新能源社会基准折现率是多少
新能源社会基准折现率一般是4.5%左右的。新能源所发电量优先上网，利用小时数主要取决于气候条件，电价稳定，资产负债率、利率及偿债方式事先约定且后续只能向利于企业的方向变化，因此理论上新能源项目一旦投产，其全生命周期现金流就已经确定，新能源单个项目本质是类REITS资产，净现值以及PB取决于IRR与折现率的差值，基础假设下我们测算合理PB在1.5-2倍PB之间。
“随着光伏本身系统造价越来越低，建筑物发电投资成本也将逐步走低，投资回收将有所加快，这也为光伏建筑一体化行业带来了新的发展机遇。” 赫里欧新能源主席兼CTO崔永祥日前在上海举行的BIPV联盟论坛会议上表示。随着我国光伏行业逐步走向平价，结合光伏与建筑行业的光伏建筑一体化（BIPV）产业迎来发展风口，国内外新能源企业陆续入局，BIPV产业市场潜力有待释放。
光伏平价带来BIPV发展空间
在全球多国已宣布了降低建筑能耗节能目标的大背景下，绿色建筑发展也成为了多国能源转型的一大重点。在光伏补贴退坡之际，在业内人士看来，光伏行业发展将不再是“补贴驱动”，而将转变为“需求驱动”，BIPV则迎来新的发展契机。
同时，随着光伏发电成本不断降低，近几年来，国内外BIPV产业热度也不断提高。2016年，特斯拉宣布收购加州企业SolarCity进入光伏行业，随后也曾多次在公开场合表示将开发中国光伏屋顶市场。2019年，国内光伏巨头隆基股份则宣布进军BIPV市场，并于今年推出了自行研发的工商业 BIPV屋顶产品。根据隆基发布的BIPV建筑光伏一体化解决方案，BIPV项目投资回收年限仅为7-8 年，IRR则能够达到11%，商业前景可观。
杭州禾迈电力电子技术有限公司CTO赵一认为，BIPV发展至今已有20年的 历史 ，但近几年热度快速上扬，正是由于光伏发电成本已经降低到了一个“临界点”，能够开始支撑BIPV产业的发展。“由于我国地域辽阔，资源分布存在不均，分布式光伏发展将更加符合现实情况，随着光伏行业各个环节的技术都已走向成熟，BIPV的应用也将迎来契机点。”
行业痛点有待解决
尽管市场潜力巨大，但在业内专家看来，BIPV行业仍存在一定的行业痛点。
上迈(上海)新能源 科技 有限公司董事长施正荣表示：“BIPV是光伏产业所以从业者的一个梦想和理想，但从现状来看，目前国内BIPV落地的项目仍不是很多，甚至存在内冷外热的现象。”他指出，当前国内建筑行业与光伏行业仍缺乏沟通，两个行业尚难以融合发展，另外，BIPV行业也缺乏相应的验收标准，这也拖慢了部分BIPV新建项目的应用进程。
崔永祥则指出，BIPV的本质仍是让构筑物和建筑物的外层维护结构具备发电功能，过去BIPV技术是将光伏加到建筑物上，这也带来了火灾、漏水等现实隐患，现在BIPV技术不断革新，行业也需要 探索 更多新的系统解决方案。
原国务院参事、原 科技 部秘书长石定寰认为，目前我国政府出台的相关绿色节能建筑的文件以号召居多，但缺少具体落实的行动举措，对于BIPV这一行业，在国家绿色建筑标准体系中也没有具体的节能指标。“在技术逐步走向成熟的过程中，政府机构应抓住这一发展机会，制定相关的标准体系，完善整体的行业规划，对行业发展起到引导作用。”
技术路线预期“百花齐放”
对于BIPV行业的未来，在业内专家看来，技术路线将呈现“百花齐放”的态势，建筑与光伏结合的“想象空间”仍有待发掘。
石定寰指出，正如光伏行业的发展进程，不论是晶硅还是薄膜等材料，都具有不同的应用场景，而光伏与建筑结合也将有多种形式，包括屋顶、地板、幕墙等，应用范围相对较广，同时我国地域辽阔，光伏建筑在不同区域内也可以延伸出不同的应用方式。
崔永祥举例称，BIPV不仅仅是简单的屋顶发电或墙壁发电，未来BIPV在5G基站、路灯、阳台等多场景下均有合适的应用服务场景。“总体上来讲BIPV市场潜力巨大，预计在各个细分市场、细分领域出现多元化发展。现在BIPV的发展仅仅是对建筑做一个点缀，但事实上随着技术发展，光伏与建筑、建材结合后更能够让建筑物变成发电体。”崔永祥说，“如果以光伏的思维来看，BIPV产业的空间相对较小，但如果结合建材领域，也是对建材领域的一种升级，BIPV则是一片蓝海。”
我国的双碳目标为在2030年前碳达峰，在2060年前实现碳中和，这个目标相对于目前世界上的几大主要经济体而言，是要求最高，时间最紧迫的。
而目前我国的能源结构中，非化石能源占比仅仅为15.9%，清洁能源（包括水电）发电量占比36%，煤炭占比52%。
为助力实现双碳目标，在能源的供给端，提高可再生能源在电力供应和终端消费中的占比，是实现双碳目标最有效的途径。
但以风电、光伏为代表的电源侧可再生能源波动性强，不能持续稳定提供电能，这就引出了下一个亟待解决的问题——储能。
2.1 储能的必要性
近年来，随着光伏组件的成本进一步下探，无补贴下光伏电站已经可以盈利，大量资本涌入光伏产业，从生产到运营，整个光伏行业规模大幅度增长，但同时也带来了一个问题，那就是光伏只能在白天发电，晚上怎么办？风机只能在有风的情况下转动，没风的时候又怎么办？
每日风速波动较大
随着可再生能源（风电光伏）的用电量占比不断提升，风电和光伏的不稳定性带来的不单单是短时的无电可用，其波动性对于电网的冲击会引起配电网潮流变化，影响电能质量（电压、频率、波形），对电网侧和用户侧都有较大的影响。
在10年前，各地电网尚未像现在这般强大时，对于风电、光伏之类的垃圾电，电网公司向来是拒绝的，这也是为何在用电量较少的省份，弃风弃光限电的情况很多。
而将短时超发（用不完）的电储存起来，在没电的时候（晚上或者无风的时候）将这部分电能持续输出上网，就可以避免出现上述情况。
2.2 储能如何盈利
储能以前一直是政治任务，因为挣不了钱啊，但目前技术已经达到了将要盈利的瓶颈，国家就开始往储能行业里加火了。
随后没过几天，又出台了提高分时电价的政策：
文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。 这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，在技术变革的前夕，政策层层加码，相信储能行业实现全面盈利只是时间问题。
目前大型电站并网侧的储能电站，在财务测算上，已经能实现盈利，只是以目前峰谷电的差价，盈利能力大概和存定期差不多。
2.3 电网侧储能
电网侧储能的主要作用就是调峰调频，保证用户用电质量，而最常见的用来调峰调频的手段就是抽水蓄能电站。
8月6日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，提出到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到3亿千瓦，相对2020年将增长10倍，远超市场预期。此前业内预期2030年我国抽水蓄能总装机达到1.13亿千瓦，到2060年底总装机达到1.8亿千瓦。这意味着，到2030年投产总规划就将远远超过此前2060年的目标。抽水蓄能迎发展窗口期。
大规模的抽水蓄能电站投运，将大大增强现有电网的调峰能力，增加电网对可再生能源的消纳能力，最终提高我国电网用电中的清洁能源占比。
抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，在各种储能技术中度电成本最低，如上图所示，抽水蓄能电站由2个高度不同的水库组成，连接上下两个水库的是输水系统和发电机组。
在电网负荷低谷时段，电站利用廉价的谷电，将下水库里的水抽到上水库中储存起来，也就是将电能转化为重力势能。而等到电网负荷的高峰时段，电站再放出上水库的蓄水发电，这样就能以高价卖电。
抽水蓄能电站的缺点也显而易见，受地形影响较大，在地形复杂的情况下，建设成本会大幅上升，工期大约持续5-8年，而且电站建成后，由于长距离的管道输送和多个水轮机配合，机械能量损失较高，能量储存效率约70%。
目前国内做抽水蓄能电站的主要是各大地方电网公司，电站建设过程中所需的设计、施工或者总包方，几乎由一家央企垄断——中国电建。
中国电建公司囊括了中国几乎所有的头部水电系设计院，其中最为著名的是位于杭州的华东勘测设计研究院，其一年的营收就在百亿往上，超过了大部分上市公司。
其抽水蓄能市场占有率在国内达到了80%，全球达到了50%，可以说是当之无愧的 中国水电建设 第一股。
抽水蓄能电站的主设备为水轮机，在这方面，传统的汽轮机厂都有较为实力沉淀，比如东方电气和哈尔滨电气，但水轮机作为成熟的发电设备，技术已经较为成熟，在价格上少有溢价。
2.3 电源侧储能
2.3.1 其他储能形式
抽水蓄能电站属于机械储能的一种，其他较为成熟的机械储能方式还有：飞轮储能、压缩空气储能等等。
而根据储能介质不同，储能还可以分为电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，但截至目前，机械储能依旧是其中最成熟，成本最低的储能方式。
电化学储能 的应用目前最为广泛也最有前景，新能源车产业链的核心部件，动力电池就是电化学储能应用的一种，按照介质不同，可分为锂离子电池、铅酸电池、钠离子电池等。
化学储能 概念简单，但操作过程异常复杂。顾名思义就是将电能转换为化学能储存起来，最常见的就是电解水制氢。
热储能 ，典型的应用就是光热电站，将阳光聚集后，把作为介质的熔盐融化，吸收大量热量，熔盐再继续加热水，形成水蒸气，推动汽轮机发电。太阳下山后，电站可以继续利用融化的熔盐所储存的热量来发电， 光热电站是为数不多的可以稳定供能的新能源电站。
某50MW光热电站效果图
电磁储能 ，主要有超导储能、电容储能、超级电容器储能等，其储能效率高，但距离实际应用还相当遥远。
目前电源侧的储能主要以电化学储能和化学储能为主，分别对应了并网型电站和分布式电站两种电站形式。
2.3.2 电化学储能
目前各地新上的集中式（并网型）新能源电站都要求适配储能，这部分储能主要是为在新能源电站波动较大时储能使用，由于集中式电站的上网电价均是固定的，其不存在利用峰谷电价差价盈利的情况，主要是增加电站上网电量，提高电站营收。
同时，在电网侧，也有大量的储能电站上马，其作用和抽水蓄能相同，调峰调频，其盈利模式就是对电能的低买高卖。
图片摘自某券商研报
这部分储能主要以电化学储能为主，而电化学储能中较为有前景的是：锂离子电池和钠离子电池。
以锂离子电池为代表，简单讲一下电化学储能的优劣：
1、成本下降迅速
在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。
2、 几乎不受场地条件约束
化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。
3、成本下降恐怕进入瓶颈
锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。
4、能量密度提升陷入瓶颈
虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。
钠离子电池相较于锂离子电池的优势在于成本低，且钠的储量远大于锂（已探明储量约是锂的420倍），未来有大规模应用的可能，但钠离子电池目前的可重复充放电使用的次数仍然偏低，能量密度较小，还不具备经济性。
而锂电池的优势在于，随着新能源车的普及未来电动车所装备的动力电池退役后，可以继续用作储能电池使用。
在电化学储能领域，宁德时代是当之无愧的绝对龙头，其不但在近期发布了钠离子电池，且中报显示宁德时代的储能业务相比2020年，增长超过了7倍。
从宁德时代的身上，我们足以预见，未来的电化学储能市场将极为广阔。
2.3.3 化学储能
化学储能主要以制氢储能为主，对于氢储能，比较直接的盈利模式是由化工企业投资新建分布式光伏电站，利用光伏制氢，而氢气正好是大部分化工企业的制造原材料，比如氢制乙烯。
在光照条件不错又富含水资源的区域，化工企业很容易降低制造成本，从而盈利。
此外，还有海上风电制氢应用于沿海化工厂生产的，电解水制氢制甲醇作为燃料电池燃料的，盈利能力完全取决于自然条件（风/光资源以及运输管道长度）。
关于氢能产业链的分析由于篇幅不再展开，感兴趣的可以看往期文章，在未来新能源+氢储能的分布式电站建设，一定是一个重要的发展方向：
未来尚远——氢能源产业链简析
2.4 用户侧储能
用户侧储能目前以电化学储能为主，随着应用端电动车的普及，用户侧储能的需求缺口会越来越大。
做个简单的计算题：现在很多人都用上了电动车，一台电动车如果使用快充，大概1小时就能达到其电量的75%，而充电桩的功率大约为100-200kw，也就是1小时100度到200度电，在电动车尚没有全面普及前，这点小功率对于电网洒洒水而已。
但要是当一个几十万（百万）人口的十八线小县城全面普及电动车后，几千（万）辆车同时充电的场面，瞬时功率会达到一个恐怖的数值，大部分县一级的电网都承受不住如此高功率的冲击。
因此一些分布式的充电桩运营公司就应运而生，比如宁德时代投资的主打储充检一体化运营的快卜 科技 。
将光伏、电化学储能、充电桩结合在一起，不但可以大幅度降低充电站的运营成本（不需要向电网买电），还可以缩短充电站的建设审批时间（不需要获得电网配电许可），不过新增的光伏组件和电化学储能设备也会大幅度增加充电站的建设成本。
其他用户侧的应用，比如大型设备UPS，工业园区储能电站等，还有很多，就不一一举例了。
储能形式多样，这里主要分析最具前景的电化学储能产业链。
3.1 电化学储能系统原理
其中PCS：储能变流器，连接电池系统与电网，实现直流和交流电的双向转换。
BMS：电池管理系统，用于电池的充放电管理。
BS：电池组，核心部件，主要成本就在电池上。
EMS：能量管理系统。
电化学储能系统的成本如上图所示，其中EPC指的电化学储能电站建造的总承包费用占成本的比重，可以看到整个系统中电池成本占据了一半以上，其次是PCS储能变流器，而这两项也是储能系统中技术含量最高，壁垒最厚的版块。
3.2 各板块龙头
储能电池代表企业：宁德时代 、 派能 科技 、 比亚迪 、 亿纬锂能 。
宁德时代：无可争议的绝对龙头，中报显示储能业务同比增长7倍以上，在电池领域拥有绝对的话语权。
亿纬锂能：在5G和风光电站储能方面发展迅速，但依旧属于二线电池厂中的第一位。
比亚迪：全产业链覆盖，技术沉淀深厚，海外市场亮眼，但主业是整车，储能业务弹性可能一般。
派能 科技 ：储能业务纯正，专注用户侧储能，目前业绩释放一般。
PCS（储能逆变器）：阳光电源、固德威、锦浪 科技
阳光电源：储能逆变器和储能系统双龙头，在全球逆变器市场都处于龙头地位。
固德威：和派能 科技 类似，专注于用户侧储能逆变器市场。
锦浪 科技 ：逆变器领域的新秀，发展没几年就从阳光电源手下抢来不少国内市场，后市可期。
系统集成：盛弘股份。
EPC：永福股份，垃圾，就是个破设计院，要不是宁德时代入股，就是个渣渣。
今天文章写得有点长，产业链部分简单了些，储能截止目前是在政策扶持下，刚刚能够实现国企投资需求的水平（大概就比定期强一点的收益率），离全面爆发尚远。
如果要投资储能领域，最先爆发的必然是价值量最高的电池和逆变器，至于其他，尽量别碰。
一、项目选址方面存在的风险
1、土地面积不实、地形地貌不准确
在考察一宗地况时，特别是山地，建议使用GPS、水准仪等设备进行测试，因为往往靠目测或参考平面地图会导致地块有效面积、坡度、地表情况与实际不符，存在较大的误差。
2、土地性质风险
项目选址地块性质问题，到目前为止我们原则上是选择未利用地、建设用地、允许建设用地、有条件建设区等。其他性质土地是否能用到目前为止还不太清楚，比如林地、草地等，存在能否调规等问题。由于前几年国家推出耕地、一般林地等每年每亩给一定的补贴政策，当地政府把一些未利用的非耕地、非林地全部调规成为耕地或一般耕地等造成现在未利用地很少。
对于同一块土地，不同政府部门可能会有不同的规划，会造成项目考察用地性质不一致。必须保证所有的部门均为未利用地方可进行下一步进度，这要求对所有管辖土地的部门一一进行详细了解。
3、关于土地租赁风险
面对国有土地和集体土地这两种归属权的地块，需要与哪个部门签订租地协议?我们建议与当地县、乡镇政府、村委会签订土地租赁合同，尽量不要与当地老百姓签订合同，以免造成后期不必要的麻烦。是否还有其他更好租赁方法，值得探讨。
4、土地投资费用
受土地、光伏资源的限制，地面光伏发电站往往规划在滩涂、丘陵、戈壁、沙漠等地貌类型的场地。在这些场地修建的地面光伏发电站，可能因为地下水位高、持力层埋深大、地形起伏大而产生高额的投资费用。在项目考察前期，要做好全面的费用预算。
5、关于土地租金和支付方式风险
在与当地政府洽谈项目过程中，政府主要考虑的是地价多少、税收多少、给当地带来多少就业等问题，为了争取到更多的利润，给的地价指导价为每亩每年200-300元，山地和平地怎么区分，山地最多给多少?平地最多给多少?到目前为止还没有一个指导价，目前行业用的投资模型测算，测算出的误差有多少还有待考证。
光伏项目享受三年三减半税收政策加上17%增值税抵扣，当地政府前五年是享受不了税收，政府就要求我们提前预交一部分税收，达到一定条件后再进行返还，这样存在资金占有、返还等风险。土地租赁费用以每年交纳的方式，还是以三年或五年一交纳的方式，还是一次性交清，哪种方式对于企业的资金流更安全，值得商榷。对于企业来说，这些都是项目开发存在的风险。
二、电网接入问题
太阳能光伏发电作为一种清洁的新能源，要使它进入企业或家庭，最终还是要通过国家电网输送。地面光伏发电站往往规划在滩涂、丘陵、戈壁、沙漠等地貌类型的场地，这使得变电站远近、容量、备用间隔、是否能扩容间隔，是否能T接等信息至关重要。
三、环保要求程度高
根据我国光伏资源的分布特点，光伏资源丰富的区域往往是生态脆弱的地区，因此光伏电站的建设必须重视对生态的保护。如果不顾场区地形条件和原有生态环境，盲目套用传统的土建施工方式会引发植被破坏、水土流失、施工扬尘、废浆废水等种种问题。尤其在生态环境脆弱的西部地区，一些光伏电站的建设已造成恶劣的后果：部分地区草场退化、土地沙漠半沙漠化、生物多样性锐减、区域水土流失、次生地质灾害频发等等，这完全违背了光伏产业"绿色环保"的宗旨。
另外光伏支架基础在光伏发电站服务期满后为最大宗的固体废弃物，没有有效的回收处理措施，这些固体废弃物的环境污染实质上是对我国现有土地资源的浪费和侵占，降低和限制了土地资源的再利用。如果因为光伏项目的建设而破坏生态环境，则是与发展绿色能源，实现可持续发展的美好愿望相悖了。
补贴退坡对集中式光伏电站收益率的影响?
集中式电站具有规模效应，路条资源紧俏，竞争者主要是央企、国企和大型上市公司等，这些竞争者具有强大融资能力。与分布式电站相比，集中式电站的规模效应明显，对公司增长帮助很大，因此集中式电站的路条十分紧俏。而且集中式电站开发和建设难度也相对较高，对资金实力的要求比较大，因此目前主要是央企、国企和大型上市公司参与路条的竞争。这些公司实力雄厚、企业形象好，融资能力很强，可以从银行获得与基准利率相当的贷款。下面将从标杆电价和系统成本两个维度考虑三类资源区的光伏项目IRR如何变化?
第I类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有9.3%的收益率。对于第I类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.65元/kWh下降20%到0.52元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有9.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.7%。
第II类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有8.8%的收益率。对于第II类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.75元/kWh下降20%到0.60元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有8.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.3%。
第III类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候具有7.1%的收益率。对于第III类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降20%到0.68元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有7.1%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到10.3%。
弃光限电和补贴拖欠导致集中式电站收益率打折扣。从上面的计算结果可知，三类资源区的集中式电站IRR非常具有吸引力，即使在系统成本不变的情况下，补贴退坡20%后三类资源区的IRR也达到9.3%-7.1%，表面上看光伏项目十分具有吸引力。但集中式电站存在弃光限电和补贴拖欠的问题，这些都会导致集中式电站收益率打折扣。由于补贴拖欠的周期存在不确定性，我们测算了弃光率对第I类资源区集中式光伏电站IRR的影响。当弃光率为10%时，电站IRR由17.4%下降到13.1%，而当弃光率达到20%时，电站IRR会进一步降低至9.0%。但集中式电站由于规模效应好，目前也是资本追逐的重要方向，路条资源紧俏。
四、补贴退坡对分布式光伏电站收益率的影响?
分布式光伏存在“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”三种上网模式，对应不同的测算模型。分布式光伏电站有三种上网方式，分别是“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”。考虑到“隔墙售电”目前仅处于试点阶段，因此本部分只针对“全额上网”、“自发自用、余量上网”两种上网模式的分布式进行测算。此外，仅考虑第III类资源区的情况，主要原因有两点：(1)集中式电站部分的讨论表明不同资源区具有类似的规律(2)分布式大多建设在中东部III类资源区。
第III类资源区全额上网分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御10%的标杆电价退坡。全额上网分布式的电价执行当地集中式光伏电站的标杆电价。对于第III类资源区全额上网分布式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降10%到0.77元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有4.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到7.8%。这表明，系统成本的降低可以一定程度减缓补贴退坡带来的影响。
“自发自用、余量上网”分布式自用电量和上网电量执行不同的电价标准。自发自用分布式光伏产生的电量分为自用电量和上网电量，自用电量的价格一般是用户侧的电价，上网电量的价格为当地煤电标杆电价，针对所有的发电量进行补贴。在我国主要用电群体中，一般工商业的电价最高，也是做自发自用分布式最多的群体，因此下面的讨论都是基于工商业用户进行的。
第III类资源区50%自发自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。50%自发自用分布式是指分布式光伏所发的电量有50%为自己使用，剩余50%电量上网，而且自发自用分布式是对全电量进行补贴。对于第III类资源区中50%自发自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有5.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到8.1%。
第III类资源区全部自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。全部自用分布式(或称100%自发自用)是指分布式光伏所发的电量全部自己使用，没有多余的电量上网。对于第III类资源区中全部自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR也有9.0%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到12.4%。
在电价相对较高的工商业用户侧，自发自用比例越高，分布式光伏收益率越高。对自发自用分布式来说，由于自用电量为用户侧电价，而一般用户侧电价要高于当地燃煤标杆电价，特别是工商业的用户侧电价，因此自用比例越高，自发自用分布式的等效电价也会越高。对于第III类资源区的自发自用分布式光伏，当自发自用比例由5%提高到100%时，等效电价由0.811元/kWh提高到1.016元/kWh，IRR由7.33%提高到15.11%。其中，当自发自用比例较低时，自发自用分布式的收益率还会低于全额上网分布式的收益率，这是用电负荷较小群体选择全额上网的原因之一。
1、金风科技（002202）：国内最大风力发电机组整机制造商，公司在08年实现了业绩连续第八年的100%增长，公司产品在07年国内新增风电装机容量中占25.1％，国内排名第一。公司在整机制造与销售的基础上，拓展了风电技术服务和风电场开发与销售的盈利模式，提升了公司的综合竞争实力。成功研制国内第一台海上1.5MW风机。截至08年11月公司待执行的在手订单有750kW机组817台，1.5MW机组1221台，此外公司还有已经中标但未签订正式协议的订单910.5MW，相当于607台1.5MW机组。预计公司08年结算750kW风机840台，1.5兆瓦风机500台。未来两年我国风电装机容量仍将保持高速增长，风电机组的市场空间将继续扩大。
2、泰胜风能（300129）：公司自 2001 年设立以来一直专业化制造风机塔架， 是国内第一家专业生产风机塔架的公司，公司处于全国风机塔架行业领先水平。公司名列《2007中国风电发展报告》中列举的主要风电机组零部件制造企业（风机塔架生产部分）之首。本公司是全球风电龙头VESTAS公司在中国指定两家风机塔架生产企业之一，而且 VESTAS 公司从本公司采购的主要产品是 2MW 及以上风机塔架。本公司目前正在联合浙江运达风力发电工程有限公司、国电机械设计研究院联合制订 GB/T 19072－200X 风机塔架国家标准。本公司亦作为唯一的塔架制造企业联合山东伊莱特重工有限公司、山西省定襄金瑞高压环件有限公司和无锡大昶重型环件有限公司三家法兰制造企业起草的《风力发电机组 环形锻件》国家标准初稿已经拟定完毕，现已处于最后报批阶段。
3、华锐风电（601558）：在国家第一届海洋风电招标中，华锐风电的优势非常明显，拿到了海上风电项目70%的市场份额，而华锐风电目前在手订单加上中标项目等已经超过1500万千瓦，大幅度领先于同业。在过去的5年，华锐风电已经发展成为中国第一、全球第三的风电装备制造企业。未来5年华锐风电将挑战全球第一的目标。作为高速增长的风电行业龙头企业，华锐风电未来5年的复合增长率有望保持在30%左右，“十二五”期间销售额预计将突破1000亿元。
4、湘电股份（600416）：公司是国家批准的4家兆瓦级以上风机生产商之一，与日资企业原弘产组建了湘电风能公司(注册资本3.1亿元，公司和湘电集团分别占51%、22%)，与全球第三大、北美最大的轴承制造企业美国铁姆肯公司香港全资子公司于07年12月组建铁姆肯湘电(湖南)轴承有限公司(注册资本1300万美元，公司占20%，项目建设期1.5年)。2010年达产后将形成300套风力发电机组整机和500套电机电控年产能，可新增收入23.1亿元、税后利润2.9亿元。公司目前有2MW直驱式、2.5MW同步永磁电机、1.5MW异步风力发电机(带齿轮箱)三个风电项目进入863，2MW直驱式风力发电机首批两台样机在07年4月生产，6月样机发电，漳州六鳌项目共13台发电机订单07年底全部交货。截止08年中期，1.5MW双馈风力发电机已实现批量生产；2MW直驱型永磁同步风力发电机已实现产业化生产。07年11月3日，公司两台2兆瓦直驱永磁同步风力发电机成功下线。
5、上海电气（601727）：公司为中国最大的综合型装备制造业集团之一。中国最早参与大型风机制造的企业之一，已完成1.25MW风机技术引进和样机生产，正在进行2MW风机联合开发，风电设备已经形成了完整系列，“家族”成员包括：部分1.25兆瓦机组已在山东、山西等地实现并网发电，09年9月，2台防盐雾型2兆瓦大功率风机下海，用于三峡响水和慈溪海上风电场，正在研发的3.6兆瓦风机，风轮直径达116米，是目前国内最大、全部由企业自行开发的风电机组，样机预计于2010年6月下线，2009年，上海电气将制造约500台兆瓦级风电设备；08年12月上海电气风电设备有限公司风电制造基地开工，该风电设备制造基地面积4万平方米，项目总投资1.43亿元，形成年产600台2兆瓦风机的生产能力。
6、银星能源（000862）：拥有宁夏及相邻省区可开发利用达500万千瓦的风能资源，成立宁夏银星能源风电设备制造公司，成功完成了首台MWT62-1000A型1MW风电机组的生产任务（国产化率达到70%），建设了年产100套各类风电塔架的生产项目，并组建控股子公司宁电齿轮箱制造有限公司，专业从事风电增速齿轮箱的自主研发和制造。计划到2010年，实现年产300台风力发电机组及1万吨塔筒的生产能力，风力设备制造业年收入总额达到15亿元。出资6000万元组建宁夏银仪风力发电公司（注册资本为1.5亿元）从事风力发电项目的开发、建设和经营。
7、长征电气（600112）：公司持有广西银河艾万迪斯风力发电有限公司70%的股权，该公司投资建设的2.5兆瓦直驱变速变频永磁同步风力发电机组的整体设计已完成，德国DEWI-OCC已经在2008年4月根据IEC61400-1999二级a风场规定签发AV9082.5兆瓦80米风机的设计认证报告，在北海的总装厂房已全线竣工，所有的必要基础设施都已齐备，已就主要部件同包括德国FAG在内的战略供应商签定了采购合同，零部件已经交货，机舱罩和复合材料部件样品制造已经在北海完成，近期将开始批量生产，已获得北海供电局就风力发电机并网运行的批文；预计项目达产后可实现年产200台2.0兆瓦、2.5兆瓦及3.0兆瓦风机的生产能力。
8、特变电工（600089）：通过新疆新能源间接参股的新疆金风科技（002202）是国内最大的风电机组生产商，具备年产200台大型风力发电机组的生产能力，其产品在国内国产风机市场占有率达到85%。
9、长城电工（600192）：公司以5180万元收购兰州电机厂100%股权，该公司主要从事风力发电设备开发制造业务和高端电机业务，其开发的双馈异步风力发电机控制器装置技术居于国内领先，已为新疆风能公司、广东南澳风电厂等提供发电机组，将成为新利润增长点。
10、泰豪科技（600590）：公司旗下的泰豪特电主营业务为包括水轮发电机和风力发电机在内的清洁能源发电机产品的生产和销售。06年11月对泰豪特电增资2100万元，07年4月以315万元受让泰豪特电300万元股权，完成后，注册资本为5000万元，为公司全资子公司；“泰豪”发电机获得06年690V及以下中小型发电机中国名牌产品，进一步巩固了在全国中小型发电机行业的引领地位。
11、ST汇通（000415）：07年6月出资500万元(占40%)成立新疆汇通风电设备股份公司,经营风力发电设备制造。项目投资6000万,生产发电机组转子、定子机座的年生产能力可达4000 吨。新疆是风能规模最大省份。公司与中国风电机组制造商的龙头金风科技形成战略投资成立新疆风能设备股份公司，为金风科技配套生产风电机组中的金属结构部件。公司业务拓展到风能这一清洁能源领域，弥补公司在新疆水利水电工程施工的季节性和周期性起伏。2008年8月对汇通风电增资700万元，增资完成后，汇通风电注册资本3000万元，公司持股40%，成为该公司控股股东。
12、鑫茂科技（000836）：子公司鑫风公司与君达公司签定价款合计5080万元的风电叶片销售合同。鑫风公司已具备了年产300套750KW叶片的产能；该公司自主研发的1500KW叶片模具也将于08年6月中旬完成。本合同预计将于09年上半年全部履行完毕，预计毛利率不低于30%。08年9月6日与沈阳中科天道新能源装备股份有限公司签定风电叶片销售合同，合同标的物为1.5MW风力发电机组风轮叶片100套，每套155万元（含税）。如本合同顺利履行，预计09年公司将可实现1.55亿元销售收入，预计毛利率约为25%。
13、天奇股份（002009）：公司将尽快实现玻璃钢叶片的批量生产，实现规模化发展。08年公司将尽快完成白城新能源300套兆瓦及风电设备塔筒塔架生产能力的投资建设任务；公司将利用无锡强大的机械加工能力和配套能力，建立和形成完善的风电零部件供应产业链；公司将进一步深化与南京航空航天大学的产学研合作，以及加强与上海电气的紧密合作，为公司风电产业技术的发展提供强有力的技术支持；争取在08年内建立博士后工作站，建立省级风电行业重点实验室，为进一步发展风电产业典定基础。公司与英国瑞尔科技合作开发制造竹质风机叶片，竹质复合材料叶片具有制造时间短、成本低、性能稳定、发电效率高等优点，其市场发展空间将十分广阔。根据规划，合资公司的生产纲领定为年产叶片1.5MW级200套，总规模300MW，平均占国内未来市场规模的15%左右。公司自主研发设计的800千瓦、25米长竹质复合材料风力发电叶片样机已于日前在河北张北风场装机试运行，目前运行正常并已并网发电，叶片运行的各项检测工作正在进行中。
14、天威保变（600550）：国内唯一具备完整产业链结构的光伏企业。2008年7月公司决定投资3.9亿元成立全资子公司保定天威风力叶片公司，该风电项目将分两期进行，一期工程的建设规模为年生产1.5兆瓦级以上风力发电机叶片400套，一期产品成功下线的基础上通过技术、工艺等方面的完善后立即投入二期。一、二期工程完成后公司将达到800套叶片的产量规模计划，该项目一期计算期15年，其中建设期1.5年，投产期1.5年，满负荷经营期12年。项目投资回收期为5.5年（税前）；财务内部收益率为27.24%（税前）。
15、棱光实业（600629）：进军风力叶片：08年7月22日，拟通过非公开发行购买上海玻璃钢研究院100%权益，并募资不超过2.5亿元，投资于上海玻璃钢研究院增资扩建年产200套风力叶片项目(1.2亿元)和建设年产5700吨多轴向玻纤增强材料(1.3亿元)。经估算，第一个项目建成投产后新增：年平均销售收入28750万元；年平均净利润1972万元；税后投资收益率15.07%。第二个项目投资回收期6.69年（税后）。本次重组后玻钢院将形成年产550套风力叶片的产能。(风力叶片的主要原材料是玻纤增强材料)
16、中材科技（002080）：公司以3600万元合资设立中材科技风电叶片股份公司，投资建设年产600片MW级风机叶片项目，该项目产品处于技术产业链终端，建成后将形成MW级风机叶片批量产能，投资利润率约16%。08年5月同意投资建设年产500套兆瓦级风电叶片建设项目，投资总额45704.07万元，达产后年均净利润7638.08万元。
17、九鼎新材（002201）：创投概念，生产风力发电机机舱罩。
18、方圆支承（002147）：年产30000套精密回转支承和自筹资金年产4000套精密回转支承产品的重要客户之一就是风电客户。新疆金风目前已经初步与公司回转产品供应达成了商务协议，新疆金风2006年生产了风机437台，今年预计生产1050台，其中兆瓦级风机将超过200台。随着风电市场的爆发式增长，国内主要风电制造企业，如华锐风电科技、广东明阳、浙江运达、华仪电气等都有可能成为公司的潜在客户。
19、天马股份（002122）：风电设备用精密轴承。
20、宁波韵升（600366）：世界钕铁硼龙头公司，钕铁硼产品已进入欧美主流市场，国内的产销量名列前三位。钕铁硼稀土永磁材料性能优异，是制造环保节能产品的主要原材料之一，钕铁硼电机效率远高于普通电机。一兆瓦风电机组需要钕铁硼一吨左右。
21、中科三环(000970)：生产钕铁硼稀土永磁材料，钕铁硼稀土永磁材料性能优异，是制造环保节能产品的主要原材料之一，钕铁硼电机效率远高于普通电机。一兆瓦风电机组需要钕铁硼一吨左右。
22、海油工程(600583)：总承包渤海风力发电项目，实现了风力发电站的满功率运转，渤海风力发电项目是我国第一个真正建立在海上的风力发电站。
23、广州控股（600098）：2007年4月公司全资子公司广州发展电力投资公司获广东省惠东县政府授权进行风力发电项目开发，该项目总规模计划约为120MW，计划投资额约12亿元，首期拟建设规模计划约为49.5MW。
24、金山股份（600396）：公司控股51%辽宁康平金山风力发电公司与彰武金山风力发电公司二期扩建的发电机组已正式投入商业运营。此外公司还将在康平、彰武两地各新建全资公司，预计未来3年公司风电权益将达到7.4443万千瓦。
25、京能热电（600578）：公司出资3.3亿元对国华能源增资(拥有15%股权)成为其第二大股东，国华能源已经成为国内占有风电资源最多、开发风电项目最大的一家公司，拥有风力资源1100万千瓦，已经建成张家口和汕尾的风力发电基地，正在开发的项目包括江苏东台风电项目（总投资85亿元）、河北尚义县满井风电场（总投资90亿元）、内蒙古锡林郭勒盟灰腾梁风电场（总投资80亿元）、呼伦贝尔新右旗风能发电工程（总投资80亿元）以及广东陆丰等多个项目。
26、汇通能源（600605）：公司拟以9900万元收购内蒙古汇通能源投资100%股权。通过收购，公司将获得在内蒙古乌兰察布市卓资县巴音锡勒风电场（一期）49.5MW风电特许权及相关批准文件和四子王旗1000MW风电场勘测权，共400平方公里的风电场资源；该风电场全部投产后，将形成总装机1,500兆瓦，年发电量37.5亿千瓦时，预计年售电收入可达20.63亿元、净利润3.71亿元，投资回报率15%。届时，公司将成为专业的新能源公司。
27、申华控股（600653）：2007年与协合能源合资成立内蒙古申华协合风力发电公司开发内蒙古太仆寺旗贡宝拉格风电厂(一期50MW)项目，该项目投资总额为3.97亿元，公司占51%股权。项目年实际发电量可达到1亿度以上，内部收益率IRR(15年)为17.11%；同时双方还就合资合作共同开发协合能源的贡宝拉格等风电项目事宜签订了《框架协议》。08年中报披露，太仆寺旗风电项目已经基本建成，进入调试并网阶段。08年5月，公司与中国风电集团签订《共同开发风电项目战略合作协议》。双方以组建中外合资企业的方式，分期开发辽宁省彰武县东部的350MW风电项目（包括曲家沟一期49.5MW项目和马鬃山49.5MW项目）。截至09年底，至少成立四个合资企业，共开发四个风电项目（规划容量200MW）；截至2010年底完成全部350MW风电项目的开发。
28、国电电力（600795）：公司出资6232万元（占33%）组建赤峰新胜风力发电公司，风电项目动态总投资为7.89亿元；投资4.67亿元建设总规模300MW的辽宁兴城风电项目；还规划在河南濮阳等地建设3至4座秸秆电厂，总容量约10万千瓦。07年3月公司表示近期拟独立投资辽宁锦州凌海南小柳风电场项目，该项目总投资为4.6亿元，上网电价为每千瓦时0.6元（含税）。07年9月公司与英国苏格兰和南方能源供应公司签署风电项目的《碳减排购买协议》，据测算,公司相关风电项目上网电量销售收入将因此增加0.09-0.10元/千瓦时。
29、粤电力A（000539）：公司参股30%的广东惠来石碑山风电厂装机容量为10万千瓦。另外，公司与控股股东粤电集团的全资子公司超康投资公司组建粤电湛江风力发电公司，进行风力发电项目开发。该项目预计规模为49.3MW，投资概算4.18亿元，公司占70%股权。
30、宝新能源（000690）：陆丰甲湖湾陆上风电场一期工程、二期工程共99MW风电项目获得广东省发展和改革委员会核准，公司成立全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限公司，正在进行风电项目前期建设工作，公司在新能源电力可再生能源风电领域的建设已迈上快速发展的道路。
31、吉电股份（000875）：拟出资约1.623亿元(占比75%)组建合资公司以建设经营管理长岭风电项目，长岭风电项目动态投资约10.51亿元。长岭风电工程规划建设500MW风力发电机组，一期建设三十号风电场49.5MW风力发电机组，静态投资为5.09亿元，动态投资为5.23亿元；腰井子风电场49.5MW风力发电机组，静态投资为5.14亿元，动态投资为5.28亿元，采取统一规划，分步实施。通过本次交易，可充分享受国家优惠政策，降低工程造价，有效降低投资风险和缓解项目发电运营压力；减少资本金投入，降低资金压力；吸取先进经验，提高运行水平和运营能力；合理利用资源，降低经营风险；增强公司持续发展能力，提高长岭风电项目盈利能力。
32、北方创业（600967）：公司出资1050万元与包头复兴园有限公司、包头荣豪稀土科技有限公司共同成立包头北方创业钢结构有限公司（占比42%），用于开拓风电设备，使风电设备成为公司新的利润增长点。
33、华仪电气（600290）：全资子公司乐清华仪风能开发公司持有浙江华仪金风风电49%股份，国内风电设备老大新疆金风科技持有另外51%股份。华仪电气计划08年-09年完成开发1.2MW、1.5MW风电机组，装机容量达12万kW；2010年开发风场装机容量25万kW，实现工业总产值15亿元。08年6月，公司与华能新能源签订《战略合作协议》，在全国范围内就风场建设及风力发电：开发、建设、风力发电设备及所需配套电器设备供应、使用等方面全面合作并形成长期战略伙伴关系。公司与吉林省发改委签订风电合作开发协议，共同打造通榆风电装备制造基地，设立风电设备制造企业。
34、东方电气（600875）：集风电、核电、水电、火电设备制造于一身的龙头。2007年公司产出风电机208台，2008年预计1.5MW机型产量将达800台，成为08年国内风电设备最大供应商。09年年产将达到1200台。公司风电方面在手订单200亿元，拥有1MW、1.5MW、2.5MW、3MW涵盖了双馈式、直驱式、半直驱式产品系列的研发能力，2008年预计1.5MW机型产量将达800台，成为国内风电设备最大供应商，预计2009年风电机组将达到1200台。风电项目达产后，未来将形成双馈式1.5兆机组2000台以上，1兆和2.5兆机组500台以上；直驱1.65兆500台以上的生产能力。
35、天顺风能（002531）：公司是国内最大风电塔架制造商之一。在风塔生产领域已经有13项实用新型专利获得国家知识产权局的正式授权，12项发明专利和4项实用新型专利申请获得正式受理。与同行业的泰胜风能相比，公司风塔的套均容量更大，1.5MW及以上容量产品的销量占比更高，公司的产品高端化明显。公司主营业务为风塔及风塔零部件生产和销售。一方面将提升2.5MW及以上陆地风电塔架产能，积极推进公司产品的功率升级，稳定公司毛利率水平。另一方面，通过布局3MW及5MW海上风塔业务，公司将分享该领域广阔市场空间
先来说一下光伏是什么，光伏其实就是太阳能光伏发电系统的简称。也就是说光伏是新能源的一种。
显然，中国的光伏已经发展到世界前列的水平了！中国光伏已成为世界光伏！但是一提起光伏，大家好像对它的影响差了点，以前大家都以为是“传销，不实用，甚至是补贴骗钱”。
其实，包括德国在内的很多欧洲国家，从2004年开始，光伏就已经在大规模商业化的发展了！从2009年左右无锡开始，中国光伏，已然就开始了节节攀升的状态！而到现在，中国在光伏产业链中的所有环节，都在全球遥遥领先，全球前十的多晶硅制造企业，就有七家来自中国 ！而华为更是全球最大的逆变器厂商！占据海外将近百分之十七的份额！
所以未来我国的光伏一定是世界顶级产业！发展前景一定会越来越好！
因为光伏行业，既解决环保，又节约能源
一、底层逻辑
光伏这个行业，十年前大家都知道它有前途，段永平也买过它，行业也出了几个首富，但是这个行业相当坎坷，腥风血雨一晃十年了，现在才最终走出来了，标志就是光伏的电可以平价上网了。
行业正在开始极大增长，可能大多数人对这个感受不深，只知道光伏电比传统能源便宜了，所以要大增长了，没有深刻感受到这个厉害。所以我要先讲讲这个，才便于理解一些推论，先讲原理，再推论，这是理工科的思维。
进入19年后，组件1.5元/W的时候，我算了下投资光伏电站的内部收益率在中国已经很容易达到12%了，光伏电站运行20年内，没有补贴的IRR=12%！这是什么意思？意思差不多是你有每年12%的无风险收益，部分项目甚至达到了18%。光伏电站运行起来，风险是很小的，签20年电网合同，也不需要原材料、人工、管理等大波动。你建个房子出租，还不知道会不会没租客，租金会不会降呢对吧？
大家知道投资基本就看十年期国债，认为这个是无风险收益的标杆，债市、股市、理财等等一切都受这个十年期国债的影响，以这个为比较基准，中上风险的投资如果能达到十年期国债收益的2倍就不错，也就是差不多3.25%每年的2倍，6%到8%。投资接触少的人，可以看看理财产品，4%左右就差不多了现在。保险公司或者银行投资个光伏电站，每年挣12%，然后给你4.5%，你还屁颠屁颠的会买，他们会有无穷多的钱建光伏电站。
那些自忖主业水平不高的企业，也搞一大堆光伏电站，以后有持续的现金流吊着。这比某个著名企业靠自己超市吊现金流要牛逼多了。你们自忖投资股票，这20年内年化收益有多少才能匹敌这个无风险的IRR12%？100万等贷款还款期过了，你剩下12年每年可以拿到33万到40多万（看不懂这个的多学习）。有这个养老谁喜欢来股市？
对于企业来讲，光伏电站很容易建，光伏电站的产品基本还看不到市场饱和问题。火电赚钱的时候，一般人还建不了火电，但是光伏容易，建光伏要不了多大资质，3个月就搞定。一算账有钱赚能立马找地开搞（简化了申报、找地、电力接入等描述，但是总之比火电容易百倍）。
资本都是逐利的， 谁能拒绝这个诱惑？18年的时候，石化+核电新增装机量加起来都比不过光伏的新增装机了，今年组件从18年的3元多降到1.4元了，想想是什么情况？以前隆基的钟总说：全球电力25%用光伏的话，十年之内光伏电站每年新增就要达到1000GW，是现在的8倍多。现在看估计6年之内可以达成。
2020年供求极大失衡，先是疫情、现在又是硅料，但是理性的人可以看到更多东西。
二、组件环节
组件这个环节，以前最没技术含量、利润最低、产品同质，以前每年就5%以内的利润率，常常只有2%的利润，传统大厂都在海外上市，估值又低融不到资，负债奇高。
17年以后这个环节变化很快，什么5BB、9BB、叠焊、拼片、高密度封装、双面双波等等小技术浪涌，使得小厂迅速关门，以前传统大厂也不一定跟的住节奏，像晶澳现在还以5BB为主。17年以前的组件产线，很多已经改不了后面的技术了，新的产线投资资金门槛高了80%，传统大厂比如天合、晶科、晶澳等，哪个不是有4/5GW的产线废了武功？但是他们负债本来就很高，很难处理这些老产线，二三线组件厂家想想什么处境？新大厂如隆基乐叶财大气粗，以前没有很大的组件产能，去年把17年以前的老组件产线便宜卖了，做了1个多亿的资产减值。
上面说的什么？产业门槛提高、产业集中。现在基本有共识，组件以后就剩下十来家主要玩家，前五玩家占一大半市场，前三玩家占一半市场。前三玩家必有隆基和晶科，剩下一个会是谁呢，还看不清楚，天合和晶澳的希望最大。
19年底组件还要1.9元到2元，由于疫情，短短四五个月价格就跌倒1.4这个档次了，这是由于供需极度失衡。上面我已经做了原理逻辑分析了，组件供需平衡后，我估计组件价格会在1.5元到1.7元之间会维持很长一段时间，组件环节会逐渐有丰厚的利润，低于1.5元需求会疯，供给跟不上这么疯。上面说了产业集中和利润回升这两个问题，还有一点值得一提，其实组件这个环节比较特殊，还自带一点To C属性，渠道是个重要附属物，大格局已定后，小企业以后想翻身很难了。组件环节集中后，手握终端市场，对上的话语权会提高。
三、电池环节
电池环节传统上会被组件大厂向上延伸，目前纯电池厂家（无组件）主要就是通威和爱旭，但是组件产能最大的却不是他们，而是隆基。
电池效率以前晶澳是王者，可惜它给的待遇不好，成了业界的电池黄埔军校，以前是天合晶澳，现在是隆基和晶科轮流引领效率。
电池的成本，去年是通威是独一档的王者，现在它和第二档的差距缩小了很多，隆基号称和它差不多了。电池环节的成本主要是靠设备的先进、产能的规模，而不是靠制造业的精细管理，尴尬吧。当然通威在饲料行业的精细管理经验极大的帮助了它。
电池有人说这个环节利润低、技术更新快，是个“垃圾环节”，希望技术更新慢点，我不同意，这是不懂商业规律。19年的时候，通威和隆基都表示过，一条电池产线是2年多一点回本，这个环节只是利润率低，利润并不低的，要知道一般制造业是8年回本的。而且所有有电池的公司都在飞快扩产电池产能，这已经说明了一切。
电池一投就是整个产线，所以会偶尔过剩。
电池环节我不认为会很出彩，上有高度集中的硅片环节，下游越来越集中的组件环节，而且下游的组件厂都有自己庞大的电池产能，这个环节能量产的技术大家也差不远，怎么能出彩？
但是钱还是会赚的。但是电池面临的大风险是最大的，钙钛矿等技术可能会彻底颠覆这个环节。
四、硅片环节
从硅片往上，安全性就越高，因为硅基还不能被覆灭，钙钛矿HIT等都是对硅基的补充，没有大的风险。硅片这个环节，是集中度最高，门槛最高的环节，目前是双寡头：隆基和中环，以后可能会隆基独大。硅片隆基有绝对的优势，可能2年内优势还赶不上。
一是传统工艺参数经验很多，研发力量很强，比如CCZ协鑫是买的，中环是和协鑫合作办厂得到一些的，但是隆基是自己研发的；比如气体回收，今年炒的还没火起来，才知道隆基4年前就气体回收了，19年隆基的非硅成本0.85的时候，中环、晶科一个是1一个是1.05。现在隆基已经不公布具体多少了，它自己说已经接近极限了。
二是掺嫁这个工艺，好像只有晶澳和隆基向越信拿了专利，前者是买后者是互相授信，越信的主要掺嫁专利在大部分地区到期，还有其他掺嫁专利没过期。国内掺嫁一共24个专利，隆基独占18个专利，数字可能不精确，但是大概是这么样子了。
三是隆基的供应线是自己独有的，控制系统也是自己的，它的老炉子折旧完了的，改改还能用，据公布的数字比其他厂家的新炉子差距10%以内，新炉子超过同行的新炉子。
你看今年，疫情的时候，有新玩家进来，隆基的硅片面临竞争，比二线同行贵2毛，成本还低2毛，一直降价降到新玩家不跟降了，据我计算还有26%的毛利；硅料供给出问题的时候，隆基直接刚性涨价，把涨价传导下游（我觉得这个才是合理的，涨到需求缩下来，等新疆的硅料解决），想想多可怕。但是硅片差距以后应该会缩小。
由于整个行业飞速增长，硅片环节只要隆基扩产到适度过剩，其他玩家想过好日子是比较难的。估计隆基的利润率也会降下来，净利润15%已经在制造业很好了，制造业量大周转快。
五、硅料环节
硅料这个环节，自从国内改良西门子法突破后，就没有大的技术门槛了，只是扩产周期比较长，两年多三年吧，所以弹性小。最近硅料紧缺，涨的很高，但是我认为是短期现象，把需求降下来价格就平衡下来了。关于硅料我在驳治雨的一文中说的比较多，这里不多说了。
有人幻想硅料会涨起来一去不复返，我认为不会的。上半年硅片大战，把硅料压的只有2家满产，其余或减产或检修，有的还永久停工，可以看到目前地位差别。硅料200GW的总产能，永久停了一部分，但是陆续开个150GW还是开的起来的，明年虽然行业飞增，但是150/60GW就差不多了，没有什么缺口，2021年底新产能就开出来了，硅料搞不好会进入永久的安静期。硅料属于大化工，利润也一般，其他环节很少会往上延伸到这个环节。
六、辅材和设备
不可否认有些东西会有阶段性机会，比如玻璃（建立在时间差上面），还有些有更安全的增长，比如EVA/POE（建立在过剩、微利上面）。但是光伏的辅材、设备没有比较难的东西，没有什么门槛性强的，而且光伏主线已经是在行业还没有进入平稳期就已经决出来了大玩家，这些支线很难有长期的大机会，很难有超越主线的长期机会。
读一读日本金刚线的故事就知道了，光伏主线厂家很容易扶持一家对手出来。
因为传统能源越来越稀缺
已经爆发过了。即将迎来的是持续爆发，能否持续，要看储能技术的发展，光伏虽然属于新能源，但发电的稳定性相比热电，核电要差。如果储能技术没有突破，持续大爆发可能性要大打折扣。
在哪看出来的？明明还要下跌20%左右才会止跌，等创业板指数在2200左右就可以抄底了。
垃圾电，爆发啥，顶多吃点大基建的红利
光伏行业既解决环保，又节约能源[呲牙][呲牙][呲牙]
卖不出去，只能出口转内销了
因为光伏是最安全的清洁能源。水电建设会对生态和环境造成破坏，丰水期放水导致下游涝灾，枯水期蓄水导致下游旱灾；大坝也可能成为反动势力破坏的目标，一旦被炸，水漫金山。核电技术虽然很好，但核泄漏还是时而有之，核废料处理也难。火电污染大，就不必赘述，光伏没有污染没有泄露风险也不会对周围环境产生不利影响。
光伏的建设成本低，一家几万块就能建，而且光伏发电转化率也逐年提高 ，成本也在逐渐追平火电。光伏也不挑建设环境，只要光照充足就可以搞，而且光伏对治理环境也有好处。比如在沙漠边缘的光伏板，形成了阴凉，洗光伏板时的水使沙土有一定水分，长出了草，养羊为农民增收。核电和水电很挑环境，离水远了搞不了核电，河流高度差小搞不了水电。
基于上面说的优点，国家后续会大力发展光伏，让它的占比逐渐提高，减少对火电的依赖，让电最终大多数是绿电。因为国家后面肯定要大力发展电动车 ，淘汰燃油车，如果电动车还用煤发的电，其实就是脱裤子放屁，没起什么改善环境的作用。用风光水核发电，用清洁能源驱动 汽车 ，才是有意义的。将来，农村的屋顶，城市高楼的屋顶，沙漠戈壁等地方都可以安装光伏电板，所以只要国家大力搞，市场广阔，行业发展巨大。国外也是一样，有些连水电核电都不太想用，太阳能会是很好的替代 。
国补拖欠已经成为当前新能源行业的顽疾。近日，据息由三部委推动、国家电网发行的首期1400至1500亿绿色债券发行工作已提上议程，主要用于发放拖欠的可再生能源发电项目补贴。对此，天风证券认为，随着存量补贴缺口有望解决，可再生能源运营将“否极泰来”。由于历史项目的补贴尚未结清，当前新能源企业饱受负债比重大、财务费用高等问题的困扰。补贴拖欠问题若能解决，将极大改善企业的财务结构，缓解现金流压力。而十四五期间风电、光伏等行业逐渐摆脱对补贴的路径依赖，平价上网，新能源行业或将面临新一轮洗牌。事实上，国信证券早在今年8月便对新能源运营商进行了深度研究。报告认为，新能源行业整体估值低；政府通过发行债券填平补贴缺口，将是新能源运营商系统性提高估值的“历史机遇”。补贴拖欠问题已经迫在眉睫，而当前正是解决国补拖欠问题的最佳时机。上周，光伏概念指数上涨2.09%，电力指数上涨1.36%，光伏发电稳中有升。但运营商整体表现不佳，太阳能下跌3.14%，阳光电源下跌4.82%，晶科科技下跌1.53%。而林洋能源在8、9两月低迷后回暖，逆势实现4.74%周涨幅。今年，国家财政部、发改委、能源局等部门连续发表多次意见看法，要求新能源补贴对增量项目“以收定支，做到新增不亏欠”，对存量项目“实行清单管理，进入清单即确权”。然而光大证券指出，今年通过新能源基金给出的补贴预算仅够覆盖总拖欠存量的24.7%，欠补问题依然严峻。7月22日发布会上，可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩指出，补贴拖欠已成为产业面临的主要问题。而配合疫情后绿色复苏战略发行绿色债券、设立专项基金，是破解这一难题的关键。那么，如果通过发债解决了欠补问题，光伏运营商们能否迎来一次涅_重生的转机呢？由于疫情、发展规划等因素，当下或是发债解决欠补的最佳时机。主流观点认为，在目前这个节点发债有两重利好：一方面，疫情期间经济大环境宽松，发行债券成本较低，社会效益好；另一方面，预计2021逐步实现平价上网，补贴需求增量下降，可以专注解决存量问题。国信证券测算，A股新能源运营商平均市净率长期居于1.0边缘，港股方面更是在0.4-0.7的低区间内徘徊。可以认为，补贴拖欠问题使光伏运营商基本丧失了股权融资的能力。同时，缺失的补贴冲减利润，企业收益率低迷，市场缺乏投资信心。根据预测，假设补贴按期发放，光伏发电ROE将达到13.4%，较目前的7.6%拔升76.3%；而资本金IRR将由5.23%提升至22.54%，一举跃升3.3倍。Wind数据显示，对比自身历史情况，A股新能源运营商估值提升上限接近300%；而对标水电市场的历史估值，目前新能源资产升值空间在50%-170%之间。然而，近几年国补缺口快速扩大，已积重难返。彻底冲破欠补困局，需要进一步的决心。公开数据显示，截至2019年底，可再生能源行业补贴拖欠总额已超过3200亿元（包括目录内未偿付1465亿、并网但未列入目录1808亿），预计今年底将升至4371亿元左右。光大证券预测，在确权清晰、无新增拖欠的前提下，直到2038年可再生能源基金才能实现收支平衡，2056年才可能完全消化欠补存量。2019年财政部明确，光伏补贴拖欠不可能在短期内缓解。据能源局披露，光伏的拖欠比重居风、光、生物质三大新能源项目之首，2019年光伏新装机仅有21.12%纳入补贴目录，及时发放补贴的项目不到四分之一，欠补额超过600亿。2012年以来可再生能源电价附加征收额基本处于理论值70%以下（仅19年达73.97%），仅仅靠系统内循环无法满足补贴发放，必须依靠政府和相关国企主动担责。长期以来，光伏运营商在补贴缺位的压力下步履艰难。但收到补贴并不意味着到达终点，而仅仅是站上了起跑线。以中节能旗下太阳能公司为例。2019年，太阳能ROE为6.94%，略低于行业平均水平。2012年-2014年间，资产负债率超过80%，尽管近年有所好转，但仍在60%以上。值得注意的是，尽管毛利高达63.7%，但在应收补贴：运营收入=1.12的收入结构下，补贴缺位仍对太阳能的盈利造成了致命的打击。迫于利润有限，现金流和速动资产紧张，光伏运营商经营策略普遍保守。作为当下光伏运营商的头把交椅，太阳能市净率1.07，每股股价未突破5元。此外，目前国内电力网络对光伏发电准备不足，消纳、储能等矛盾依然显著。2019年，国内“双弃”率已显著下降，但三北地区不少省份仍在5%以上，其中西藏“弃光”率高达24.1%。同时，太阳能电站的投标也广泛存在土地紧、接入难、推进慢等问题，光伏建设道阻且长。十四五规划强调了发展非石化能源的战略地位，其中光伏发电最被寄予厚望。国家发债1400亿寻求补贴问题的解药，是光伏运营商们走出低谷的最好机会。但一位机构投资者却认为，光伏运营上市公司的春天远未到来，“从明年起逐步铺开的光伏平价将先从户用侧开始大规模发展，对光伏运营商而言，无论是商业模式还是市场认可度，都还有很长的路要走。”
这个是：上海财经大学产业经济学1998年试题
一． 简答体（6*10分）336260 37
1． 简述我国工业现代化的基本方针。336 26038
2． 简述工业产业结构演进的一般规律。共
3． 简述工业行业管理的主要内容。专
4． 简述产业组织规模与企业规模、产业规模的关系。200092
5． 简述工业技术结构合理化的主要途径。33623 037
6． 简述国有资产管理体制改革的基本方向。021-
二． 论述题（2*20分）课
1． 试述可持续发展战略与工业发展的关系。336 26038
2． 试述我国地区产业布局政策的基本取向。
还有：工业管理工程专业：经济学（496）试题
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一、名词解释题（每题3分，共12分）
l、专业化率——
2、工业技术开发——
3、能源消耗系数——
4、销售推广——
二、判断题（下列各题，你认为正确的，请在题干的括号内打“√”，错的打“×”。每题1分，共10分）
1、工业管理体制是一定的社会经济条件下的管理体制，因而管理体制具有自然属性。………………（ ）
2、百元产值流动资金占有量＝流动资金平均占用额／工业总产值（百元）。…………………………（ ）
3、指导性计划最指国家直接控制的，具有强制性、企业必须完成的计划。……………………………（ ）
4、宠观布局的中心任务是作好人力、物力、财力在各地区的分配。……………………………………（ ）
5、生产能力实际利用率（％）＝年平均生产能力×100％。………………………………………………（ ）
6、在考虑基本建设规模时，应坚持一要吃饭、二要建设的原则，就是说要把改善人民生活摆在首位。（ ）
7、长期以来，我国发展工业主要依靠内涵扩大再生产，而不注意引进先进技术，外延扩大再生。…（ ）
8、能源最现代工业的重要物质基础，能源的发展，往往是工业技术变革的前提。……………………（ ）
9、基本建设施工过程是一个生产过程，所提供的产品与一般生产过程所提供的产品性质相同。……（ ）
10、按工业资金的价值构成，可将其分为固定资金与流动资金。………………………………………（ ）
三、填空题（每题2分，共20分）
l、提高工业经济效益，劳动产出不变，减少分动投入，这一方法的实质是要（ ）。
2、工业计划中数量指标是反映经济发展规模的指标，通常用（ ）值表示。
3、一个工业部门的生产能力是一个（ ）的变量。
4、任何线性规划都是由目标函数和（ ）组成。
5、随着工业的迅速发展，目前资源的开发速度已远远超过了资源的（ ）。
6、折旧基金是由企业固定资产磨损的阶值转化而来的基金，其数值受现有固定资产总量大小和（ ）高低的影响。
7、工业原料是耗费了人类劳动而开采或制造出来的劳动对象，它与自然资源的区分界限在于（ ）。
8、能源弹性系数是指能源消费量与前一年相比的增长率除以（ ）与前一年相比的增长率。
9、资本主义国家筹集工业资金的方法带有明显的掠夺性质，社会主义国家发展工业所需的资金主要依靠本国内部的（ ）。
10、成本分析是揭示实际成本与计划成本之间的偏差及其原因，对（ ）进行分析。
四、单选题（在本题的每一小题的备选答案中，只有一个答案是正确的，请把你认为正确答案的题号，填入题干的括号内。多选不给分。每题2分，共20分）
l、机械工业部门的管理工作中，要特别突出………………………………………………………………（ ）
①质量②产量③生产节约④三废处理
2、按照专业化协作原则改组工业，根本目的在于提高……………………………………………………（ ）
①管理水平②经济效益③产品合格率④资金周转速度
3、工业技术改造从狭义上看来是对现有企业的……………………………………………………………（ ）
①全面规划②结构调整③技术改造④破产处理
4、用外资1亿美元引进新技术，使用年限为五年，年利率为12％，等额偿还时，年平均应付本息为…（ ）
①0.1252亿美元②0.2774亿美元③0.3534亿美元④0.3544亿美元
5、下列原料中，使用比重相对下降的是……………………………………………………………………（ ）
①工业原料②人造原料③海洋原料④矿物原料
6、评价基建投资效益的指标中，比较不同方案劳动消耗的主要指标是…………………………………（ ）
①固定资产交付使用率②投资回收期③追加投资回收期④亿元投资新增生产能力
7、合成氨行业的产品成本中，燃料费、电费所占比重很大，平均占到…………………………………（ ）
①20～25％②35～40％③50～60％④70～80％
8、我国解决能源问题的重要战略措施应是…………………………………………………………………（ ）
①优先发展水电②实行以煤炭为主的能源结构
③开发新能源，建设核电站④加大石油、天然气在能源结构中的地位
9.我国工业消费资料产品销售的主要渠道是………………………………………………………………（ ）
①工商联合销售②物资部门统一分配、调拨
③工业部门自销与试销④商业部门统购、计划收购与选购
10、一般说来，工业产品成本相当于产品价值构成中的…………………………………………………（ ）
①已消耗的生产资料价值
②已消耗的生产资料价值加劳动者为自己劳动所创造的价值
③已消耗的生产资料价值加劳动者为社会劳动所创造的价值
④劳动者为自己劳动和为社会劳动所创造的价值
五、多选题（在本题的每一小题的备选答案中，正确答案有两个或两个以上，请把你认为正确答案的题号，填入题干的括号内。少选、多选不给分。每题2分，共20分）
1、合理的工业技术结构应注意多采用…………………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①节能型②无污染型③劳动密集型④轻型⑤无废技术型
2、一个部门的综合生产能力指标有……………………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①期初投入的生产能力②期末生产能力③上年新增生产能力④上年减少生产能力⑤年平均生产能力
3、工业计划主要的综合平衡表有………………………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①产品平衡表②资金平衡表③质量平衡表④成本平衡表⑤劳动资源平衡表
4、指导性计划较之指令性计划，具有的主要特点是…………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①弹性②严肃性③灵活性④强制性⑤行政性
5、制定工业发展战略的依据对…………………………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①必须符合国情②必须以某种产品产量作为目标
③必须适应国际环境④必须适应国际条件⑤必须追求发展速度
6、区别工业基本建设规模大小的主要标志是…………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①所建项目的全部设计能力②所建项目全部在册职工人数
③所建项目的占地面积大小④所建项目的全部投资总概算⑤所建项目的隶属关系
7、工业原料管理是指在工业的生产和再生产中………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①建立和完善工业原料结构②寻求工业原料的开发途径
③探索工业原料的合理分配与利用④研究工业原料的生产加工技术
⑤进行有关经济效益评价
8、在产品制造过程中，降低原材料消耗的有效方法是………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①加强原材料的消耗定额管理工作②防止生产中的跑、冒、滴、漏现象
③提高工艺技术水平，改进操作④做好生产设备的日常维护、检修和适时更新
⑤改进产品结构
9、企业在银行的存款在工业资金的分类中可归属于…………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①生产资金②流通资金③固定资金④流动资金⑤货币资金
10、工业生产经营型管理具有以下特点………………………………………………（ ）（ ）（ ）（ ）（ ）
①是一种开系统的管理②是一种执行性管理③是对再生产全过程的管理
④是一种动态管理⑤是一种集约型管理
六、问答题（每题6分，共18分）
1、根据战略目标要求从实际出发制定工业发展战略，应该采取的主要战略措施是哪些？
2、为使基本建设与国力相适应，主要应解决好哪些问题？
3、实现资金的集中，扩大工业资金来源，应注意作好哪些方而的工作？
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