分布式光伏如何盈利多个案例分析-solarbe文库

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多个屋顶分布式光伏盈利模式的深入分析政策先行解决行业发展的环境问题，而真正带动行业发展的依然在于另一极开发企业。在当前的商业与政策环境下，企业如何实现模式创新，改变在分布式开发中的被动地位这里我们主要以国内已有案例和美国 Solarcity 商业模式为例，介绍企业在经营模式、盈利模式、融资模式方面进行的尝试。经营模式秀湖模式、林洋模式、爱康模式电费结算、用电方管理问题是当前分布式面临的主要问题之一，目前国内企业通过不同的商业模式创新，逐步解决这一问题。典型的主要有秀湖模式、林洋模式、爱康模式。1、秀湖模式浙江嘉兴市秀湖区浙江科技孵化园共建设约 61MW分布式光伏电站，其中包括中广核建设的 21MW屋顶分布式示范工程，主要铺设在秀洲区政府、浙江龙腾科技、浙江敏实集团以及福莱特光伏玻璃集团的部分办公和房屋面上，装机容量分别为 0.4992MWp、 7.956MWp、3.1772MWp、 9.5566MWp。由于涉及到多家企业用电，为解决电费结算问题，园区管委会成立针对园区 61MW分布式电站的专业运维公司，接受园区内所有光伏电站投资企业的委托，提供光伏电站的运营、维护、电费收取结算等服务。同时，对每度电收取 0.02 元设立统筹运维基金，专项用于电站建成以后因屋顶局部改建而产生的费用等。在这一模式下，一方面分布式开发商解决了电费结算问题，另一方面园区政府分享到了园区内分布式电站建设的收益，实现共赢。2、林洋模式林洋电子主业为电表业务， 2013 年逐步切入分布式光伏业务。利用传统主业多年来积累的良好的电网关系，公司希望通过与电网合作，以运营和 EPC两种模式参与分布式电站建设。运营模式公司与电网旗下公司成立合资公司，其中由公司控股，投资建设分布式电站，公司负责电站日常运营，由电网负责电费结算等。EPC模式公司与电网旗下公司成立合资公司，其中由电网公司控股，投资建设分布式电站，公司主要以 EPC的形式介入，实现一次性 EPC收入。3、爱康模式经过前期探索，爱康科技逐步形成了相对清晰的分布式商业模式依托制造业、地方政府及企业资源，寻找当地屋顶资源，通过与企业签订 PPA售电合同的模式，进行分布式电站开发。同时，与当期电网签订合作协议，必要时依托电网进行电费结算，规避结算风险。盈利模式看 Solarcity 在净电量制度下如何赚钱美国的净电量模式与国内“自发自用，余量上网”的模式相对接近，研究美国企业如何在分布式光伏中获取盈利，无疑对国内企业的商业模式创新具有指导性意义。在美国分布式开发商中，以 Solarcity 最具有代表性。自成立以来， Solarcity 以其独特的商业模式，实现了光伏装机的快速增长， 2011 年公司装机量为 72MW， 2012 年则快速增长为 157MW， 2013 年为 280MW，今年预计达到 475-525MW。Solarcity 成功的关键在于以创新性的 PPA/租赁商务模式为机构投资者和中小型终端用户（屋顶提供者）建立了连接平台，解决了终端用户和机构投资者各自的需求（ 1）小终端用户方面，由于美国中小个体较高的电价水平，使得他们具有降低电费的需求，但光伏电站较高的初始投资使得多数人望而却步， Solarcity 推出的租赁模式使终端用户不承担电站建设一次性投入，也能享受到分布式电站带来的收益。（ 2）机构投资者方面，以税务投资人为例，主业盈利使得他们具备避税需求，进行光伏电站投资，可以享受到 ITC 政策的 30退税。整体来讲， Solarcity 的商业模式主要包括合资模式、转租模式、售后回租模式。1、合资模式合资模式即开发商（ Solarcity ）和投资机构共同出资成立合资公司，购买开发商建造的光伏电站，并与用户签订 PPA/租赁协议。投资收益由用户电费或租金、税收抵免、加速折旧避税和电价补贴构成。在合资模式下，一般会根据合同约定投资回报率设计 “权益转折点”在达到约定投资回报率前，电站收益大部分收益由投资机构获取；当达到约定投资回报率之后，开发商与投资机构收益权比例互换，由开发商获取大部分收益。在合资模式下，开发商与投资机构共同负责初始投资，投资机构获取早期收益，收益相对有保障，因此更容易吸引投资机构参与。在这一模式下， Solarcity 要承担一定比例的初期投资，且收益获取要在权益转折点后，既造成了 Solarcity 的资金压力，也加大了电站投资不确定性。不过，如果后期电站盈利超预期，将增加 Solarcity 的盈利水平。2、转租模式在转租模式下，投资机构与开发商（ Solarcity ）签订主租赁合同，租赁开发商承建的电站，然后投资机构再将光伏电站转租给用户。在这一模式下，投资机构收益的主要来源为用户租金， 30的投资税收减免以及加速折旧避税绝大部分；开发商（ Solarcity ）的来源则主要为投资机构支付的租赁费、电价补贴、加速折旧避税的小部分。在转租模式下，开发商面临较大的初期投资，但由于投资机构一般具有良好的信用，因此收取租赁费确定性高。另一方面，如果电站表现超预期，可以在主租赁合同到期后收回电站租赁权，获取更多收益。我们认为 Solarcity 引入转租模式的根本原因在于保证电站可以享受到美国 ITC 规定的30投资税减免的政策由于 Solarcity 并没有较大的税负，因此如果不引入税务投资人，而采取直接与用户签订租赁合同的模式，电站将无法享受 ITC 政策带来的投资收益。3、售后回租模式在售后回租模式下，投资机构一次性购买开发商建造的光伏电站所有权，然后返祖给开发商，开发商再租给用户。在这一模式下，投资方享有全部的税收抵免、加速折旧避税和电价补贴等政策性收益以及电站租赁收益，开发商（ Solarcity ）赚取主次租赁费之间的差价，并在主租赁合约结束后重新买下电站，获取电站后期运营收益。在这一模式下，开发商（ Solarcity ）无需初始投资，而是提供运营管理服务以及投资结构与用户之间的中介机构，相当于开发商提供 BT业务和运维服务，属于开发商的轻资产业务。Solarcity 盈利模式的创新既有为使用美国 ITC 政策的被动创新，也有公司追求规模与现金流匹配的主动创新，国内企业可以通过借鉴 Solarcity 的盈利模式，参与到国内分布式快速发展的浪潮之中，可行的模式有（ 1）引入“权益转折点” 权益转折点的设计虽然对开发商初期的现金流要求比较大，但在行业发展的初期，通过引入 “权益转折点” 降低银行、信托等资金参与电站开发的风险，无疑对实现电站规模扩张具有重要意义。事实上，爱康科技目前与信托合作的商业模式类似于 “权益转折点”的模式公司与信托资金共同出资，信托资金出电站开发自有资金比例（一般为 30）的绝大部分（ 80-90），公司提供剩余部分，约定一定年限（如三年或者五年），由公司出资收回信托投资）。（ 2）转租赁模式 Solarcity 引入转租赁模式是为了配合美国 ITC 政策，国内企业引入转租赁模式则可以规避结算问题，如果与电网等大型企业开展转租赁业务模式，将有望实现双方共赢。（ 3）售后回租模式通过该模式既可以降低早期规模扩张阶段的资金成本，也可以在租赁合同到期后收回电站，享受电站运营收益。融资模式直接间接双管齐下，金融机构多点开花光伏电站作为重资产行业，资金对于电站开发的可持续具有重要作用。在目前国内资金整体偏紧的情况下，如何通过模式创新获取银行、信托、租赁等金融资金的支持，或者是推进电站资产证券化等，对电站类公司在短期内实现规模扩张具有决定性意义。这里，我们以爱康科技为例，简单介绍国内企业在融资模式创新中进行的开拓，更详细的融资模式创新的内容我们将在后期报告中专门进行阐述。爱康科技核心管理层大部分出身银行系统，对金融市场十分了解，其利用自身管理优势，持续引进信托、租赁等金融资本参与到电站建设中来。同时，利用上市公司平台，通过非公开增发的形式进行二级市场融资，快速扩充资金实力。综之，公司以多种模式获取资金，以满足公司电站开发资金需求，实现光伏电站的规模扩张。虽然从资金成本的角度出发，租赁、信托等资金成本较高，但光伏电站较高的投资收益率足以覆盖融资成本。同时，电站作为稀缺的高收益资产，在当前阶段实现规模的快速扩张，后期伴随国内资金利率的下行，用新的低成本的资金替换当前的高成本资金，可以进一步提高电站的收益水平。1、非公开增发推进，募集配套资金扩充资金实力2013 年 12 月 23 日，公司发布非公开增发预案，主要内容如下本次非公开发行拟发行不超过 1.25 亿股，发行价格不低于 7.78 元 / 股，募集资金不超过 10 亿元；募集资金扣除发行费用后全部用于赣州、无锡、苏州地区共 80MW分布式光伏电站项目投资，以及补充公司流动资金。在募投资金到位前，公司可以银行贷款或自有资金先行进行项目建设，待募投资金到位后进行置换；本次非公开增发决议有效期为自股东大会批准后 12 个月内。公司将在证监会核准后 6个月内择机向特定对象发行股票；控股股东邹承慧承诺认购数量不低于本次非公开发行股份数的 5。虽然增发对应电站规模仅 80MW，但我们认为，在项目实际实施过程中，采用银行贷款的概率较大，假设按照常规的“ 30自有资金 70银行贷款”的投资比例， 10 亿元募投资金可以撬动 33.33 亿元资金，按照 8.5 元 /W的单位投资，足以满足共约 400MW电站的建设资金需求。2、试水融资租赁，推进电站资产证券化2014 年 1 月，基于开拓电站业务的资金需求，公司全资子公司苏州爱康持股 80的子公司青海蓓翔与福能融资租赁签订协议，开展融资租赁业务，主要内容如下青海蓓翔将其持有的 65MW光伏电站整体发电资产出售给福能租赁，福能租赁再将该资产返祖给青海蓓翔运营；本次融资租赁融资金额为 8650 万元，租赁期限为 48 个月；租金为每月支付，青海蓓翔应在每月 20 日前支付租金，共分 48 期支付。租赁年利率为8；青海蓓翔应在合同签订后 5 个工作日向福能租赁支付租赁手续费 200 万元；租赁期第 2年起，租赁手续费每一年支付一次，随同当年度第一期租金一起支付，金额为人民币 200万元；租赁期间，如果青海蓓翔未发生违约，福能租赁不享有青海蓓翔的盈利，不承担青海蓓翔的亏损；如果青海蓓翔发生根本违约，福能租赁将享有青海蓓翔的盈利，不承担青海蓓翔的亏损。以青海蓓翔净资产计算，本次融资租赁单瓦融资额为 1.33 元，融资比例为 26.16。融资年利率为 8，含手续费在内，以及保证金影响，本次融资利率约为 10.85（简单计算，并未考虑还款方式等对实际利率的影响）。西部电站净利率 30左右， IRR 水平约 15甚至更高。按照 70的贷款比例计算， 8000万融资额（扣除保证金及首期手续费）可带动电站投资 30MW，扣除融资租赁成本之后将持续增厚公司业绩。虽然本次融资租赁的融资比例相对较低，但为公司后期开展相同业务积累了经验，利于后期相关业务的进行。同时，随着租赁资金对电站优质资产的进一步认识，融资比例也必然会进一步提高。回归投资等待政策风来，关注先行者与模式创新分布式政策完善正在进行，但是从短期目标（ 2014 年 8GW），中期目标（ 2017 年累计装机 35GW）来看，发展方向明确。那么在当前时点，什么样的企业更值得我们关注首先，对于分布式的发展，核心的问题在于通过何种商业模式参与其中，又通过什么手段获取资金、屋顶等资源。在这两个问题上面，我们认为行业先行者与模式创新者具备明显的优势。1、先行者优势在国内分布式的起步阶段，先行企业具有示范效应，同时也会积累项目经验和优势（ 1）融资优势由于缺少稳定运行的示范项目，银行等资金缺少相应的风险收益评估体系和参照标准，降低了银行等资金的参与度。随着国内分布式政策的逐步完善，已经具有稳定项目运营的先行者更易获取银行等金融资金支持。（ 2）屋顶资源优势在行业起步阶段，可以通过合作协议等方式，率先圈定屋顶资源；另一方面，由于屋顶方对分布式电站存在屋顶损坏、产权责任不清晰等问题的担忧，而分布式真正对屋顶方带来的收益相对较低，因此屋顶方参与分布式光伏电站建设的积极性并不算高，而先行者成熟运营的屋顶电站对后期发展具有示范效应，有助于打消疑虑，获取屋顶资源。（ 3）电站开发经验优势分布式电站要涉及政府、电网、屋顶、用电方、开发商、融资方等多方利益关系，因此早期的开发经验对后期行业快速发展时实现快速规模扩张具有明显的指导意义。2、模式创新者分布式项目更加分散，发展初期倚重与企业的当地资源，但是要实现跨区域、大面积的推广，需要有能够“流水线、高效率”生产的项目模式，需要在商业模式、盈利模式以及融资模式上进行创新，摆脱对独占资源依赖，才能够真正造就行业龙头。综合以上两点，对于分布式标的，我们重点推荐爱康科技、林洋电子、阳光电源（ 1）爱康科技为国内分布式的先行者，目前持有并网分布式电站 11.33MW，募投项目 80MW分布式推进顺利，此外公司持续推进融资模式创新，引入信托、租赁等资金，解决早期快速发展面临的资金瓶颈的问题；（ 2）林洋电子借助主业优势，推进经营模式创新，引入电网降低电站开发的不确定性。同时，公司主业布局全国，在屋顶资源方面公司具备先行优势；（ 3）阳光电源利用前期电站开发经验与公司品牌效应，拥抱央企、国企等大型企业，介入分布式电站开发，主要提供 EPC服务，目前与苏美达合作的分布式共 100MW分布式项目顺利推进。另外，我们认为随着分布式装机应用的推广，国内单晶产品能够摊薄建安成本、获取更高发电量，其国内市场占比也会有所提升，贡献除美、日、欧之外的重要增量，推荐单晶硅片龙头隆基股份。分布式光伏主要商业模式对比分析（图表）导读受益于国内强力政策的推动，光伏电站正迎来新的成长期。预计国内市场未来每年将增长 20，到 2018 年光伏电站市场规模达万亿。其中中端制造业相对成熟，意味着利润在下游电站环节，集中式电站受益并网、补贴得到解决，盈利明显提升，而分布式电站在明年将迎来爆发式增长。受益于国内强力政策的推动，光伏电站正迎来新的成长期。预计国内市场未来每年将增长20，到 2018 年光伏电站市场规模达万亿。其中中端制造业相对成熟，意味着利润在下游电站环节，集中式电站受益并网、补贴得到解决，盈利明显提升，而分布式电站在明年将迎来爆发式增长。本文将关注公司向电站运营商转型，以及分布式推动带来的新的商业模式。2013 年制造业回暖，今年预计继续回升我们通过分析研究光伏上市公司 2013 年年报营收变化、盈利能力、偿债能力以及库存等，认为当前行业已经回暖，但是今年利润将迎来分化。盈利能力改善，毛利率逐季上升从 2012 年四季度以来，主要企业毛利率延续上升趋势 1）去年抢装导致价格上涨。 2）企业非硅成本进一步下降。 3）企业出货量维持在高位。回顾全年毛利率走势可以看到，一季度部分企业开始出现显著回升，主要源于产业链价格在 2012 底的大幅反弹；二三季度，产业链价格平稳，但企业发货量同比增幅在 30以上，产能利用率一直维持高位，继续驱动毛利率提升；四季度迎来国内市场抢装，产品价格略有上升，毛利率延续上升趋势。其中较高的如晶科能源和亿晶光电去年全年毛利率在 20左右，较低的如昱辉以及韩华虽然毛利率在 7左右，但是同比仍有较大幅度提升。我们预计 2014 年产业链毛利率水平稳中有升，同比仍有 5以上的提升空间 1）产业链价格企稳。全球需求在 25以上增长，而产能扩张较为温和，产业链供需结构相对平衡。2）成本继续下降，预计一线厂商今年非硅成本下降在 3左右，而技术提升带来的转换效率提高仍在进行，加上辅料单耗逐步降低。费用率逐步降低，净利润有望在 5-102013 年全年企业运营费用率保持小幅下降，预计未来随着收入规模扩大，运营费用率保持稳中有降。我们重点关注财务费用率，由于 2012 年发生银行对光伏行业进行抽贷等行为， 2012 年行业整体财务费用率大幅攀升，整体财务费用率上升至 6-7。2013 年行业整体财务费用率同比大幅下降，其中英利在 2013 年仍然维持高位，财务费用率为 7.24，而其他一线企业财务费用率已经从 2012 年的 6-7下降到 2013 年的 3左右，实现了费用率大幅下降。我们预计 2014 年产业链净利润率在 5-10区间，进入良性发展区间。经营逐步改善行业库存在 2012 年大幅攀升，库存周转率在 2012 进入新低，大部分企业库存周转天数在 80-100 天。 2013 年行业经营逐步改善，库存周转率进一步提升，大部分企业库存周转天数在 50-60 天。2013 年行业整体付款条件有所改善，大部分企业应收账款周转率保持提升，应收账款天数在 60-70 天。预计今年行业整体收款仍略有改善，主要由于下游运营商盈利提升以及补贴及时拿到。偿债能力改善，但行业资产负债率仍在高位行业整体资产负债率略有下降，但是英利和昱辉在 2013 年资产负债率进一步上升至 92左右。行业整体资产负债率维持在 80左右高位，我们预计未来两年银行信贷环境会逐步改善，加上行业将不断通过股权融资投向电站，较高资产负债率将有较大改善。关注电站运营商完善政策将带来 2014 年电站市场规模化启动元年我们可以看到在审批、融资、税收、并网、发电、补贴以及电站转让交易等环节，目前政策已经基本全部推出，下一步就是政策的落实，从目前来看如审批、补贴、融资、并网等政策在逐步落实。其中需要注意的是补贴政策会发生调整 2013 年之前历史遗留的 300 亿缺口，财政承诺一次性补齐，而 2014 年我们预计补贴刚好够用，在 2014 年如果风电、光伏不下调电价或者可再生能源基金附加不上调，预计 2015、 2016 年将迎来大幅亏空。市场融资放开，上市公司迎来光伏装机快速增长2014 年是真正的元年，随着资本市场融资到位，上市公司光伏电站开发商，以及转型光伏运营商公司在 2014 年的新增装机容量将出现快速增长。截止到 4 月底，特变电工配股以及中利科技增发已经完成，我们预计 2014 年海润光伏、爱康科技、亿晶光电、拓日新能、中环股份等增发能够完成，今年 A 股上市公司股权募集资金约 100 亿左右投向电站市场。光伏电站运营的本质是金融。光伏电站运营商需要做好两件事情一手获取资源，一手获取资金。我们统计了 A股和 H股上市公司开发电站及持有电站规模，列表中几家规模接近 7.8GW，但 2013 年光伏类电站类公司在手现金普遍偏低。我们测算 2014 电站建设所需资金 /2013 营业收入，大部分企业在 0.3-0.4 之间，而部分企业远大于 1，主要是通过资本市场进行融资性发展。我们预计未来两年国内、香港以及海外资本市场将有更多资金投向电站行业，光伏行业适合融资性增长模式由于光伏电站从路条 - 建设 - 并网周期为 9-12 个月，也就是可以理解为募投资金在 1 年内就可以产生回报，资金第一年 ROE在 15以上，能够在第二年迅速增厚业绩同时可以继续融资 / 收益权抵押，再建设，只要 ROE在 15以上可以实现循环快速增长。融资性增长需要 1）公司原有业务 ROE水平要较高（ 20以上）， PE估值要较高（ 20倍以上），融资则能增厚 BPS。 2）融资资金用于收购资产或自建，其 ROE水平在 15以上，从而新老资产加权的整体 ROE水平不会降得太多。 3）融资的初始规模要达到一定水平，从而使得业绩增速要达到相当的高度（比如 50以上），才可能启动“业绩估值双升”。 4）行业的 ROE水平处于整体平稳或上升。 5）融资需要有足够多的盈利项目可供购买或自建。若企业能够在电站景气周期合理运用资本市场，便能在 3-5 年后成为国内领先的电站运营商。资产证券化将为电站融资打开新渠道目前国内在做的项目类似资产证券化，即与融资租赁、信托、基金等各类机构合作，在银行贷款的基础上增加二次杠杆，提升 ROE水平。类资产证券化核心在解决对出资方的担保问题，需要银行方面同意，出资方可基于电站预期现金流入给运营商提供二次杠杆。在标准地面电站模型下，对前 5 年现金流 88部分进行再融资，假设二次杠杆利率 11，即可实现零资本金投入下的扩张增长当电站项目银行贷款后的 IRR 远高于二次杠杆利率，二次杠杆将提高 IRR 和前三年 ROE，但会降低每 W利润。我们认为资产证券化将为电站融资打开新渠道，同时为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽了投资领域，提高投资收益率并分散了投资风险。分布式更看重商业模式分布式装机商业模式核心在于双方 / 三方收益分享，能否根据国内环境设计出双方满意的模式目前存在多种商业模式，主要有业主投资、专业投资机构投资以及带资建设约定回购等形式。我们认为未来能够在分布式市场做大需要具备的素质从企业角度来说，能够率先解决整个服务体系，包括服务标准建立、固定服务模式、跟客户结算、体系化的完善环节和流程，同时能够对资金提出解决方案。OFweek太阳能光伏网讯频发的质量问题、高衰减率组件正在中国西部光伏电站蔓延，可能会将过去三年积累的光伏电站成绩打入尘埃。“部分多晶硅电池组件 2-3 年功率衰减 3.8－ 7.0，非晶硅 3 年功率衰减达 20。 ” 中科院电工所在对青海省太阳能光伏电站后评估检测后得出令人惊讶的结果。根据鉴衡认证中心调查， 425 座太阳能电站中， 30建成的 3 年以上电站都不同程度出现了问题；由于组件的质量问题，有些建成三年的电站设备衰减率甚至高达 68。如果组件一年衰减超过 5，照此速度，五年后这个电站就报废了。随着“婴儿期” （运行一年）失效率组件的出现，建设 1 年的电站成本、收益都出现了较大波动。这样的电站如何保证投资回报率如何获得银行贷款如何让投资者、业主放心以国内现有的招标交易及竞争环境，单独的太阳能电站组件供应商没有力量挽回这一局面，有些事情，需要电站业主、投资商自己把关。未经实绩验证的材料损害组件根本组件是太阳能电站最重要的组成设备，电站的质量、发电量、收益率、价值都与它息息相关。它主要由太阳电池、封装材料、背板、玻璃、边框、接线盒等组成，这些材料都对组件性能、质量产生影响，电池片是核心，外面的封装材料都是为了保护它，其中一个关键的保护材料是处于最外层的背板，一旦背板失效，里面的封装材料、电池片就如失去蔽护的花朵，随环境凋零。背板是光伏组件背面的一层复合结构材料，将电池片和组件封装材料与大气环境隔离，为组件提供绝缘保护，它需要长期耐受各种环境应力作用，对组件在户外的可靠性、功率衰减和使用寿命都至关重要。随着国内电站装机的不断攀升，市场上出现了采不同材料和结构类型的背板，目前比较常见的背板外层保护材料有杜邦特能 Tedlar PVF 薄膜、 PVDF薄膜、 FEVE涂料、PET聚酯 / 耐水解 PET、 PA聚酰胺。背板的重要性能需要正确的关键材料组合才能体现，越来越多的组件质量问题，与背板选材有关，比较常见的失效模式有开裂、黄变、风沙磨损、热斑熔化等，这些问题都对组件造成破坏性损害，使电站存在严重的安全隐患。PET背板在日本使用广泛，其外层保护材料 PET聚酯是非氟材料，非氟材料耐候性较差，直接曝露在户外其高分子链段容易被紫外线破坏，出现开裂现象。图一（ a）是日本户外应用12 年的 143W单晶组件，组件剩余功率为 77W，下降了 46， PET背板外观黄变严重，且明显脆化开裂。此类情况并非偶然， PET背板 90 年代开始被日本厂商用于 10 年质保的屋顶组件，有些在户外几年内就发生光热老化发黄开裂导致组件功率迅速衰减。市场上一种新型耐水解PET背板在长期综合老化后断裂伸长率下降变脆。图一 . （ a） 12 年日本安装组件 PET背板开裂 ;（ b） 4 年西班牙安装组件 PET背板开裂 ;（ c） 14 年日本屋顶安装组件 PET背板发黄脆化FEVE涂料背板开裂的情况也比较严重，在美国新泽西州一座 3 年的电站（图二），组件中使用了 FEVE涂料和基于杜邦特能 Tedlar PVF 薄膜的两种背板，其中采用 FEVE涂料背板的一块组件，背板外面的 FEVE涂层从 PET基材上剥落，剥落方向沿焊带方向，可能是由于焊带热胀冷缩应力导致 FEVE涂层开裂。从该电站组件取这两种背板样品，进行划格试验测试背板外层与 PET基材粘结力（图三），户外使用 3 年的 FEVE涂料背板其外层涂层可从 PET基材上剥离，说明 FEVE涂层与 PET基材粘接力较弱导致户外脱层开裂，杜邦特能（ Tedlar ） PVF薄膜则完好粘结在 PET基材上。图二 . 美国新泽西州安装 3 年电站组件 FEVE涂料背板涂层开裂剥落图三 . 美国新泽西州安装 3 年电站组件（ a）组件使用的 FEVE涂层背板涂层剥落；（ b）对这些户外组件使用的 FEVE涂层背板和杜邦特能（ Tedlar ） PVF 背板的划格试验结果FEVE涂层脆弱受热应力容易开裂，且 FEVE分子链为聚氨酯结构，仅有少量含氟链段。除此外， FEVE涂层耐磨性差，受环境的影响大，组件、电站所承受的风险也较高。我国西部地区光照资源充足、土地价格低廉，是大多数大型光伏电站理想建设地。但这些地区干旱少雨、地表沙化严重、风沙活动强烈，随着户外使用时间的延长，风沙磨损会不断减薄背板外表层材料的厚度，所以背板外表层耐磨性能和厚度非常重要。同样出现问题的还有 PVDF薄膜背板， PVDF背板容易发生热斑熔化、受热脆化和应力开裂。在美国亚利桑那州、以色列和西班牙等地面和屋顶电站（图四），某 PVDF单面氟膜背板内层在五年内普遍发生黄变现象 10-75电站组件。单层氟膜背板容易出现内层发黄现象，专家建议在苛刻环境下使用双面氟膜杜邦特能 TedlarTPT 背板以避免内层紫外老化导致的失效风险。同时 PVDF薄膜背板还出现了因热斑问题导致熔化起泡开裂现象，原因是 PVDF薄膜熔点大约只有 160 oC -170 oC ，对比杜邦特能（ Tedlar ） PVF薄膜熔点大约为 190 oC-200 oC 。图四 . PVDF 背板热斑失效。（ a）美国亚利桑那安装 2 年组件背板因热斑熔化和开裂；（ b）以色列电站组件背板热斑熔化起泡；（ c）西班牙屋顶组件安装 2 年内背板热斑老化开裂；（ d）为（ c）的局部放大图上述各类新型材料的背板均通过了相关认证，但都没有得到实际长期户外验证，材料本身的性能缺失使其不能应对各种环境应力。现行 IEC 标准多为单项应力测试，对紫外测试要求也过低，不能很好的模拟背板材料在户外所受综合应力的老化失效。有些背板厂商通过逆向研发，改进材料通过现有实验室加速老化测试，甚至可以满足两倍、三倍 IEC 测试要求。但是在实际户外应用中还是出现了开裂、脱层、黄变等失效现象，使电站投资者蒙受巨大损失。对材料的选择很关键，据了解，目前如果组件供应商在未接到电站投资商对组件的材料要求情况下，从初始成本考虑会优先选择廉价的背板封装组件。而对电站投资商而言，选择经过实绩验证的背板材料才能确保电站最大价值，因此，了解组件材料清单是投资电站的必要功课。从功率衰减看投资回报率投资电站，回报率是投资者首要考虑的因素，一座光伏电站需能保证长期稳定运行、保持固定发电量，这是收回投资成本的基础。发电量需要优质组件来提供，因此组件年功率衰减和使用年限对电站项目内部收益率和投资收益净现值的影响明显。以中国西部一类地区 20MW光伏电站为例（图五），假设组件年功率衰减为 0.8，组件使用年限从 25 年下降为 10 年，那么光伏项目内部收益率会从 11.39下降为 4.89，投资收益净现值减少 3.28 元 / 瓦。再假设组件使用寿命为 25 年，组件年功率衰减由 0.8 上升为5.0，项目内部收益率将从 11.39 下降为 2.02 ，投资收益净现值将减少 4.02 元 / 瓦。采用长期实绩验证的材料可保护组件功率稳定输出近几年组件功率高衰减成为普遍问题，这与采用未经户外长期验证的新材料有关，组件和电池材料质量对光伏系统投资回报有很大影响，背板作为关键材料首当其冲。前面提到背板的各种失效模式，如开裂、黄变、老化等都是造成组件功率衰减的诱因，背板一旦老化开裂，保护层下的 EVA封装材料衰减和腐蚀加速，组件绝缘性能下降，湿漏电增加，这些都会加速组件功率衰减。欧盟的联合研究中心（ JRC）从上世纪八十年代开始对晶硅组件进行 20 余年的户外组件实证研究，发现采用玻璃作为背板的组件（双玻组件）功率衰减明显且波动大，最高超过60％，不利于电站长期稳定运营。而采用基于杜邦特能（ Tedlar ） PVF薄膜背板（不含铝膜）的组件在户外使用约 20 年后，功率衰减均低于 20％，平均年功率衰减仅为 0.3。目前市场上唯一经过长期户外实绩验证的是基于杜邦特能 Tedlar PVF 薄膜背板，国内外早年建设的电站基本都采用该背板。日本、德国、意大利等国研究所通过组件长期户外老化研究也证明使用杜邦特能 PVF 薄膜背板的组件可保护组件 20 年以上功率衰减的稳定期。国内一些研究单位对国内光伏系统长期功率衰减也进行了相关研究，中山大学沈辉等对海南岛采用杜邦特能 Tedlar PVF 薄膜背板的 177 片 Solarex 多晶硅组件功率衰减研究表明，即使在湿热气候条件下使用了 23 年，这些组件的平均功率衰减仅为 6.1，且主要原因是由于封装材料 EVA发黄透光率下降导致的短路电流下降。小投入高回报，保障行业可持续性发展近几年中国西部电站大发展，因电站赶工加上成本考量许多组件的质量有待时间检验。采用 PVDF薄膜、 FEVE涂料、 PET聚酯 / 耐水解饿 PET等外层保护材料的背板，不到四年时间问题逐渐暴露出来，导致组件质量问题频发，太阳能电站投资受到质疑。从投资成本计算，初始投资采用较低成本的背板材料，导致不断的质量问题，实质上增加了长期成本，降低了电站投资回报率，增添了电站运营风险。以西部一类地区为例来进行比较，一款组件采用经过长期户外实绩验证的材料，使用25 年，度电成本为 0.76 元，可带来 0.14 元 / 千瓦时净收益。另一款采用低质且未经长期户外实绩验证的材料，使用年限可能只有 10 年，度电成本为 1.07 元，将导致 0.17 元 / 千瓦时的净亏损。价格方面，基于杜邦特能（ Tedlar ） PVF 薄膜的 TPT背板与单面氟膜背板（如单面PVDF背板）价格仅差 0.10-0.12 元 / 瓦，只需多发 25-29 天电就可收回成本差异。而基于杜邦特能（ Tedlar ） PVF 薄膜的 TPx背板如 TPE背板与单面 PVDF背板仅差 0.01-0.02元 / 瓦，只需多发 1-4 天可收回成本差异。优质背板材料带来的投资回报与隐含风险存在质量问题的廉价背板，孰轻孰重，相信充满智慧的投资商算得清。