完成 MBO 后更名为爱士惟；施耐德退 出集中式光伏逆变器业务，只做分布式逆变器；因营收大幅下滑的上市公司茂硕电源，也已 经在谋求转型；前身是兆伏爱索的 ZeverSolarGMBH 已经宣布正式停止开展逆变器业务。

3.3. 降本路径：功率大型化、原材料国产化和技术优化

功率大型化： 近年来逆变器单机功率大型化趋势基本确立，目前集中式逆变器主流产品正在 从 500KW-630MW 过渡到 1.25-3.125MW、组串式逆变器正在从 50KW 以下过渡到 50-175KW。功率大型化摊薄了不变成本，为逆变器带来了单位功率成本的下降以及盈利能 力的提升。根据上能电气招股说明书的信息，3.125MW 集中逆变器单位成本基本与 630KW 持平，主要是因为 630KW 经历多年的发展成本已经大幅优化而 3.125MW 作为新产品未来 成本还有较大的优化空间，但毛利率相比 630KW 要高出 6pcts 以上；同样的 175KW 组串 式逆变器的单位功率成本相比 20KW 以下的产品要低 0.21 元/W，毛利率要高出 10pcts 以上。

技术优化： 一方面，随着未来硅半导体功率器件技术指标的进一步提升、碳化硅等新型高效 半导体材料工艺的日益成熟、磁性材料单位损耗的逐步降低，并结合更加完善的电力电子变 换拓扑和控制技术，逆变器效率未来仍有进一步提升的空间；另一方面，未来逆变器电路、 体积等方面仍然存在进一步优化的空间，从而进一步节省半导体和箱体材料。

3.4. 盈利能力：中短期有望随海外渗透率提升和降本维持在较好水平

多重因素作用下逆变器价格逐年下跌。 从产品价格上来看，随着传统光伏市场趋于稳定，逆 变器企业在传统市场中的竞争加剧；与此同时，国内企业加快出海，越来越多具备成本优势 的中国企业参与到新兴市场的竞争中，光伏逆变器全球化竞争也愈发积累。此外，由于行业 降本增效的压力，逆变器成本优化带动售价逐年下降。在上述多重因素的作用下，集中式逆 变器价格从 2014 年的 0.28 元/W 降至 2019 年的 0.12 元/W 左右，组串式逆变器由于竞争更 为激烈，价格降幅较大，从 2014 年的 0.54 元/W 降至 0.22 元/W。

中短期盈利能力有望随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。 虽然近年来逆变器价格下降 幅度较大，但是从国内企业的毛利率数据看，除个别企业受到 2018 年 531 新政影响当年盈利能力略有下滑外，近年来国内逆变器企业毛利率有持稳甚至上升态势，主因一是中国企业 加速向海外高毛利地区渗透，二是逆变器产品的降本幅度冲抵了价格下跌的不利因素。从当 前时点看，微观企业的盈利仍然在持续验证中观行业边际向好这一事实，中短期国内逆变器 厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。

受益于全球光伏装机增长和逆变器存量替代需求释放，逆变器需求有望持续高增。 逆变器内 部 IGBT 等电子元器件的使用寿命普遍在 10-15 年左右。2010 年全球光伏新增装机达到 17.5GW，首次达到 10GW 以上规模，随着全球各地原有光伏发电设备的老化，整个光伏市 场对更换逆变器的需求正在持续增长。受益于全球光伏装机增长和逆变器存量替代需求释放， 逆变器需求未来有望持续高增， 2020-2023 年 全 球 逆 变 器 总 需 求 量 分 别 为 125.6/167.1/197.6/227.4GW，市场空间分别为 210.7/262.6/295.4/326.6 亿元。其中，由于 工商业和户用分布式市场发展迅速且越来越多的地面电站开始使用组串式逆变器，组串式逆 变器需求增速预计将快于行业整体增速，我们测算 2020-2023 年全球组串式逆变器总需求量 分别为 74.5/99.6/118.2/136.4GW，市场空间分别为 152.4/189.5/213.6/236.8 亿元。

国内逆变器企业竞争优势明显，海外渗透率持续提升。 受到中国市场政策波动影响，尤其是 2018 年 531 新政后，国内逆变器企业加快拓展海外渠道，加速海外布局。2019 年我国光伏 逆变器出口规模约为 52.3GW，同比增长 176.7%。近年来随着国内逆变器企业快速发展， 国产逆变器产品的质量逐渐接近海外老牌逆变器企业，与此同时国内的人工、制造成本相比 海外企业更低，因此国内逆变器企业在海外的竞争优势较为明显。目前国内企业在欧洲、印 度、拉美等主流市场的市占率分别为 77%、61%、58%，在美国、日本的市占率为 34%和 23%，后续凭借较大的竞争优势渗透率有望进一步提升。

海外出货占比增加&成本优化助力，逆变器企业盈利能力稳中向好。 虽然近年来逆变器价格 下降幅度较大，但是从国内企业的毛利率数据看，除个别企业受到 2018 年 531 新政影响当 年盈利能力略有下滑外，近年来国内逆变器企业毛利率有持稳甚至上升态势，主因一是中国 企业加速向海外高毛利地区渗透，二是逆变器产品的降本幅度冲抵了价格下跌的不利因素。 从当前时点看，微观企业的盈利仍然在持续验证中观行业边际向好这一事实，中短期国内逆 变器厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。

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（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：安信证券）

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