2013如何玩转中国光伏太阳能电站？
发布日期：2013-03-03 22:01:29 来源：solarzoom 作者：小陶
浏览次数：466 引言
2013年1月7日，2013年全国能源工作会议在京召开。电力装机由7.2亿千瓦增长到11.4亿千瓦。石油增储稳产，天然气快速发展，用气量由705亿立方米增长到1500亿立方米左右。水电新增装机1亿千瓦，达到2.49亿千瓦，居世界第一。风电装机由500万千瓦迅速增加到6300万千瓦，成为世界第一风电大国，年发电量超过1000亿千瓦时。光伏发电装机由基本空白增加到700万千瓦。核电在建机组30台、3273万千瓦，在建规模居世界第一，在役机组保持安全稳定运行。人均生活用电量由273千瓦时提高到466千瓦时。
2013年1月15日，据电监会监测，2012年，我国共消纳清洁能源电量10662亿千瓦时，同比增长28.5%，占全部上网电量的21.4%，较去年同期提高3.9个 百分点。其中，水电8641亿千瓦时，同比增长29.3%，核电982亿千瓦时，同比增长12.6%，风电1004亿千瓦时，同比增长35.5%，太阳能发电35亿千瓦时，同比增长414.4%。
截至2012年12月底，全国新增水电1551万千瓦，风电1285万千瓦，太阳能发电119万千瓦，全国全口径发电装机容量达11.4亿千瓦，其中水电装机24890万千瓦，同比增长6.8%；核电1257万千瓦，同比增长0%；风电（并网）6083万千瓦，同比增长31.6%；太阳能发电（并网）328万千瓦，同比增长47.8%。清洁能源装机规模持续增长。
电监会的数据来源是中电联的。事实上光伏装机分为并网和离网大类，而并网又分为向电网送电和不送电两种。所以不论是7GW的装机还是3.28GW的并网发电都正确。
光伏并网发电
一、2012年中国光伏电站观察
光伏电站因其看似强大的现金流，有着印钞机的美誉。每单位GW装机量的印钞速度堪比三峡工程，而因其单位投资时间少，速度快，引无数资本风涌而至。
有多少资本想进入这个领域？根据Solarzoom的统计数据显示，目前在国内已披露的意向，签约，正在开发建设的项目达到130GW，按7.5元/W的平均投资成本计，未来几年将有万亿资金投入这场光伏电站的建设浪潮当中。
（一）已经完工的装机量
根据Solarzoom的中国电站项目库的样本数据显示，截止到2013年2月22日止，全国总共披露已完工的项目是4997MW（包含了并网项目和离网项目以及金太阳金屋顶项目），其与官方公布的数据并不冲突。
从表1中可以看出，我国主要的电站项目主要分布在西北电网管辖地区内。中国电站的加速始于2011年。主要原因是当年光伏行业产能供求关系的发生逆转，组件价格连续两年腰斩，投资成本的大幅下降，投资光伏电站已经可以获得不菲的收益。由于电站项目过多，人员更迭，有些项目已无法考证其精确的完工时间。
随着国内电站项目的加速，并网送电的难度在个别地区正在加大，有很多项目正在西北晒着太阳。这是由于电站最终并网并不仅仅是一纸并网核准文件的事，关键是还要电网接入。没有电网公司的电缆传电，建好的电站只能晒太阳，而电网公司的电网投资一般是先做年度预算的，周期很长。所以，很多西北的电站业主只能合伙自建接网设施，然后再由电网公司收购。
另外，2012年四季度前发改委并没有政策表明要在2013年底前降光伏收购电价，所以众多手里有着项目的开发商在有意无意的拖慢进度。故整个2012年的装机量是大幅低于2012年初预期的5-7GW。
从图1中可以看出，我国的光伏装机主要集中在青海，甘肃和宁夏，这三个省份集中我国一半多的光伏装机量。装机量都在640MW以上，青海省更是达到了1453MW。
其次是新疆，江苏和内蒙古自治区。新疆和内蒙数量多是由于当地的日辐射条件好，而江苏除去金太阳等屋顶项目外，中节能在当地的滩涂电站为其增色不少。三个省份的完工量在160-320MW之间间。
再然后就是山东，浙江，两个经济发达地区，屋顶和地面项目并重。西藏，日辐射小时数最强的地区，地面电站为主，受限于当地的电网结构，并网接入有一定困难。三个省份完工量在80-160MW区间。
四川重庆贵州属于完工量最少的几个省份之一，主要与当地日照条件有很大关系。而湖北广西吉林的完工数据偏少与统计口径有关。
台湾数据暂时缺失。
（二）正在开发建设的项目
除去已经完工的电站项目外，我国还有大量正在开发建设的光伏电站。从表2中可以看出，截止2013年2月22日的样本数据，统计2007年到2013年有开发建设动作的电站项目约为20GW。2012年的份量占一半多，这与光伏电站理想中的高收益不无关系。
其中的“有电站开发动作”，指的是已经正在开展前期核准，跑环评，土地，接网手续等开工前的准备工作。而“有电站建设动作”，指的是已经动土，奠基，开工，招标，建设等。根据实际情况，可以边开发边建设，具体体现在金太阳和金屋顶项目，有部份项目是已经完工后再申报的金太阳补贴。更多的是并网手续都没有办妥就申请到了金太阳项目。
早年的一些项目，虽有动工迹象，但限于在当时的体量太大，最后只是完工了一小部份，可以看作是试验性的安装。在这20GW项目中，有不少项目土地场平都已经完成，却卡在资金上了。这些项目最后能否完成，还得再观察。
而2012年在建设的项目中，其组件或是逆变器的安装可能有约2GW左右的量，但是由于种种原因整体完工量并不好。见表3。
（三）签约项目
从2009年开始，国内的电站开发就已从星星之火开始走向燎原之势，各企业与当地政府签订无数的意向项目，这当中以中电投，国电等大型发电集团为主，中节能，航天科技集团，风电集团，汉能，三峡等后来者跟上，都是全国各地签了上10GW的开发协议。大型发电集团的战略配置早已完成。天合，尚德，英利，晶澳为代表的大型组件厂商，签订的电站协议也不在少数都是GW级别的，这当中更多的是以合作方式进行。签约项目中，不少项目是签了排它性协议的。
很多企业因为资金，经验，并网，风险管控等原因，和当地签订数百MW的电站项目，但是第一期开发的往往只有10-20MW左右。从表4中可以看出本期项目有建设完工动作的虽然不到8GW，但其背后的总项目量高达50GW。
更多的项目可能因为种种原因，仅仅还只是停留在签约阶段，其本期项目都未披露任何开发流程的，见表5。
这还只是大型项目，其中大型发电集团签订的几十GW的项目能查询落实到各个省份的还不到一半，还有更多的分布式项目无从统计。不夸张的讲200GW的量都有，如此众多的项目，能否全部完成？估计完成不了，但是从这些项目信息中可以得出结论，光伏电站很火。
（四）本期项目观察
100多GW的项目量，这个有点虚，完不成就只是一堆数据。但是通过对最终可能完工的大约30GW的本期光伏电站项目的观察，还是能看到不少有用的东西。
从图2中可以看出，本期光伏电站里甘肃一只独秀，达到6460MW，从当地政府机关的一份规划可研报告中，已经预留划出了约15.7GW的土地给光伏电站使用。除了当地日照条件优越外，更重要的是有着得天独到的地理条件，借新疆特高压汇电入中原，省事不少。经济条件也是个重要因素，随着近年当地经济的发展，本地用电量能吸纳的光伏发电也比青海要强。
新疆，青海，内蒙，宁夏将是未来一两年大型地面电站的主战场，能保证2GW以上的开发量。这五大地区除了日辐射小时数多，还有一个特点，土地便宜。
江苏，云南和华北地区将未来分布式和地面电站可各占一半，利用一些无法耕种的土地发展光伏电站。
东北地区日照条件并不差，但是由于冬天雪多，纬度高占地多，土地又贵，是难以大面积发展地面电站的。
（五）企业观察
投资光伏电站是要有企业法人的，那么涉入光伏电站的企业是些什么情况？一般情况下，光伏电站分为几种投资：一是做“EPC”， （什么叫EPC？EPC是英文：Engineer，Procure，Construct头字母缩写。其中文含义是对一个工程负责进行“设计、采购、施工”，与通常所说的工程总承包含义相似，可理解为交钥匙工程）；另一种是先负责项目的建设投资，并向银行等融资，把电站建起来，再找机会转让给合适的下家；第三种则是建设电站并长期持有，如20年时间，获长期投资回报。
光伏电站通过一两年的发展，EPC和开发商已经越来越难以分清了。越来越多的开发商成为了高一级的EPC，建好完整的电站售出；越来越多的EPC变成了开发商，没有电站可建的时候只能自己开发跑项目。大家都是想着如何将自己手里的电站卖出去而不想着长期持有，商人本质体现得淋漓尽致。
不论是正在开发的光伏电站还是已经完工的光伏电站，国内还是以发电集团为主，相当多的民营企业被迫投资光伏电站是为了消化自己的上游产能。
表7说明：所有公司的统计均包含下属公司及参股公司的份额，比如中电投包含黄河水电，英利包含参股企业海南天能，航天科技包含其上市企业航天机电及孙公司上海太阳能的份额。由于各个公司的参股情况过于复杂，此名录有一定误差，仅做参考。中利腾辉旗下中利科技的项目已经披露转让给了招商新能源。
通过对30GW本期项目的统计，前10名公司的占比约为10GW，占总量的1/3强，而中国电力投资集团，国电集团等大型发电集团是开发的主力。
三峡，风电集团，汉能等其它发电集团由于涉足时间较晚，正在奋起直追。
通过对已披露完工的约5GW的项目统计，前十大公司的完工量占到一半以上的份额，中电投更是占到了1/10以上的份额。
至于国内十大组件供应商，十大逆变器供应商，支架供应商等等排名则有打广告的嫌疑，在此略过不表。
（六）电站中一些问题
并网难，送电难，开发手续繁琐，银行嫌贫爱富放款难，组件逆变器支架厂商回款难，各部门吃拿卡要花钱多，电站人员流动性大等等，做过电站的都知道，这些不提。讲点大家关心的。
（1）为什么大型发电集团不太愿意收购现成的光伏电站？
大型发电集团其实对大家手中的光伏电站并不太敢兴趣，除开原先早已谈好的电站项目外，至今为止也没有一个公开的BtoB的成功案例。
原因大概是以下以点：
价格谈不拢。当前一个西北的大型的光伏电站，全流程做下来大约是8元/W，而电站的原本持有者希望将电站卖到12元/W，甚至于15-16元/W。受地理位置，发电效益以及资金的时间价值等因素的影响，高于9元/W的挂牌价格鲜有问津。从2008年MW级示范项目开始，光伏电站的投资成本就一直在降低，可以说光伏电站实际上是个贬值的东西，一个月一个价格。目前大型地面电站的主流EPC的价格已经来到6-7元/W，大型屋顶项目的EPC的价格也跌到在7元/W左右。而在2012年上半年以前完工的电站普遍成本高于12元/W，电站的开发者本钱都没有赚回来，不大可能将其出售？随着光伏电站建设成本的稳定，优质电站的交易可能在今明两年后会慢慢放大成交量。
利益输送。大型发电集团，每个集团手中或多或少都有不少安装施工队，有自己的设计部门、采购部门、施工部门，都是用着银行的钱来建电站，肥水怎可流入他人田！？中国特色大家都懂的。
电站的质量。受2011-2012年光伏行业的不景气影响，西北相当一批民营光伏电站的组件是处理品，质量或多或少都有问题。这样的电站，持有起来风险很大，收购而来意义不大。
（2）为什么长期基金不太愿意收购光伏电站实体？
早在2011年底，就有传闻可将手中的光伏电站卖给社保等大型长期基金，各路人马多轮次的游说社保旗下的各只基金，而到现如今社保也没有收购持有一个实体光伏电站，宁可投资二级股市买卖光伏电力类的股票也不愿收电站，这是为什么？
原因其实简单得很，看上去很美好的IRR收益完全是一厢情愿的。
2011年前的光伏电站每度电的收购价是1.15元/度，2011年后的收购价是1元/度，在内部的可研报告中，很多电站的IRR甚至于能达到15%以上。但是如此高的IRR毕竟只是理论上的，不能得到保证。发改委并没有说明电价的收购时间，谁都不能肯定是收15年还是25年？15000小时还是25000小时？所以其风险暂时比风电高很多。
再有电站本身还有限发电的风险，如同风电有弃风一样，光伏也有弃光一说，西北的电站有多少一年到头满发电过？随着万亿资本的进入，如不加控制，哪个能保证当前原本接纳能力富裕的各级电网，在五六年后会变得容不下这些光伏电站！
电改十年，厂网分离十年，现在是既有计划电，又有市场电的。电站卖电与电网买电，两者的关系早已不是一家人。国家电网毕竟是一个企业。未来一旦引入竞价上网机制，有相当一批电站是打不了价格战的。
光伏电站实体变现难。由于一个电站动不动上亿，买进来容易，要想卖出去，那得还要找个更有钱的主？而买卖电站类公司的股票容易得多了。甚至对开发公司的进行股权投资都比拥有实体电站要稳健。
同时，长期基金资金并不是像大家想象中的富裕，全国社保刚刚过万亿，其本身还有兑付压力，并且还没有完成全国的统筹。能进行直投的实际资金并不多，做为资金的安全考虑，分散投资是必须的，能分给光伏的份额数量极其有限。
还一点，社保如果大量收购实体光伏电站，那社保是管理着全国人民养老金的社保呢？还是发电集团？五大国有发电集团不都得下岗？
可想可知，社保并不想收获利益的同时持有如此多的风险。所以，社保并不愿意成为电站最终的持有人。
（七）电站开发的一些亮点
就讲一点，资产腾挪来放大财务杠杆比例。光伏电站虽然能印钞，但是自身实力不够的话，是很难大规模运作这台机器的，那么唯一的方法就是最大限度的降低自身的资本金投入，用最少的钱投资最多的电站。
正常的光伏电站开发资本金是20%，以现金出资，80%的融资配套。由于组件，逆变器的价格一月比一月底，为了降低资本金投入，可以延缓建设时间来完成，这当中不少公司用了过桥融资手法，基本上是全用银行的钱来完工。有些上市企业就宣称想用1000万元的资本金注册一些小公司来撬动1GW的电站，但是随着系统价格稳定之后，这招已经不管用了。
最近的玩法，是另设公司收购自身的电站项目实行加速开发布局，放大财务杠杆比例。以航天为例。
从图5中可以看出，航天下面设立多个项目公司，使用自己的组件开发电站，基本属于自产自销。因为电站投资回收期长，不确定性大，自己资金压力大。与上实公司合资设立子公司，注册资本35000万，这样理论上还可以撬动银行大约65000万，收购其自己开发建设的电站项目。同时其电站持有一定时间后还可以售给其它有意向的投资者，而出售的电站一般是有一定的溢价差，赚取利润。
随着时间的推移，其合资子公司还可以将收购的电站持有一定时间后再转手出售，赚取那部份利润。
建立相应的稳健的财务数学模型，充分利用银行的钱来为自己赚钱，这种开发模式是需要相当资金实力才能玩得动的。
（八）建一个光伏电站的每单位投资
由于国内的光伏电站在发电领域的占比还显得太小，并没有像其它类型的电站的引入“概预决算”机制的比较。向银行申请贷款时都有一定程度的虚报高价。当然也与路条的炒作不无关系。
目前德国的光伏电站的平均价格已经来到了1.2欧/W，REC年报披露其在欧洲一个18MW的地面电站的投资成本已经跌破1欧/W的价格，这还是以0.55欧/W的组件价格来计算的。如此算来国内的实际建设价格能高到哪儿去？
至于屋顶小项目，价格差距就太大了，有些企业一个3KW的小系统到现在还报价5万元。而用一些简单的，廉价的配件设施，2-3万也能做下来。
二、2013年的一些可能有玩法
说完了2012年的电站，说说2013年以后的玩法。过去十年很多企业一头扎进光伏制造环节，看到的只是100%的暴利，而没有看到微笑曲线的杀伤力，被淘汰的基本上属于在这个行业不会玩的那一批人。
（一）装机地点
首先是装机地点或是开发地将会发生变化。到底是发展集中式地面电站还是分布式电站，将在2013年得出结论。如果将中国光伏项目比做一盘大棋，同样遵循着“金角银边草肚皮”的棋理。
（1）大型地面电站毫无疑问属于中腹。
先手天元，是要有实力经营才行，像中电投，国电集团这样的大型发电集团。单个项目200MW，320MW的建设，采用风光水火打捆。远比那些单纯的可有可无的小光伏电站强得多。更重要的是建设如此大装机量的光伏电站，要的不仅仅是技术实力，资金实力也是一个硬标准。
更重要的是如何将自己手中的电站变成电网的统调电站这是难事，协调并网，接网，发电这样的事，还是得发电集团来做比较合适。一般的民营企业也就是来这儿打打酱油而已。所以并不是每个企业都能下好这盘宇宙流的棋局。
（2）企事业机关屋顶看似金角，实则银边。
大面积的屋顶谈不下，小面积屋顶又不想做。屋顶企业主的态度，屋顶的防水，屋顶的承重，屋顶的产权，变压器的报停报开，企业的运营情况，很多都是横在大家面前难以逾越的障碍。
政府机关，学校，医院屋顶，这些屋顶会卡在哪儿呢？只要开发商的价格别高得太离谱，很快会铺满光伏组件。
全国最大的企业屋顶当属两桶油的加油站屋顶，能谈得下来么？项目难度不小，每个级别的加油站都有自己的标准，撇开安全先不说，光建筑标准就很难过。至于高速公路收费站，谈判主体多如牛毛。慢慢谈吧。
至于企业屋顶，复杂得很。要是哪天能碰到个拥有几万平米屋顶且自己找上门的企业主，估计睡觉都能乐醒来吧。
整个2012年最令人记忆犹新的就是找屋顶，诸如谷歌地图，百度地图，能用的全用上了。英利更是号称调集200多人全国各地谈屋顶。此举确实得力，288MW的项目在手，光财政补贴就是15.84亿。7元/W的屋顶EPC成本，5.5元/W的补贴，这手买卖很划算，剩下的就是与屋顶业主们谈谈的利益的分配问题。
（3）真正的金角是广大的农村。
农村的大棚，农村的荒山，农村的屋顶。这些都是发展分布式发电的好地方。
土地种什么划算？粮食还是光伏？都说要想发财得跟党走，新闻联播是党的喉舌。这些年做生意赚了大钱的都是看懂了新闻联播的人。2013年1月，CCTV新闻联播报道了中节能的光伏大棚，第二天立马询问光伏大棚人激增。大伙去年为什么没有关注到？
一般情况下光伏大棚能享有双重补贴政策，大棚补贴和光伏的度电补贴。1亩地种粮食一年毛收入是多少？在南方种两季超级杂交稻，想年亩产2吨，袁隆平教授都可能做不到。1亩地用来种光伏一年能发20000度电，至少三五年内粮食还贵不过这个价格。但是这是个技术活，没有实力可能玩不起。中节能是这方面开发的主要代表企业。
薄膜光伏企业或可借此机会迎来一定的喘息机会，迎接下一轮的价格战。
另外一个最大的建设地就是农村的屋顶。
想象一下如果中国的农村要是全变成图8中那种样子，这可以消化多少组件。中国城镇化不应该是京广沪深那样的高楼大厦，随着汽车时代的到来，中国的城镇正在走国外的小镇化道路。
现在的价格能进入这个领域么？还需要等国家出台更精细的操作细则么？
如果传说中的1元/度的居民分布式收购价是真的，那是什么概念？让人民日报给我们解答。
人民日报于2月24日发表文章——村民刘福林自办“光伏电厂”发电并网四年可回本。
5.5kw的屋顶光伏电站发8000度电可能不是很多地方能达到的，但是6000度在全国很多地方都可以达到。未来1元/度的收购价能不能实行，实行多久这还是变数。
5500W，30000元的成本能不能做下来？从图10中可以看，合适的屋顶，简易的支架，注定其支架和人工成本不会太高。那就只有组件和逆变器以及电线的成本。监控设施，电脑手机现在的普及情况还算不错吧。
至于1元/度，这个收购价可能有点高，不具备持久性。
其它玩法的比如：水上光伏这个可以有，太空光伏这个可能太遥远，真正意义上BIPV可能还不会成为主流。
小结：既然民营企业没有实力经营一盘宇宙流，能经营好这盘金角银边的中国流也是很不错的。
（二）营利模式初探
1）在整个光伏电站的相关开发企业中，风险最小，收益最稳当的当属银行，一年百分之6以上的收益基本能保证。大家都是给银行在打工。略过不表。
2）另一个赚钱的莫过于开展光伏的融资租凭业务。以一个过去构思过的两种模式为例，简要说明之。
融资性租凭模式是居民为融资主体。租凭期间通常为光伏系统一定运营周期（如1年-15年），租凭期间光伏系统所有权归自己的融资公司。居民分期支付租金，租凭期满后，光伏系统所有权归居民，此模式对居民的信用要求较高。
买方信贷模式是以居民为融资主体，光伏系统归居民，居民向自己的融资租任公司付系统费用。该模式可针对希望一次性购买光伏系统的居民提供解决方案。
两种模式的精要就在于充分放大资金杠杆，用银行的钱来为自已赚钱。具体的财务数学模型，限于文章篇幅，略过不表。
3）至于实体电站的资产证券化，可能会伴随金融行业的改革而起步。
4）由卖配件转为变为卖系统。
实话实说，组件，支架，逆变器，电线电缆都是配件。本人所学专业里有条公理叫做“整体大于部分之和”。在这里同样适用。也许你卖1W组件或是卖1W逆变器可能是净利润0.1元/W，而卖一套系统可能净利能到0.2元/W甚至更多。
如果说一个老刘家5.45/W的价格过于极端，那么很多做过家用屋顶电站的朋友最清楚它的实价了。
或许这种市场不需要4元/W，25年质保的组件，能用上8-15年，售价3元/W的组件会有更大的市场。那么很多原本在大家眼中可能要被洗牌的小企业，会否咸鱼翻身？（备注，这种情况可能早已引起了大厂的高度警觉，否则不会急于起草行业准入标准）
可能很快一口价，套餐价将会出台。针对不同的屋顶不同的价位，诸如“19998元3000W光伏电站装回家”，“29998元5000W光伏电站装回家”这样的广告会不会飘荡在田间地头呢？
甚至于电视台里满天飞的加盟创业广告，“候总”表演式的低价广告会不会出现在光伏里面？
在这个领域会不会诞生航母级别的企业呢？1984年联想用20万元从组装电脑起家，花了30年时间做成PC行业全球第一，年产值过300亿美元，一家公司的产值就超过了整个2012年全球组件的出货价。要说组装一台电脑有多大技术肯定谈不上，要说组装一个屋顶光伏的小系统要有多少技术那也谈不上。
虽然很多企业不屑于做国内市场，甚至于在微博上展开隔空骂战，相互呛声。但是不可否认做为未来十年全球最大的四大市场之一的中国，丢掉这个市场就意味着在这个行业的失败。
如何将成本控制在最低，这涉及到采购成本控制，物流成本控制，人力成本控制，市场推广的成本控制，甚至还有售后服务的成本控制。这些都只是技术活。积累或是借鉴成功经验，建立数学模型并实践修改后就可以完成的。
农村的屋顶市场可能是个蓝海，更可能是个红海，盯着这个蛋糕的人实在是太多了，同一个地点的争抢客户这事不可避免。不可能一个不满千人的小村有着数十家企业同时开发，如何不战而屈人之兵，让对手让出属于自己的那份屋顶则是门艺术。
结语
本文从筹划，整理资料到动笔，花了一些时间，之所以是2012年观察和2013年的玩法，而没有写成几十上百页的战略性投资分析报告，主要是笔者工作事物繁杂，精力和时间有限，所以全篇仅点到为止，抛砖引玉。
一个近十年平均用电量不到3000亿度的意大利2011年装了9.2GW的光伏，一个近十年平均用电量仅6100亿度的德国连续两年装机量超过7.5GW，两个国家累积到2012年的总装机量就达到了近49GW，那么一个年用电量超50000亿度的中国有没有可能在几年后达到装机30GW-50G/年的水平？站在此轮行业景气周期的谷底，似乎又看到了下一轮行业景气的泡沫。
未来几年，彩色电池的出现会不会让组件变成长期广告商的亲睐品？电动汽车越来越多，未来会不会出现光伏电动汽车来应急续航？光伏的平价时代已经到来，十年二十年后如果没有廉价储能系统的光伏行业应该怎么玩，有了廉价储能系统的光伏行业又应该怎么玩？欢迎朋友们来一起讨论，期盼前辈高人的不吝赐教。
走一步看一步是棋手，走一步看十步是国手，走一步看百步者那是棋圣。很希望和朋友们讨论下未来五年，十年二十年后光伏的玩法。
