花满兮有幸参与了温教授的固态储能电池的发明专利转化项目，一夜之间进入中欧储能&ESG双碳产业，加之俄乌动荡引爆世界百年之大变局，为了抓住中国—欧洲生物制造和新能源产业涌现的结构性机遇，特设立《长三角中欧ESG投资学会（筹）》，下述“海外光储市场会议纪要”为长三角中欧ESG投资学会群内分享学习材料的部分摘要，不构成任何投资建议。
（新华社照片，西藏日喀则50兆瓦“光伏+储能”项目）
光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电，光伏发电系统主要由太阳电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，不涉及机械部件。
在有光照（无论是太阳光，还是其它发光体产生的光照）情况下，电池吸收光能，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏特效应”。
在光生伏特效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能，是能量转换的器件。太阳能电池一般为硅电池，分为单晶硅太阳能电池，多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池三种。
20221022 海外光储市场会议纪要
Q:拆分一下老美包括欧洲这边光伏整体的需求， 2022年的装机规模，拆分为地面和分布式，及2023年整体展望
A:今年实际上整个欧洲市场光伏需求应该是能够达到65GW，甚至有可能还要超过。主要增长点来自于天然气能源危机下的需求增长，从电站产品到工商业户用。"户用"今年增长更多一些。65GW当中有40%是来自于电站产品，当然他们的电站其实比较小，大概50MW的水平，剩下的就是来自于工商业和户用。
PS：GW是吉瓦是Gigawatt的缩写，常用来表示发电装机容量,GW代表十亿瓦特，1GW=1000MW兆瓦=100万KW千瓦,TW是太瓦，1太瓦等于1000GW（吉瓦）。装机容量，全称“发电厂装机容量”，亦称“电站容量”。指火电厂或水电站中所装有 的全部汽轮或水力发电机组额定功率的总和。
欧洲最主要的政策支持是REPowerEU计划，能源危机之后，增长会比较多一些，但现在对于像德国、意大利、西班牙、荷兰这些国家，上半年的鼓励政策今年基本上会结束，也推出了新的政策，包括对于光伏和储能，对于所得税和增值税的减免。
（花满兮：2022年5月18日，欧盟公布了名为“RepowerEU”的能源计划，该计划涉及未来五年内高达2100亿欧元（约2210亿美元）的资金规模，包括增加可再生能源和液化天然气进口，降低能源需求，从而达到减少对俄罗斯能源依赖、加快转向绿色能源的目的。）
现在德国和荷兰基本上已经出来了，其他的国家估计也会相应地出台政策，所以应该能够刺激整个行业发展。预测明年整个欧洲市场应该能够超过80GW，大概率就是到90GW以上这样的增长空间。
未来2~3年之内，俄-乌-冲-突导致的欧洲天然气能源供应还是存在很大的问题，所以在2~3年内欧洲市场应该还是每年保持比较高速的一个增长，欧洲市场未来2~3年还是比较一个有确定性的市场。
欧洲储能的话，整个欧洲市场去年大概是4GWh，然后今年的话应该是能够达到10个GWh。
这里面两个核心：一是户用储能；二是工商业储能。
（花满兮：户用储能又称家庭储能，通过分布式光伏和家庭储能的结合。在居民家中，通过太阳能等新能源发电设备为家庭供电，对电量进行管理，将多余电量进行储存，并供给电网。
工商业储能的盈利模式是峰谷套利，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性在提升。
目前国内工商业储能的运营主要有两种商业模式。
一是由工商业用户自行安装储能设备，可减少用电成本，但用户需要承担初始投资成本及设备维护成本。
另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。）
工商业储能其实目前并不太多，今年才开始起步，是满足REPowerEU计划对于工业和商业能效目标的要求，所以今年可能在这部分有1GWh左右的水平。其他的部分都来自户储。
欧洲整体上没有什么电站储能，主要是分布式储能。
老美市场光伏部分2022主要的增长点来自于“户用”市场，电站产品今年目前在去年的基础上腰斩了。今年整个老美的户用光伏在4GW到5GW之间左右，工商业光伏应该有1~2GW，电站光伏大概7GW左右，整个老美市场大概是在15GW。相对于去年降了不少，去年大概是23~24GW。
主要原因：一是上半年的反规避调查，二是下半年出来的SJ（涉疆）法案，基本上他们在供应这块满足不了整个市场的需求。老美自己的产能供应基本上能满足本地15%的需求，绝大部分还是依赖于进口。
现老美对于亚太四国的反规避调查是采用豁免延期两年时间的最新政策。但目前老美其实还有一些SJ法案，在亚太国家建立的工厂其实还是在中国公司，所以到底是依照SJ方案还是豁免方案还不清楚，目前在老美的海关审核这块是很不明确的状态，所以现在还不确定明年整个老美市场会不会起来。
既然已经豁免了，目前看是比较向好，基本上觉得明年可能达到30GW的装机量，业内有这样的信心的。
老美储能主要是三块：
第一块是在ITC支持下的光伏配套的储能，从去年开始，基本上大型的电站产品下的光伏已经配置了（比例达到30%左右），配置小时数大概2~4个小时；
花满兮：ITC政策（基础抵免30%+额外抵免10%-40%，总抵免最高可至70%；且首次提出独立储能也可享受抵免）。
（图片来自百度）
第二块是电网里面通过储能来取代天然气调峰运营；
第三块就是美国的户用储能了，去年是1.6GWh，今年大概是2.5GWh，到明年可能超过3GWh。
Q:展望一下反规避调查和SJ法案的后续：欧洲后续是否也会对SJ相关的产品进行反制，会对欧洲需求产生一定的抑制吗？
A:对于法案后续的进展，目前不是特别清楚后面它的走向。现在公布的豁免法案跟SJ法案有一些模棱两可的，不能明确他们在进口这些组件时应该提供什么样的文件，才能证明跟SJ法案没有任何的关系。在这样情况下，应该凭什么样的证明，老美自己也是不清楚的。
但从欧洲和老美本身而言，它目前是不具备自己的产能，或者说未来2~3年之内去实现自己的产能布局还困难的。
即使说国内厂家跑去那边建厂的话，会带来整个成本的上升，建厂也不可能所有的都要，所有的都建厂的话，可能都要3~5年左右，才能把产能扶持起来。
加上现有2年的豁免期，所以大家也都不会那么快把它这个厂立马就建起来。对于老美市场还是处于一个危机的状态。
欧洲跟老美市场是有点类似的，也没法快速把产能布局好。所以他们还是需要依赖于整个海外进口，特别欧洲市场。
欧洲目前的当务之急是保证自己的能源独立，而不是产业链上下游的关系，目前欧洲市场对产业链转移还不如老美市场那么迫切。
对于逆变器而言，目前在老美市场的话，现在目前主要厂家包括SMA、PE、Ingeteam，然后再加阳光。占比的话，阳光今年应该有3GW左右，SMA可能有1GW，然后PE和Ingeteam这个部分应该是2~3GW，分开算的话时接近1GW。
Q:2023在老美市场会有一些新的进入者吗，格局层面会不会发生大变化？
A:老美市场逆变器本身有一些公司，比方说像本土的SolarEdge和Enphase，他们主要是集中在户用市场，5GW基本上是被他们分了，中国也有一些公司，像古瑞瓦特、德业这些公司，但德业还没完全进去。像锦浪、古瑞瓦特这些公司其实在老美做得并不太好。
现在新进玩家还是有的，因为老美市场整个价值量会比较高。从竞争的角度看，中国企业相对于海外的SMA、PE还是有很大的竞争力的。
再加上今年有很多新的企业进入这个行业，而且大家都会面向老美、欧洲市场，因为今年这些新进入的玩家基本上是明年下半年左右产品上来，到后年上半年产品上市，所以基本上到后年上半年或者年终的时候，我们会看到整个市场的玩家会越来越多，能够体现出来竞争性。
（图片来自百度）
Q:老美的光伏组串逆变器和国内、欧洲相比的价格差距，以及盈利情况。
A:电站整体的造价要到110美分，户用工商业是要到200美分以上，所以它售价是非常高了，在欧洲市场肯定达不到这么高的水平。
对于电站的这种集中式逆变器，基本上能够做到3美分以上，户用就不一样了，因为他们要加优化器和微逆，所以这个就比较高，户用在15美分以上，所以这套系统相对还是比较高的。对于欧洲市场稍微有一点不一样，因为欧洲市场主要还是组串式为主，组串式基本上能够做到2.5美分以上。
所以欧洲相对于老美市场有一些差异，因为欧洲也没有像老美的快速关断这个要求，所以基本上他们的售价肯定要比老美要低，可能低10%~20%左右。
Q:国内光伏企业去老美建厂的计划和可行性。
A:去老美建厂可行性并不太大，要去老美周边的国家建厂，毕竟在美建厂的成本确实太高，产业链在中国，欧洲、老美产业链也没有解决不了问题。比如阳光就选择了泰国、印度建厂，老美的公司也选择在墨西哥建厂，他们的贸易伙伴或者周边的国家去建，可能性大一些。
即使补贴的比例比较高，但是在美建厂本身的成本还是太高了。我们做过分析，折算下来赴美建厂的成本有可能要翻倍。
Q:老美一系列的反制的措施包括在芯片等等，会对咱们国内的逆变器的产能的释放带来一些相对负面的影响，当然主要是逆变器这块。
（花满兮：IGBT作为光伏逆变器（直流转交流）的重要组成部分，在光伏等领域的应用广泛。
伏逆变器是太阳能光伏系统的核心组件，可将太阳能电池发出的直流电转化为符合电网电能质量要求的交流电，并配合一般交流供电的设备使用。
光伏逆变器的性能可以影响整个光伏系统的平稳性、发电效率和使用年限。而在逆变电路中，都需使用IGBT等具有开关特性的半导体功率器件，控制各个功率器件轮流导通和关断，再经由变压器藕合升压或降压，最终实现交流转直流的转换。
逆变器中IGBT等电子元器件使用年限一般为10年-15年，而光伏组件的运营周期是25年，所以逆变器在光伏组件的生命周期内至少需要更换一次。）
A:IGBT本身而言它支持其实并不高，国内本身就是一直在搞，但是他们反制的东西没有明确，就是说对于这种像28nm以及以上的东西，没有说法说要在反制措施里面去，所以IGBT目前看的话应该还没有出现这个问题。
第二点是现在中国IGBT开始走向国产化，单管IGBT这个东西的国产化率是稍微高一些的，行业平均水平应该是做到20%以上。然后IGBT模块目前绝大部分还是依赖于海外进口，比如英飞凌等公司。目前，像中车、斯达半导体基本上已经开始应用于大功率的集中式逆变器和风电变流器上面，然后在两三年前阳光其实就已经开始做这个东西，他们在这一块基本上都已经能上机器了。整体上来看，大家的目标可能都希望是在2027年左右能够实现国产化。
第三点是IGBT在整个逆变器里面的占比并不太高，它的价值在5%左右，所以说现在这一块反制起来其实也没有特别大的意义。当然现在确实是国内企业占整个市场的份额比较高，但是目前从价值量角度来看，还没有像组件这么高的价值量水平。
Q:在老美的市场当中调峰调频它的成本承担方或者谁来掏这个钱？
A:老美之前其实有很多法案，之前电力运营商或者是这些电信公司其实是不怎么乐意去采购整个辅助服务这一块的，而现在的话这个法案就是说一些运营商去采购一下第三方做储能的这些公司来给他做调频服务，所以说主要是运营商，然后包括整个输电网的公司，因为他们本身是有这一块业务的，保证电网的稳定性，之前的话他可能去采购别人的，比如说像水电和火电这一块，整个电网稳定调频、调峰这一块的东西，然后他们把这一部分采购过来可能其他部分的人的一部分利益有所损失。他们的收益是来自于最终把这一部分的成本加载到最终用户端的，他们的用户有这么一块叫新能源附加的税部分的价格，也就是说传导到用户端去了。调峰调频的成本有一部分是内部消化了，它有20%是来自于其他部分的，因为你调频调峰量整个电网里面其实是相对来说是比较稳定的，比如说100万或者200万，这里面可能有一部分之前是给到像水电和火电，现在水电、火电可能就有一些部分的减少，这会有利益的转移，另外一部分就直接传导到了价格上去了。
Q:老美地面电站大储这边的现在的一个竞争格局大概是什么样的，比如说电芯、PCS或者系统这块？国内的企业如果做出去的话，是单纯的做储能系统集成，还是说也会做一些EPC或者说是独立的去供一些个别的部件？
A:首先整体上讲，目前设备集成主要是阳光和比亚迪做的会比较好一些，宁德是以电芯或者Pack为主去参与。特斯拉今年才能采用宁德时代的电芯，国内企业做的基本上都是磷酸铁锂电池，电池主要采用中国制造。阳光和比亚迪在整个老美各自应该能够做到2~3个GWh，但阳光和阿特斯也在开发电站，就是自己去开发电站，然后把电站卖给客户。
美本土企业“大储”就是特斯拉、Fluence、NextEra、Powin这些公司在做，整体上都做的都比较好。大储这一块特斯拉做的最大，特斯拉今年在大储有5GWh以上，可能达到6GWh。其他的国家也会有一些自己的产能。
Q:怎么看2023年组串式逆变器的盈利情况？过去几年海外项目的盈利是比较好的，会不会明年竞争加剧？国内企业的出海比例提升，可能会涉及到国内企业的内卷把盈利给拉下来，或者海外项目的盈利会维持在一个比较高的位置？
A:大型电站的逆变器目前份额比较集中，阳光和华为的占比还是比较高的，之前他们已经是非常内卷的了。在大型电站，不管国内还是海外，一直内卷，价格已经非常低了。电站产品目前已经进入平价，成本只能做5~6分钱，所以这个情况下已经没有什么往下降的动力了，我觉得应该是会继续维持。
针对于分布式的小的组串式，就是工商业和户用的组串式逆变器，我觉得应该还是可以持续保持一个比较高的毛利水平。
第一，它不是做直销，不会是价格竞争为主，做分销没有那么强烈的面对面竞争的压力。
第二，户用产品目前的商业模式是非常成熟的，盈利还是较好的。
第三，海外如德国市场SMA，欧洲市场整体商务水平比较高。
新兴玩家进入这个行业会有更多不确定性，更多产品确实会带来竞争压力，但是对于户用产品，它作为分销的产品，未必通过价格的机制来获取，因为分销产品容易获取市场，如欧洲市场有2000多家分销商或者安装商，它可以利用分销网络这一块，没必要通过价格机制，当然，会有大的分销商存在价格竞争的，不会成为一个常态。
对于一些新进的玩家，核心还是为了挣钱，他们不会把价格压得很低。安装商对于最终的客户选择其实有很大的影响力，这种影响力建立在几个方面，基础的是价格，但除了价格，还有4个因素。
第一，产品系列化，户用的产品从最低的2KW到最高的300KW，涉及到了多个等级、多个平台去满足系列化，所以说如果是系列化好的公司，客户比较倾向于选择你。
第二，整个销售服务体系的完善程度，如果只在某个国家地区有这个产品就比较受限，按道理是覆盖整个欧洲市场，如果只在某个地方有，那么它最终的服务是跟不上的。
第三，故障率，安装商把它安装完之后，出现故障，客户首先想到的是联系安装商，故障率太高影响安装商收益。
最后，品牌影响力，30-40%的客户对于品牌是有感知能力的，对大厂商更加偏好，所以品牌影响力更高，那客户选择的可能性更大。还有一点，产品的安装时间，目前产品的安装时间存在从0.5小时到3小时的差异，安装时间是包含了硬件的安装和软件的调试这块，其构成有较大差异，这个时间对客户也是非常重要的。
对于一个新进的玩家，要满足系列化、故障率、品牌、销售服务体系的网络的完善，要有很多时间投入的。
Q:现在美国储能新增的装机，然后新增的光伏配储和原有的光伏配储的的比例大概是多少？
A:老美的大型的电站里面基本上都是光加储的，然后在户用里面或者说分布式的里面会有20%左右这种新增的独立储能，剩下的也是和光伏配套的。首先分两个产品，第一个是电站产品，第二种户用的产品。
电站产品基本上不存在说现在的光伏后面再配储。现在美国光伏目前享受的ITC支持这部分，其实就是说你的光伏和储能同时建可以享受到 ITC政策支持下的两个方面，第一个方面就是PPA（PowerPurchase Agreement 购电协议）价格提升，这个在官方文件查不到，主要是跟电力公司或者运营商进行申请的时候，他看到你增加储能，他其实是会有一些倾向性去选择你，目前可能有5%左右的PPA价格提升。
另外还有一些ITC税收上的优惠，光+储三位一体的话，最多30%税收抵扣。所以说目前来看，在绝大部分情况下，它是采用新建光+储的一体化建设。当然现在的话，独立的储能也可以去享受ITC这个政策，所以新增独立的储能可能会更多。
针对于户用储能的话，目前是有这样的诉求，就是说之前进了光伏，后面加上储能的需求，目前老美应该是20%多，欧洲多于20%，所以我们会看到后面再补电池的这样一个情况，然后剩下的部分主要还是在新建。
Q:老美的这些电站方的业主决定配储的比例和时长，他们主要考虑的核心因素是什么？然后现在我们看到的一些常规的项目，它的配储比和时长是什么情况，未来这个比例有没有可能持续的去增加？以及考虑的因素是什么？
A:现在目前大部分的情况是比例30%左右，时长是2~4小时，这块时长会有提升的趋势。第一是老美有投入资金在研究这个长时储能，有储能资金在支持，所以它储能其实可能还会完善。
目前老美绝大部分是2小时，其实2小时对于整个电耗起不到大的作用。储能参与到整个电力的现货市场，应该能够获取更高收益。
老美电网内部最主要的核心是解决整个电网里面“鸭子曲线“，大约有4~6小时，光伏从早上的10点到下午的2点~3点，这段时间需要做一些平滑处理，这种时间其实是比较长的，4小时以上，在这样的情况下若能均匀掉，也是一个长时间的储能，这个地方是会有所提升。
（花满兮：“鸭子曲线”指的是一天的电价,早上为用电高峰(尾巴),一天的中间(腹部)为低谷，傍晚(头部)为最高峰。这条曲线就像一只鸭子：）
（图片来自百度）
选这样的配置是跟他们税收有关，就是他们税收30%抵扣，从财务体系的角度看，他们做30%只能做成两小时——三小时，这种情况下他们的经济性更高，并不是和电网的配套或者其他的方面的考虑比，是单纯的经济角度去决定，电网没时长要求。
Q:介绍一下老美的大型电站配储的盈利模式是什么，或者说它从哪儿可以盈利，然后每一块分别的盈利百分比是一个什么情况？
A:他们目前看就几个方面，第一个方面是做调峰，这个调峰其实是包含了新能源平滑输出以及对电网进行调峰这两部分。然后另外一部分其实就是辅助服务，包含了调频的部分，还有峰谷套利，这种峰谷套利指的是发电侧的现货市场里面的峰谷套利。从资金占比角度上看，调峰占到30%，峰谷套利大概40%左右，调频占30%这样一个水平，这个数据只是说平均值，不准确。
若中国企业进去，只能做分销贴牌。分销贴牌的话，分销商相较于前三家，没什么特别的竞争力，像锦浪、古瑞瓦特这些公司在美国市场搞了好多年了，其实已经做起来了。
（图片来自百度）
（花满兮：利用峰谷价差套利，是用户侧储能目前主要的盈利方式。它通过晚上电网低谷时期为储能电站充电，白天用电高峰时放电，来达到节约用电成本的目的。
《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。）
Q:您怎么看明年老美“大储”的盈利性或者格局和今年相比会不会有一些变化？
A:整个价格还是非常高的，基本上“大储”还是可以做到25~30美分之间，甚至还能做更高。但也存在不确定因素，不清楚老美后续的电芯的政策，是否会用中国产品还有是否会加上关税，不能很好去判断。
(大储，大型储能，大型储能目前一般用在发电侧 )
Q:各环节的盈利拆一下，电池的、做逆变器的、集成系统的大概毛利率？
A:电池还是可以做到30%以上的毛利水平，甚至更高。这里面看动力电池的毛利率确实比较低，目前储能这块的毛利率还是比较可以的，基本30%以上，另外一部分温控部分也是做到32%~33%，然后PCS目前是35%以上的毛利水平，还是比较好的。然后系统集成厂家要看不同类型的，如果说电池类企业的话，这个毛利水平做的还是可以的，可以做到25%-30%，对于非电池的厂家做集成，这个毛利水平要差一些，可能要达到25%以下的这样一个水平，特别是今年是整个电池价格上涨的情况。
（以上为欧美光储产业专家会议纪要部分摘录）
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