Q:拆分和展望一下美国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，以及23年整体的展望
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。最主要的增长点来自于能源危机下的需求增长，从电站产品到工商业户用。户用今年增长要更多一些。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。
欧洲市场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、波兰这些国家，上半年的一些鼓励政策今年基本上会结束，现在也推出了新的政策，包括对于光伏和储能，对于所得税和增值税的减免。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。预测到明年，整个欧洲市场应该能够超过80GW，大概率就是到90GW以上，是这样一个增长的空间。我们觉得未来2~3年之内，俄乌冲突导致的欧洲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。这里面最主要的：一是户储；二是工商业储能。但是工商业储能其实目前并不太多，今年才开始起步，最主要是满足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。
美国市场光伏部分今年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。今年整个美国的户用光伏在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，所以整个美国市场大概是在15GW。这个相对于去年降了不少，去年的话应该是23~24GW。这里面最主要的原因：一是上半年的反规避调查，二是下半年出来的涉疆法案，所以基本上他们在供应这块满足不了整个市场的需求。他们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。现在美国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。但目前美国其实还有一些涉疆法案，在亚太国家建立的工厂其实还是中国公司，所以这个到底最终是依照涉疆方案还是豁免方案还不清楚，目前在美国的海关审核这块是非常不明确的状态，所以现在还不确定明年整个美国市场会不会起来。但是既然已经豁免了，大家目前看是比较向好的一个状态，基本上觉得明年可能达到30GW的装机量，业内是有这样的信心的，当然也有一些不确定性的因素在里面。
美国储能主要是三块：第一块是在ITC支持下的光伏配套的储能，从去年开始，基本上所有大型的电站产品下的光伏已经配置了，配置比例达到30%左右，配置小时数大概2~4个小时；第二块是电网里面通过储能来取代天然气调峰运营；第三块就是他们的户储了，他们户储的量其实比较大，去年是1.6GWh，今年大概是2.5GWh，到明年有可能超过3GWh，应该是问题不大的。
Q:展望一下反规避调查和涉疆法案的后续。欧洲后续是否也会对新疆相关的产品进行反制，那么会对欧洲需求产生一定的抑制吗？
A:对于法案后续的进展，其实大家目前都不是特别清楚后面它的走向。因为现在公布的豁免法案跟涉疆法案其实是有一些模棱两可的，不能明确他们在进口这些组件时到底应该提供什么样的文件，才能证明跟涉疆法案这一块没有任何的关系。所以说在这样情况下，到底应该凭什么样的证明，其实包括对于美国自己也是不清楚的，他们也处于一个摸索的状态，
但是从欧洲和美国本身而言，它目前是不具备自己的产能，或者说未来2~3年之内其实去实现自己的产能布局还是比较困难的。即使说中国厂家跑去那边建厂的话，会带来整个成本的上升，建厂也不可能说所有的都要，所有的都建厂的话，基本上这个时间可能都要3~5年左右，才能够真正把这个产能扶持起来。再加上现在有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。所以说对于美国市场应该还是处于一个危机的状态，还是未知占大多数。
欧洲市场其实跟美国市场是有点类似的，基本上也是没法这么快把这个产能布局好。所以他们还是需要依赖于整个海外进口，特别是对于欧洲市场。欧洲市场那么高的能源独立的诉求，其实美国还没有到那么高的口岸，但是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美国市场那么迫切。
Q:对于市场格局的情况，一个是组件，一个是逆变器。能不能请您大概的介绍一下今年组件和逆变器整体对于美国的出货各家的大概情况，2023年这块会不会发生一些新的变化？
A:组件15%左右是来自于他们本土的，另外有像晶科、隆基、天合这些亚太公司的供应。目前这一块应该是隆基占比更大一些，基本上每家在大概是15%~20%左右。
对于逆变器而言，目前在美国市场的话，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:23年在美国市场是不是会有一些新的进入者，还是说格局层面大概不会发生太大的变化？
A:美国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基本上是被他们吃掉了，当然中国也有一些公司，像锦浪、古瑞瓦特、德业这些公司，但德业还没完全进去。目前像锦浪、古瑞瓦特这些公司其实在美国做得并不太好。现在新进玩家还是有的，因为美国市场整个价值量会比较高，然后华为现在又进入不了这一块。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来进入这个行业，而且大家都会面向美国、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。
Q:美国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。所以欧洲相对于美国市场有一些差异，因为欧洲也没有像美国的快速关断这个要求，所以基本上他们的售价肯定要比美国要低，可能低10%~20%左右。
Q:华为逆变器如果他要进美国市场的话，是会通过找其他家代工的形式，还是自己的品牌可能会重新的卖进去，我不知道这块您是否了解？
A:华为目前比较谨慎。从法律上的角度来看，没有说它的逆变器不能够在美国市场销售，只不过是因为它的终端这块产品是明确的禁止，当然逆变器其实没有明确的说法，所以正常情况是可以销售的。但是存在的一个问题，现在目前美国的也没有完全严格按照法律来，反正是应该会干，但是他们其实也是不敢去贸然的去做这个事情，目前应该是处于一种尝试的状态，尝试的话当然其实也是包括了像做贴牌这类形式的。
Q:美国一系列的反制的措施，包括在芯片等等，这块是不是就会对咱们国家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。
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。当然现在确实是中国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:您怎么看2023年组串式逆变器的盈利情况？因为的确过去几年海外项目的盈利是比较好的，那会不会到明年竞争加剧，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，还是说您觉得海外项目的盈利还是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，基本上都是一直是内卷的，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，所以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，盈利还是非常好的。第三，现在海外这些，比如德国市场SMA，欧洲市场整体商务水平比较高。
然后新兴的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一些竞争这方面的压力，但是对于户用产品，它作为这种分销的产品，其实不一定通过价格的机制来获取，因为分销产品相对来说比较容易获取市场，比如欧洲市场有2000多家分销商或者安装商，它可以利用分销网络这一块，没必要通过这种价格的机制，当然会有某些情况或者大的分销商会存在一些价格竞争的情况，但是应该不会成为一个常态。对于一些新进的玩家，核心还是为了挣钱，在这样的情况下，他们不一定会把价格压得很低。安装商对于最终的客户的选择其实有很大的影响力，这种影响力建立在几个方面，基础的可能是价格，但是实际上除了价格，还有很多的其他因素。第一，产品系列化，户用的产品从最低的2KW到最高的300KW，这里面涉及到了好多个等级、好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，如果说你只是在某个国家和某个地区有这个产品的话就比较受限，按照道理它应该是覆盖整个欧洲市场，如果你只在某个地方有，那么它最终的服务是跟不上的。第三，故障率，因为你安装商把它安装完之后，如果说你第一次出现故障，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，有30-40%的客户对于品牌是有这种感知能力的，对大厂商更加偏好，所以说你的品牌影响力更高，那客户选择的可能性就更大。还有一点，产品的安装时间，目前整个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，其实构成是有很大这种差异的，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，其实还是要有很多时间投入的。
Q:国内的这些光伏相关的企业去美国建厂的计划和可行性。
A:去美国建厂可行性并不太大，有可能要去美国周边的国家建厂，毕竟在美建厂的成本确实太高，然后产业链在中国，欧洲、美国产业链也没有，这块是解决不了问题。比如阳光就选择了在泰国或者在印度去建厂，美国的公司也选择在墨西哥建厂，所以我觉得可能是在他们的贸易伙伴或者周边的国家去建，这个可能性更大一些。
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。我们目前也有做一些这样分析，折算下来赴美建厂的成本有可能要翻倍。
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:美国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，目前美国应该是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:如果美国的光伏的23年的新增装机量相对没有达到大家的预期，是不是也会影响到整体储能的一个增速？
A:会有，因为基本上有40%的之前的储能建设是跟光伏一起建设的，所以说它的光伏如果降低的话，它的储能也会降低。但另外一点，因为他最新的IRA框架下的ITC是储能也可以上，所以独立储能可能会增长比较快，主要在天然气调控这一块会增长比较快一些，所以整体上美国保持一个增长，应该还是可以做得到的。
Q:美国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。第一是美国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。目前美国绝大部分是2小时，但其实2小时对于整个电耗起不到太大的作用。储能能够参与到整个电力的现货市场这一块的话，应该能够获取更高收益，美国电网内部最主要的核心是解决整个电网里面鸭子曲线，这里面可能有到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，所以说在这样的情况下他能够均匀掉的话，也是一个长时间的储能，所以这个地方是会有所提升的。
选择这样的配置是跟他们的税收有关，就是他们税收30%抵扣，主要是从他们财务体系的角度来看，他们做30%只能做成两小时以上，基本上达到三小时，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，是单纯的经济的一个角度去决定的，电网没时长要求。
Q:刚才您提到美国这边储能配置的比例大概在30%，2~4个小时这样的时长，我们其实关注到其实美国各个区域之间它可能还会有一些差异，像咱们提供这个数据大概是哪一个州的，然后这一个州的光伏发电量占比大概在什么样的水平？
A:加州，因为加州整个的光加储是占了整个的60%以上，所以主要还是以加州为主。
Q:当地风电和光伏占整体用电量的比例
A:风电比例我不知道，光伏应该是8.8%左右。
Q:介绍一下美国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。
Q:在美国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:美国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:像美国的这种风光电站配储以后，是不是可以提高本身PPA的价格？整个配储会对PPA价格有什么影响？
A:你光配套储之后，其实在 PPA是可以往上提的，大概5%左右的 PPA提升，这部分其实在官方的文件里面其实是没有的。
Q:美国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？中国的企业如果做出去的话，是单纯的出储能系统集成，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，然后宁德是以电芯或者pack为主去参与这个市场。特斯拉今年开始才能采用宁德时代的电芯，中国企业做的基本上都是磷酸铁锂电芯，电芯主要采用中国市场。阳光和比亚迪在整个美国各自应该能够做到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。本土企业大储就是特斯拉、Fluence、NextEra、Powin这些公司在做这个方面，而目前的话整体上都是做的都比较好。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。然后其他的国家可能也会有一些自己的产能。
Q:户储相关的情况？
A:美国本土主要是三家，特斯拉、SolarEdge和Enphase，他们整体量不大，今年大概2.5~3个GWh左右，今年不大。
Q:阿特斯在美国它整体的一个竞争力，或者说大概今年会有多少的量？
A:阿特斯是做项目开发的，它不是设备供应商，他更多的是做项目。他们今年应该是已经做了几个项目，手上订单可能说是有接近5GWh，但是目前能够做的项目基本上大概也就才1GWh左右。
Q:您怎么看明年美国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，不清楚美国后续的电芯的政策，是否会用中国产品还有是否会加上关税，不能很好去判断。
Q:各环节的盈利能不能请您拆一下，比如说电芯的，做逆变器的，还有集成的大概毛利率？
A:电芯还是可以做到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，但是目前储能这块的毛利率还是比较可以的，基本上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，如果说电芯类企业的话，这个毛利水平做的还是可以的，可以做到25%-30%，对于非电芯的厂家做集成，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芯价格上涨的情况。
Q:您讲阳光和阿特斯去做电站开发，相当于他们直接跟公用事业的这些电网直接做项目EPC么？卖项目的话，现在盈利能力怎么样？
A:他们俩有做业主的，也有做EPC的，EPC的话目前其实阿特斯做的还多一点，阳光就好像比较少一点，所以他们现在也在做一些业主方面的，但是他们最终是要把它卖出去的。盈利能力的话，储能真不知道，光伏基本上能够做到十几个点。除了硬件这个钱之外，再赚项目的钱。
Q:做项目开发，现在跟电网打交道这些会很麻烦吗？会有什么这种中美之间这种风险么？
A:他们肯定不是走自己的公司，主要他是跟本地合资的，跟本地合作的公司基本上这块就稍微好一些了，然后美国跟电网打交道都非常难，可能基本上要1年以上这个项目才可能实施，时间非常长。
Q:东方日升在美国做的什么？像这种二线的设备厂商，它的盈利能力怎么样？它的价格会比如说阳光或者头部的会低多少？
A:日升主要做储能设备，跟比亚迪比较像，然后科陆也是做储能设备的。像这种二线的设备厂商会比头部企业低5%~10%，不到10%，其实像这样没有电芯的公司相对而言收益比较有限。
Q: 二线的设备厂商在美国卖设备的毛利率？核算到利润层面能做多少？
A:阳光这种企业在美国卖设备毛利率能做到多20%左右，核算到利润层面可能就是在7-8个点以内的盈利能力，二线企业可能会差一些。
Q:户储像古瑞瓦特就这种，现在是个趋势，包括像阳光好像也说想做一点户储，自己品牌过去做户储突破快不快？
A:比较难一点，主要是因为本土的企业确实比较强，像特斯拉他们之前在光伏做的比较好，市场份额比较高，现在做储能相对比较简单。但是如果之前你的光伏做的不好，你要来做这个事情则比较难一点，然后像特斯拉、SolarEdge和Enphase基本上都是自己人，他也不需要别人做贴牌。相对而言中国企业进去，他只能做分销贴牌，分销贴牌的话，分销商相较于前三家而言的话，也没什么特别的竞争力，所以说像锦浪、古瑞瓦特这些公司在美国市场其实搞了好多年了，其实一般已经做起来了。
Q:分销商贴牌为什么没有竞争力？他为什么不愿意去把中国厂商进去把成本降下来？
A:固德威跟GE贴牌了，他那个只是借助他的品牌买了他的品牌，主要是因为美国本地三家他们占的市场份额比较高，所以说你能够进去，但实际上份额不会太高，份额比较低。
Q：今年大型的储能项目和独立储能有多大规模，然后明年能有多大规模？
A:美国市场包含户储的话，今年大概15GWh，目前看明年大家整体的预期比较好，可能达到30GWh，其中户储、工商业可能有4GWh左右。
