EPC在全球已经成为成熟的工程模式，而在中国的光伏行业中，这项完整的商业模式大都被拆分开来，E(engineering，工程设计)、P(procurement，设备采购)和C(construction，施工建设)中的前两个环节在严酷的商业环境下往往遭到剥离。同样，利润率、垫资、系统质量也是光伏工程公司必须面对的考验。
中环“变脸”
2012年3月18日，协鑫集团与三峡集团在北京人民大会堂签署了一份合作框架协议，合作内容之一是三峡将成为协鑫光伏系统集成公司(下称协鑫光伏系统)的大股东，占股比例不低于60%。数天后，位于南京的协鑫光伏系统集成公司召开了股东会议，在这家曾名为中环光伏的办公室内，包括前中环光伏总裁顾华敏等高管以及其他握有这家公司30%的中小股东聚集在一起，商讨退股事宜。做为收购的前提之一，三峡集团控股协鑫光伏系统集成公司的前提之一是减少股东的数量。
早在2010年，中环光伏曾筹备上市，公司的中层和高层人员都根据相关的政策申购了部分股份。如今公司上市无望，并且协鑫集团曾一度计划将中环光伏拆分至协鑫集团的相应部门中，一批骨干人员纷纷离开，加入了其他各家EPC公司，如国网南瑞科技股份有限公司、江苏振发新能源等。
曾经一度号称中国最大的光伏EPC公司，“中环光伏”的历史似乎已经行将结束。从2009年拥有丰富经验和技术的中环光伏在协鑫集团的支持下开始发力到如今股东或将易主，背后是中国光伏电站投资热潮中系统集成模式所处的渐变险恶的大气候。
EPC生态
2011年，在出台了全国范围的上网电价后，中国掀起了光伏电站建设的热潮。随着光伏电站的建设机会，多家系统集成商也开始发展起来了。从2010年中国市场不足500MW装机到2011年的近3000MW装机，为中国的EPC企业带来了很好的市场机遇。但是一年过去了，很多企业的业绩并不像想象中那么好。
“垫资是EPC目前面临的最大困难。”一家大型央企背景的光伏EPC业务负责人透露，目前大约七成项目的业主都要求总承包方垫资。这家企业在过去一年中接触了大量光伏项目，几乎全部都要求垫资建设，最终仅有一两个项目谈成，“我们并不是不能垫资，只要业主提供银行保函就行，但即使这个条件很多开发商也不能提供。”面对2012年更大的市场，这家公司在获得了上级公司的数亿拨款后也放开了项目要求，如果业主不提供保函但有付款能力的话也可以进行合作。
大唐曾经就90MW项目EPC找协鑫光伏系统商谈合作，需要垫资3至4个月，但后者担心付款时间而放弃。即使是国企，如果其贷款发放出现问题，此前的垫资期限也会相应延长，协鑫光伏系统至今都未收到中电投大丰20MW电站EPC垫资款中省下的6000多万余额——这个项目最终也将当时的中环光伏“拖下水”。
除了对组件、逆变器等关键设备做账期外，由垫资引发的环环欠款现象也广泛存在。龙源太阳能电力有限公司至今还未收到内蒙古山路集团格尔木20MW电站的16万元的设计费用，此外另一家国企也仍然拖欠龙源太阳能数千万的费用。北控格尔木20MW项目目前仅向中环光伏结算了85%的工程款，致使中环光伏也一直欠着其分包单位与支架等产品供应商的尾款。昊阳新能源在2011年下半年追踪系统的出货量大增，但货款支付却不到位，于是昊阳新能源将资金压力进一步转嫁至其回转驱动部件供应商江阴凯迈机械有限公司身上。
从全额垫资的角度来看，中国国企EPC企业的竞争力要优于民企。如果从银行贷款来垫资，银行利息约为7%左右，这将影响EPC企业的利润空间；而国有企业往往资金较为充足，并且可以享受一些优惠的贷款政策。如国家电网南瑞科技股份有限公司、华电集团的国电南京自动化股份公司(简称国电南自)、国电光伏、晶仪绿能、中建材、中材集团等系统集成商已经在大规模开展EPC业务。
北京太阳能研究所有限公司(下称北太所)甘肃阿克塞20MW项目此前曾寻求EPC合作伙伴，由于缺乏资金，垫资的要求也一直没有使其找到合适的合作伙伴。于是北太所选择先招标，当时英利的组件报价4.99元/瓦引发了业内一片哗然。至于这个项目能否启动，还要看北太所能否解决资金问题。
中国的光伏电站商业模式是业主要求“垫资”的最主要原因。在国外的光伏电站开发中，开发商获得并网协议拿到上网电价后才会开工，而只要有并网协议并满足设备等一系列条件后就会获得银行的贷款；在中国，往往电站建成验收后，电网公司才会与业主签署并网协议，而此前业主难以获得项目贷款，于是业主也缺少支付给系统集成商的资金。
于是，垫资的系统集成商不得不面临开发商或业主无法获得银行贷款而被转嫁的风险。“即使被拖欠的资金被转化为电站的部分股份，对系统集成商也是致命的打击。”
压榨的利润
除了要承受垫资压力，系统集成商还不得不面对被“压榨”的利润。某EPC公司负责人表示，“目前系统集成的价格比较透明，所以利润率在招标、压价的情况下并不高。目前只有5%—10%，所以垫资的风险会非常大。”
以10MW电站为例，除了组件和逆变器外，系统集成的费用约为3.5—4元/瓦。其中设计费用比例非常小，一套完整的包括可行性研究报告、施工图、电气安装图的设计方案约在100—200万之间，价格与设计院的资质等级相关。
主要费用还是来自于土建、安装等分包业务的支出。国电太阳能系统科技有限公司的一位项目经理表示：“但是不得不考虑在项目施工过程中的一些附加费用，如果这笔费用控制不好也会影响项目的利润率。”
尚德电力副总裁雷霆认为，“系统集成商的经验和项目管理能力直接影响他们的盈利能力。在薄利润的情况下做不好很容易导致亏损”。不良的商业环境导致雷霆领导的系统集成部门目前主要负责尚德自身所开发电站的EPC业务，而不再对外接手项目。
在垫资和低价竞争的双重压力下，系统集成商一方面选择采用更便宜些的线缆等材料以节省成本，另一方面系统集成商也会将资金压力转嫁给分包商。2011年下半年，在西部的多个项目现场，出现过多起系统集成商拖欠分包商的进度款而导致施工工人罢工闹事的事件。而处理结果往往是业主单位对系统集成商罚款。
对于通过节省材料来增加利润空间的做法，一位接触了大量项目的工程师表示：“在材料好坏的选择上可以为工程方节省数十万甚至上百万的费用，但是对电站质量也会产生一定影响。如果项目业主一味追求低成本，可能换来的是有隐患的电站，因为系统集成商要保证自身不亏损。”
对系统集成商来说，电站业主常用的付款方式是合同签署后先预付10%的项目启动费用，然后根据合同约定的工程进度、设备采购进度等节点分批付款，项目建成并网验收后会留下5%—10%的质保金。业主在电站运营维护中不断对电站中出现的问题进行消缺(消除缺陷)，消缺的费用将会从质保金中扣除。因此如果消缺费用太高或业主因质量问题拒绝支付质保金，都会严重影响系统集成商的收益。
在前面介绍的中电投大丰项目与协鑫光伏系统公司的纠纷中，因为项目所用的薄膜电池出现大量问题，导致发电量比预期的差距很大。目前协鑫光伏系统公司正在设计消缺方案。
在低利润率的情况下，系统集成商为了生存而不得不采用更灵活的商业模式去获得电站业主的项目合同。而那些在EPC中附带组件、逆变器等设备销售的系统集成商则并不在意EPC环节的低利润率，“只要组件、逆变器给个好价格就能做EPC。”昱辉阳光董事长李仙寿在新浪微博上表达了对EPC的不满，“所谓EPC公司，就是原来的电气安装公司，由(有)几个合伙人，有一点点电气经验，俗称包工头。”
不纯粹的EPC
“现在几乎没有纯粹的EPC可言了，很多EPC都是残缺的。”尚德电力副总裁雷霆向PV-Tech PRO表示，“这要看业主对项目的把控能力，还涉及到利益分配的问题。”EPC的总承包模式中的E和P环节往往会被剥离出去。一方面，目前大多数系统集成商并不具备设计能力和资质，往往需要借用拥有设计资质的设计院或委托他们进行设计；另一方面，电站开发商或业主往往会将设计或采购自行完成。
“业主对组件、逆变器等设备的招标进行把控，一方面是对价格进行把握，另一方面这中间存在利益关系。”一位深谙EPC行业的人士透露，“即使是中环光伏这样经验充足的企业，在2011年也几乎没有做过完整的EPC业务。”悉数在中环光伏2011年完成的项目，黄河上游水电格尔木200MW电站中，中环光伏仅获得了50MW的安装分包业务；徐州丰县晖泽23.8MW电站中，中环光伏丧失了组件的选择权；北控格尔木20MW电站中，没有EPC资质的晶仪绿能与中环光伏捆绑完成了项目——据了解，晶仪绿能通过这个项目熟悉了大型光伏电站的系统集成，正计划收购北京自动化技术研究院的一家下属公司以尽快获得资质。
越来越多的系统集成商希望通过项目带动其产品销售，以此拓宽业务的盈利空间。虽然仅凭借做系统集成所带动的产品销售量难以支撑其销售体系，但是这种模式可以从理论上增加项目的利润。
但是，在EPC业务中嵌入太多的销售任务也会对EPC团队带来一定影响。作为中国发展最早的光伏EPC企业，科诺伟业和特变电工的新疆新能源在过去五年中一直面临着人员流失的问题。就在科诺伟业获得风险投资后，某投资机构为更好的维护科诺伟业高管团队稳定性而制定了一套股权激励方案，据悉现在科诺伟业仍没有执行彻底，人员仍在流失。
未来走向
电站开发商和业主的要求将决定EPC公司的发展模式。随着电站业主对光伏电站的深入了解，他们将更加重视电站的整体效能，如系统效率、发电量等。于是，逐渐有业主开始要求EPC公司对所建电站的发电量进行保障。
德国电站开发商和系统集成商Wirsol进入中国市场时曾宣称其系统效率可达90%，引起中国同行的讨论。据了解，中国电站的系统效率目前普遍只有75%—80%，最好能做到85%左右。雷霆表示：“国内的计算系统效率的口径与国外方式有不一样的地方，事实上差距是有，但没有那么大，尚德在青海正在与Wirsol合作开发一座电站项目，我们也希望通过这个项目了解Wirsol的技术口径。”
大地银鼎基金总裁叶得军此前曾担任尚德电力副总裁并负责GSF基金的运作，因此曾接触了大量欧洲电站项目的开发，他对比了中国和欧洲的EPC商业模式，“国外的EPC企业定位很明确，而中国纯粹的EPC企业比较少，主要是商业环境的影响。此外，中国EPC企业的管理水平、技术能力还是有一定的差距。设备选型也有问题，譬如中国的逆变器质量和效率与最好的产品比较还是有一定差距的，这都会影响整个系统的效率。国外的EPC会根据业主的要求保3—5年的发电量，甚至会保障20年，当然费用也要增加。”
或许保20年发电量对目前中国大多数EPC企业都是不可接受的条件，而事实是已经有试图进入中国投资光伏电站的海外业主要求系统集成商要保证20年的发电量，他们也愿意为这样的条件开出更高的工程报价。
对中国大多数EPC企业来说，发电量保障期在一到三年是可以接受的。雷霆介绍，如果要求系统集成商保发电量，也应该将项目全部交给EPC去把控，从设计到采购都要按照一套完整的方案进行。而现在的情况是业主在设计和采购上干涉得太多，这样系统集成商没法对前期的环节进行把控，即使发电量不足，在界定责任上也会遇到麻烦。
系统集成商在完成项目后，如在约定时间内实际发电量比预计发电量评估增加或减少5%以上，业主将会提供一定的奖励或惩罚，而惩罚的费用将从质保金中扣除。对于这种模式，淘科新能源副总经理陆建洲也提出了异议：“要求EPC企业保发电量，一方面需要对电站进行检测，了解电站的运行情况并在运营维护上提供反馈信息；另一方面，中国的太阳能资源评估数据非常不完善，如果阳光资源数据出现误差，对发电量保证也会带来麻烦。”淘科正在向电站业主们推广他们的产品和服务，陆建洲预计今年他们的监控设备将会覆盖400—500MW电站。
EPC领域的低利润率和业主更高的要求会让管理水平低下、资金实力不强的系统集成商面临淘汰，另一方面，系统集成商的规模也会越来越大，通过规模来降低成本。EPC企业也在从系统集成向两端延伸：一方面向上涉足电站开发，一方面向下在电站建成后涉足运营维护。
目前来看，更多的是组件企业在涉足EPC后也向电站开发业务扩展。尚德电力目前通过其参股的亚洲硅业有限公司在青海申报了100MW电站；晶科能源陈康平在一次论坛上透露，2012年将中国电站开发项目量扩大5—10倍，以弥补欧洲市场销量下滑的缺口；中建材在乌克兰采用了更“聪明”的运作，通过与中广核太阳能的合作撬动项目开发和EPC业务，并采用其贴牌组件，电站建成后交与中广核太阳能运营；爱康也在试图通过电站开发带动其组件、支架灯产品的销售，而日本住友商社向其提供幕后支持；昱辉阳光在去年独自完成青海第一座30MW电站后将会继续运作下去……
目前大量民营电站开发商都希望将电站卖给国企或者其他金融机构，而国企则会越来越看重发电量的保证——他们会选择大型的可持续的EPC公司建立长期合作伙伴关系。
而天华阳光和中海阳并不计划去等电站建成后再卖出去。他们选择做项目前期开发时就与国企或其他企业建立合作关系，等前期手续齐备后他们再做EPC最终完成项目。“项目开发的利润额有时能比得上EPC的利润额。”2011年下半年，大唐新能源通过天华阳光在江苏建成三个屋顶电站，后者包揽了项目前期开发、EPC等所有工作，完成电网验收后移交给大唐新能源。天华阳光并没有系统集成资质，所以一直在利用大唐新能源的名义开展工作；而天华阳光此前于中材集团合作成立了中材天华系统集成有限公司，在过去一年并没有太大的动作。天华阳光今年希望能通过合资公司撬动中材集团的资金作为杠杆并为其上市计划提供更多业绩。
这种合作往往也有风险。山路集团在从某EPC公司购得青海格尔木项目路条后通过运作将其排除出电站的EPC合作，而后者也因此得罪当地政府。
传统的工程公司则计划向下寻求利润空间。如果业主要求系统集成商保发电量，运营维护也需要交由系统集成商负责。但“目前中国的运营维护经验还有限”。
抢滩2012
目前大量光伏电站仍在前期开发阶段，据了解多数项目将选择在6月份以后陆续开工建设。届时各系统集成商的业务量会出现大幅增加。
由于上半年开工的项目非常少，协鑫光伏系统不得不“空转”；据PV-Tech PRO了解，协鑫光伏系统在2012年前三个月分别亏损2000万、1500万和900万。相似的情况也出现在振发新能源等其他以系统集成业务为主体的EPC公司中。振发新能源并不担心他们的业务量，这家希望尽快上市的公司已经将中节能太阳能有限公司的大多数项目揽入囊中。
据悉，中国发改委有可能在年中下调光伏上网电价，这时或许会出现类似去年的一个并网结点。雷霆表示，“今年的工期问题确实存在，如果有丰富的经验、合理的组织，基本上工期不会产生太大的影响。”但是工期对那些人力有限并希望获得更多业务的系统集成商来说是一个挑战。
今年将有三家系统集成商向上市发起冲击：天华阳光、科诺伟业、振发新能源。而谁能获得最多的市场份额并能盈利将是他们今年成败的关键。
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