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【碳酸锂从4万涨到52万的台前幕后】
磷酸铁锂装机量的增长直接拉动了上游碳酸锂的需求。
新能源造车新势力两位创始人对碳酸锂价格上涨联手“发难”。
“我们对上游各环节做了深入研究，认为当前碳酸锂涨价的投机性因素更多，供应和需求之间并没有那么大差距……”蔚来汽车董事长李斌在四季度及全年财报会上表示。
3月26日，中国电动汽车百人会上，理想汽车CEO李想则表示，碳酸锂的成本可能就3-5万元，不应该那么贵，这是暴利，但是就拿石油来讲，石油的价格不是按照成本走的，“碳酸锂会跟石油一样，不再按成本计算。”
从每吨4万元涨到52万元的碳酸锂，首当其冲。
大宗商品价格形成机制是复杂的，核心并起到长期价格“锚定”作用的是供需关系，次要因素则包括成本支撑与市场预期。
21世纪经济报道记者复盘碳酸锂2020年下半年以来上涨走势发现，仅以2021年为例，全年新能源汽车产量367.7万辆，比上年增长152.5%，同期国内碳酸锂产量23.04万吨，同比增长32.97%。
38.jpg
锂盐企业现阶段正处于景气周期的顶点。视觉中国
锂价复盘：价格加速上涨均为紧缺拉动
21世纪经济报道记者观察发现，锂价上涨要追溯到一年前，彼时电池级碳酸锂价格是7.8万元/吨，为本轮价格高歌猛进的起点。
早在2021年3月5日，21世纪资本研究院就已明确指出，“结合中长期行业供需、产品价格运行、生产成本等因素判断，锂价拐点来临已经十分明确。”
此后，国内新能源汽车渗透率快速提升。2020年全年渗透率为5.8%，到2021年12月已增至22%以上。
同时，在2021年新能源车行业还有一个显著的特点，就是磷酸铁锂电池装机量反超三元电池，增速明显高于三元电池。
相关数据显示，2021年全年，我国动力电池装机量累计154.5GWh，同比增长142.8%。其中磷酸铁锂电池装机量累计79.8GWh，占总装机量51.7%，同比增长227.4%。
而就锂盐来源来看，磷酸铁锂对应的磷酸铁与碳酸锂，三元电池对应的则是氢氧化锂。
就市场价格表现来看，受到需求端增长速度差异影响，价值更高的氢氧化锂，其去年至今市场价反比碳酸锂要低，这说明了供需关系对产品价格影响之巨大。
“每吨磷酸铁锂，需要消耗0.96吨磷酸铁与0.25吨碳酸锂。”百川盈孚锂盐行业分析师介绍称。
换言之，磷酸铁锂装机量的增长直接拉动了上游碳酸锂的需求。
反观碳酸锂供应。2021年，国内产能利用率虽然有所提升，但是按照不同机构的统计口径来看，产量增速要远远落后于上述磷酸铁锂装机量的增速。
工信部数据显示，2021年我国碳酸锂产量为24万吨，同比增长40.4%。百川盈孚跟踪的数据为，2021年全国碳酸锂产量为23.04万吨，同比增长32.97%。
不论采用哪种统计口径，都可以看出碳酸锂供给增量，与上述磷酸铁锂电池装机量、新能源汽车产量增速之间存在巨大差距。
供需缺口部分，通过部分进口予以补齐。
对比碳酸锂进口数据可以看出，2021年8月、10月和2022年1月，国内碳酸锂单月进口量超过1万吨，为历史同期峰值。
进口量越高，意味着国内碳酸锂供应越紧张，价格上涨也会更激烈。
实际市场表现也是如此。2021年8月，碳酸锂价格结束横盘，国内电碳价格从9万元/吨上涨至10月份的将近20万元/吨;2022年1月，电碳再次从30万元附近一路上涨至今的超过50万元。
就国内供给端情况来看，在碳酸锂加速上涨期间，却是国内盐湖因天气原因产量季节性下降阶段，供求失衡矛盾因此而加剧。
复盘之下，可以很清晰地看到上游原料供给、下游需求增长存在矛盾，同时在国内产能利用下降、进口量增加时，碳酸锂价格也会出现加速上涨。
成本支撑，与“市场化成交”的匮乏
供需关系决定了大宗商品运行趋势，而成本支撑、市场交投和心理预期等因素同样不可忽视。
而“碳酸锂的成本可能就3-5万元”之说与实际情况并不相符，成本3-5万元只适用于国内盐湖生产企业。
这类企业天生具备成本优势，但在国内其产能占比却相对有限，盐湖股份加上新增的2万吨产能，国内只能排到第4位。
国内碳酸锂产能三甲，分别为赣锋锂业(4.3万吨)、非上市公司江西南氏锂电(4万吨)、天齐锂业(3.5万吨)。
而就原料构成来看，“锂业双雄”去年主要原料来源为澳洲矿山，南氏锂电原料则来自江西锂云母矿山。
所以，在衡量行业成本时，以最低标准的盐湖生产成本并不合理。
而就进口锂精矿来看，碳酸锂、氢氧化锂的成本端抬升也十分明显。
“锂盐价格的上涨带动上游锂精矿价格持续上涨，锂精矿价格由年初的405美元/吨涨至年末的2560美元/吨，最新销售价格已突破2800美元/吨。”盛新锂能3月28日晚发布的年报指出。
锂精矿价格的上涨，对锂盐产品售价构成了显著支撑。
按照汇率，以及“1吨碳酸锂需消耗8-9吨锂精矿”的比例计算，仅此一项成本便达到16万元，加上纯碱、硫酸等辅料和燃料价格，单吨生产成本超过20万元。
需要指出的是，国内除了极少数锂盐企业可以实现锂精矿100%自给，绝大多数企业高度依赖澳洲锂精矿进口，比如盛新锂能便向记者反馈称，“公司原料自给率仅在20%左右。”
所以，去年进口锂精矿价格的上涨，又使得国内大部分锂盐企业成本端出现明显抬升。
针对于3月中旬碳酸锂价格过快上涨，包括工信部在内的主管部门公开表态，“要适度加快国内资源开发进度，坚决打击囤积居奇、投机炒作等不正当竞争行为。引导产业链上下游企业强化协作、共同发展，推动关键原材料价格回归理性。”
而就锂盐行业而言，作为一个原本相对小众的市场，其贸易环节要明显小于钢材等更为“大宗”的市场。
“从接触的贸易商来看，平时库存有30吨以上的贸易商就已经算大的了，不少市场可供交易的散单只有个位数，其中盐湖的货源相对常见一些。”生意社锂盐行业分析师曲琳表示。
就主流碳酸锂生产企业而言，前述产能排名靠前的南氏锂电从去年下半年便已停止报价，主要原因是“没货”。
另，21世纪经济报道记者调研了解到，目前主流大厂碳酸锂基本已经锁定，没有更多货源向贸易商环节出售。
“行业低迷时，为回笼资金曾向贸易商出售过。但是从2020年下半年锂价反弹后，产品全部供给产业链客户，即使如此，产能仍显不足。”国内某一线锂盐厂人士近期表示。
盛新锂能人士也指出，公司锂盐产品主要以长协为主，国内客户包括了宁德时代、中航锂电和贝特瑞等。
大厂货源主要供给产业链客户，通过市场化交易的碳酸锂数量十分有限。
交投数量较低，所导致的市场深度、厚度不足，“卖方市场”特点明显，这一定程度上也对锂盐价格起到了助涨的效果。
解决方案：“入股上游”或为出路
不可否认的是，锂盐企业现阶段正处于景气周期的顶点。
即便以成本水平最高，锂精矿原料全外采的锂盐企业为例，结合当前碳酸锂和成本情况来看，其毛利率也超过60%。
盐湖企业，以及部分“锂矿+锂盐”的一体化生产企业，毛利率可能会达到80%到90%。大宗原材料领域，这已经是十分罕见的利润水平。
不过，现在的好日子，却是前几年上游企业用“性命”拼出来的结果。
最为典型的案例当属天齐锂业。
公司上市后，先后完成了对澳洲产能第一的矿山泰利森格林布什矿山、智利SQM公司的股权收购，最终实现了对全球主要锂辉石、盐湖的布局。
但是，在收购SQM公司股权时，因行业景气度下滑及后续融资受阻等问题，一度陷入债务危机。直至2021年引入战投澳洲IGO公司，让渡出泰利森部分股权后，公司才得到喘息机会。
赣锋锂业，外部锂资源并购虽然不如天齐锂业那般激进，但是近几年也拿下了澳洲产能排名第二的马里昂山部分股权，并签订了包销协议。
如果没有上述“锂业双雄”在行业底部时的布局，国内锂精矿“卡脖子”的问题只会比现在更加突出，碳酸锂、氢氧化锂的实际产量，也很难达到当前水平。
那么，下游电动车企业是否也应进行自我反思，此前缺乏对原材料涨价的判断和准备?
“我们车规级芯片、操作系统，都是我们的短板弱项，缺芯少魂，车规级更是如此。”全国政协经济委员会副主任苗圩在前述论坛上表示。
他还指出，过去汽车厂基本不管这些事，基本都交给一级配套商，现在我看也就是在那儿光叫唤，采取行动的没有。国外已经有汽车厂向台积电去投资，要产能……
同样的思路，换到锂电产业链是否也可以借鉴?
比如下游动力电池、整车企业，通过参股上游锂矿企业的方式，获得更为稳定的原料来源?
就整车企业而言，具备上述意识的只有比亚迪，在布局察尔汗和扎布耶盐湖资源后，近期又计划30亿元战投入股盛新锂能。
虽然公司合建的锂盐产能短期释放存在一定问题，但是就长期来看，其原料供应链的稳定度会远超国内同行。
至于新势力造车企业，或许是由于自身实力不足，也可能是对上游行业的判断不到位，至今尚无实质性动作。
当然，上述入股的方案只能起到“治标”的效果，本质上是从锂盐市场现有的“存量”去争夺份额。
相比之下，“标本兼治”的方案则需要供给端的加速释放，通过供给“增量”缓解当前供需紧张的矛盾，以此实现碳酸锂等产品的供需再平衡，价格理性回归，或顺理成章。
【碳酸锂从4万涨到52万的台前幕后】
磷酸铁锂装机量的增长直接拉动了上游碳酸锂的需求。
新能源造车新势力两位创始人对碳酸锂价格上涨联手“发难”。
“我们对上游各环节做了深入研究，认为当前碳酸锂涨价的投机性因素更多，供应和需求之间并没有那么大差距……”蔚来汽车董事长李斌在四季度及全年财报会上表示。
3月26日，中国电动汽车百人会上，理想汽车CEO李想则表示，碳酸锂的成本可能就3-5万元，不应该那么贵，这是暴利，但是就拿石油来讲，石油的价格不是按照成本走的，“碳酸锂会跟石油一样，不再按成本计算。”
从每吨4万元涨到52万元的碳酸锂，首当其冲。
大宗商品价格形成机制是复杂的，核心并起到长期价格“锚定”作用的是供需关系，次要因素则包括成本支撑与市场预期。
21世纪经济报道记者复盘碳酸锂2020年下半年以来上涨走势发现，仅以2021年为例，全年新能源汽车产量367.7万辆，比上年增长152.5%，同期国内碳酸锂产量23.04万吨，同比增长32.97%。
38.jpg
锂盐企业现阶段正处于景气周期的顶点。视觉中国
锂价复盘：价格加速上涨均为紧缺拉动
21世纪经济报道记者观察发现，锂价上涨要追溯到一年前，彼时电池级碳酸锂价格是7.8万元/吨，为本轮价格高歌猛进的起点。
早在2021年3月5日，21世纪资本研究院就已明确指出，“结合中长期行业供需、产品价格运行、生产成本等因素判断，锂价拐点来临已经十分明确。”
此后，国内新能源汽车渗透率快速提升。2020年全年渗透率为5.8%，到2021年12月已增至22%以上。
同时，在2021年新能源车行业还有一个显著的特点，就是磷酸铁锂电池装机量反超三元电池，增速明显高于三元电池。
相关数据显示，2021年全年，我国动力电池装机量累计154.5GWh，同比增长142.8%。其中磷酸铁锂电池装机量累计79.8GWh，占总装机量51.7%，同比增长227.4%。
而就锂盐来源来看，磷酸铁锂对应的磷酸铁与碳酸锂，三元电池对应的则是氢氧化锂。
就市场价格表现来看，受到需求端增长速度差异影响，价值更高的氢氧化锂，其去年至今市场价反比碳酸锂要低，这说明了供需关系对产品价格影响之巨大。
“每吨磷酸铁锂，需要消耗0.96吨磷酸铁与0.25吨碳酸锂。”百川盈孚锂盐行业分析师介绍称。
换言之，磷酸铁锂装机量的增长直接拉动了上游碳酸锂的需求。
反观碳酸锂供应。2021年，国内产能利用率虽然有所提升，但是按照不同机构的统计口径来看，产量增速要远远落后于上述磷酸铁锂装机量的增速。
工信部数据显示，2021年我国碳酸锂产量为24万吨，同比增长40.4%。百川盈孚跟踪的数据为，2021年全国碳酸锂产量为23.04万吨，同比增长32.97%。
不论采用哪种统计口径，都可以看出碳酸锂供给增量，与上述磷酸铁锂电池装机量、新能源汽车产量增速之间存在巨大差距。
供需缺口部分，通过部分进口予以补齐。
对比碳酸锂进口数据可以看出，2021年8月、10月和2022年1月，国内碳酸锂单月进口量超过1万吨，为历史同期峰值。
进口量越高，意味着国内碳酸锂供应越紧张，价格上涨也会更激烈。
实际市场表现也是如此。2021年8月，碳酸锂价格结束横盘，国内电碳价格从9万元/吨上涨至10月份的将近20万元/吨;2022年1月，电碳再次从30万元附近一路上涨至今的超过50万元。
就国内供给端情况来看，在碳酸锂加速上涨期间，却是国内盐湖因天气原因产量季节性下降阶段，供求失衡矛盾因此而加剧。
复盘之下，可以很清晰地看到上游原料供给、下游需求增长存在矛盾，同时在国内产能利用下降、进口量增加时，碳酸锂价格也会出现加速上涨。
成本支撑，与“市场化成交”的匮乏
供需关系决定了大宗商品运行趋势，而成本支撑、市场交投和心理预期等因素同样不可忽视。
而“碳酸锂的成本可能就3-5万元”之说与实际情况并不相符，成本3-5万元只适用于国内盐湖生产企业。
这类企业天生具备成本优势，但在国内其产能占比却相对有限，盐湖股份加上新增的2万吨产能，国内只能排到第4位。
国内碳酸锂产能三甲，分别为赣锋锂业(4.3万吨)、非上市公司江西南氏锂电(4万吨)、天齐锂业(3.5万吨)。
而就原料构成来看，“锂业双雄”去年主要原料来源为澳洲矿山，南氏锂电原料则来自江西锂云母矿山。
所以，在衡量行业成本时，以最低标准的盐湖生产成本并不合理。
而就进口锂精矿来看，碳酸锂、氢氧化锂的成本端抬升也十分明显。
“锂盐价格的上涨带动上游锂精矿价格持续上涨，锂精矿价格由年初的405美元/吨涨至年末的2560美元/吨，最新销售价格已突破2800美元/吨。”盛新锂能3月28日晚发布的年报指出。
锂精矿价格的上涨，对锂盐产品售价构成了显著支撑。
按照汇率，以及“1吨碳酸锂需消耗8-9吨锂精矿”的比例计算，仅此一项成本便达到16万元，加上纯碱、硫酸等辅料和燃料价格，单吨生产成本超过20万元。
需要指出的是，国内除了极少数锂盐企业可以实现锂精矿100%自给，绝大多数企业高度依赖澳洲锂精矿进口，比如盛新锂能便向记者反馈称，“公司原料自给率仅在20%左右。”
所以，去年进口锂精矿价格的上涨，又使得国内大部分锂盐企业成本端出现明显抬升。
针对于3月中旬碳酸锂价格过快上涨，包括工信部在内的主管部门公开表态，“要适度加快国内资源开发进度，坚决打击囤积居奇、投机炒作等不正当竞争行为。引导产业链上下游企业强化协作、共同发展，推动关键原材料价格回归理性。”
而就锂盐行业而言，作为一个原本相对小众的市场，其贸易环节要明显小于钢材等更为“大宗”的市场。
“从接触的贸易商来看，平时库存有30吨以上的贸易商就已经算大的了，不少市场可供交易的散单只有个位数，其中盐湖的货源相对常见一些。”生意社锂盐行业分析师曲琳表示。
就主流碳酸锂生产企业而言，前述产能排名靠前的南氏锂电从去年下半年便已停止报价，主要原因是“没货”。
另，21世纪经济报道记者调研了解到，目前主流大厂碳酸锂基本已经锁定，没有更多货源向贸易商环节出售。
“行业低迷时，为回笼资金曾向贸易商出售过。但是从2020年下半年锂价反弹后，产品全部供给产业链客户，即使如此，产能仍显不足。”国内某一线锂盐厂人士近期表示。
盛新锂能人士也指出，公司锂盐产品主要以长协为主，国内客户包括了宁德时代、中航锂电和贝特瑞等。
大厂货源主要供给产业链客户，通过市场化交易的碳酸锂数量十分有限。
交投数量较低，所导致的市场深度、厚度不足，“卖方市场”特点明显，这一定程度上也对锂盐价格起到了助涨的效果。
解决方案：“入股上游”或为出路
不可否认的是，锂盐企业现阶段正处于景气周期的顶点。
即便以成本水平最高，锂精矿原料全外采的锂盐企业为例，结合当前碳酸锂和成本情况来看，其毛利率也超过60%。
盐湖企业，以及部分“锂矿+锂盐”的一体化生产企业，毛利率可能会达到80%到90%。大宗原材料领域，这已经是十分罕见的利润水平。
不过，现在的好日子，却是前几年上游企业用“性命”拼出来的结果。
最为典型的案例当属天齐锂业。
公司上市后，先后完成了对澳洲产能第一的矿山泰利森格林布什矿山、智利SQM公司的股权收购，最终实现了对全球主要锂辉石、盐湖的布局。
但是，在收购SQM公司股权时，因行业景气度下滑及后续融资受阻等问题，一度陷入债务危机。直至2021年引入战投澳洲IGO公司，让渡出泰利森部分股权后，公司才得到喘息机会。
赣锋锂业，外部锂资源并购虽然不如天齐锂业那般激进，但是近几年也拿下了澳洲产能排名第二的马里昂山部分股权，并签订了包销协议。
如果没有上述“锂业双雄”在行业底部时的布局，国内锂精矿“卡脖子”的问题只会比现在更加突出，碳酸锂、氢氧化锂的实际产量，也很难达到当前水平。
那么，下游电动车企业是否也应进行自我反思，此前缺乏对原材料涨价的判断和准备?
“我们车规级芯片、操作系统，都是我们的短板弱项，缺芯少魂，车规级更是如此。”全国政协经济委员会副主任苗圩在前述论坛上表示。
他还指出，过去汽车厂基本不管这些事，基本都交给一级配套商，现在我看也就是在那儿光叫唤，采取行动的没有。国外已经有汽车厂向台积电去投资，要产能……
同样的思路，换到锂电产业链是否也可以借鉴?
比如下游动力电池、整车企业，通过参股上游锂矿企业的方式，获得更为稳定的原料来源?
就整车企业而言，具备上述意识的只有比亚迪，在布局察尔汗和扎布耶盐湖资源后，近期又计划30亿元战投入股盛新锂能。
虽然公司合建的锂盐产能短期释放存在一定问题，但是就长期来看，其原料供应链的稳定度会远超国内同行。
至于新势力造车企业，或许是由于自身实力不足，也可能是对上游行业的判断不到位，至今尚无实质性动作。
当然，上述入股的方案只能起到“治标”的效果，本质上是从锂盐市场现有的“存量”去争夺份额。
相比之下，“标本兼治”的方案则需要供给端的加速释放，通过供给“增量”缓解当前供需紧张的矛盾，以此实现碳酸锂等产品的供需再平衡，价格理性回归，或顺理成章。
近年来，随着国家对于传统非物质文化遗产的保护和宣扬，越来越多的传统行业开始从深街弄巷走进全国人民的视线之中，而在这其中最具代表性的，却还是要属曲艺界中的相声了。
说到相声，那么自然就不可能绕过郭德纲，毕竟随着德云社的发展和壮大，“相声不出德云社”这句话也已经成为了现实，而且如今作为德云社台柱的张云雷也被郭德纲送进了歌坛，加上身处演艺圈的岳云鹏，郭德纲在娱乐圈的势力几乎根深蒂固。
而说到这里，小编就不得不对郭德纲的手段表示佩服，毕竟，作为相声的传承人，郭德纲别出新意的将相声融入进娱乐圈，并在娱乐圈站稳脚跟宣传相声，这是之前很多人都没能想到的注意，只能说侯耀文确实是收了一个好弟子。
如今，在郭德纲的操手下，德云社的分部已经遍布全国各大一线城市，而且随着澳洲和大阪的演出，不难想象郭德纲是有进军海外市场的计划的，相声出国，这在这么多年里，也就郭德纲做到了吧，
而随着近日张云雷入驻歌坛之后，许多德云社粉丝纷纷猜测郭德纲的下一步棋该如何走，有网友就认为，按照郭德纲的势头，估计会在国外开设分部，但也有人认为如今德云社名气颇为负面，郭德纲会暂时稳住前进的势头，安心经营发展。
但在小编看来，郭德纲估计会有进军导演界的决心，毕竟目前德云社人才济济，再加上现在郭德纲已经尝到了娱乐圈的甜头，不免会有一种自导自演的想法，你觉得呢？
说到相声，那么自然就不可能绕过郭德纲，毕竟随着德云社的发展和壮大，“相声不出德云社”这句话也已经成为了现实，而且如今作为德云社台柱的张云雷也被郭德纲送进了歌坛，加上身处演艺圈的岳云鹏，郭德纲在娱乐圈的势力几乎根深蒂固。
而说到这里，小编就不得不对郭德纲的手段表示佩服，毕竟，作为相声的传承人，郭德纲别出新意的将相声融入进娱乐圈，并在娱乐圈站稳脚跟宣传相声，这是之前很多人都没能想到的注意，只能说侯耀文确实是收了一个好弟子。
如今，在郭德纲的操手下，德云社的分部已经遍布全国各大一线城市，而且随着澳洲和大阪的演出，不难想象郭德纲是有进军海外市场的计划的，相声出国，这在这么多年里，也就郭德纲做到了吧，
而随着近日张云雷入驻歌坛之后，许多德云社粉丝纷纷猜测郭德纲的下一步棋该如何走，有网友就认为，按照郭德纲的势头，估计会在国外开设分部，但也有人认为如今德云社名气颇为负面，郭德纲会暂时稳住前进的势头，安心经营发展。
但在小编看来，郭德纲估计会有进军导演界的决心，毕竟目前德云社人才济济，再加上现在郭德纲已经尝到了娱乐圈的甜头，不免会有一种自导自演的想法，你觉得呢？
【光伏】阳光电源储能会议纪要20210227
要点
1、储能与逆变器契合度高，早期布局并打开成长空间。储能变流器与和光伏逆变器技术类似，都是将直流电通过电力电子变换输入电网，和逆变器业务有协同效应。2015年公司与韩国三星在合肥成立了两家合作公司，阳光三星和三星阳光，从单独提供储能变流器转变为提供全套储能系统。
2、具备开发集成系统能力，技术优势凸显。储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。公司储能和光伏都在光储事业部，两大领域在电力电子方面的协同，且有各自的研发中心，公司的优势在于具有自主开发集成系统的能力。目前公司的储能产品只有电芯通过采购，其他环节均由公司自主研发。
3、储能市场高增无忧，公司多年位居国内第一。国内多个省份要求新增风光要配套储能方能优先批复，今年政策驱动进一步深化驱动储能市场高增无忧。2020年国内储能装机约2GWh，未来3-5年每年翻番是大概率事件。公司2020年储能发货量超800MWh，连续四年储能排名国内市场第一。储能业务销售收入15亿元且以集成为主，2021年目标较去年翻番。
4、储能技术存在先发优势，系统降价空间仍在。储能先发优势明显，且技术和系统需要和客户共同迭代，需要时间积累。从技术角度看，储能技术种类较多（包括三元电池、铁锂电池、铅酸电池），目前市场倾向于锂电池。系统价格方面，2020年降价显著，0.5C系统价格由年初的2.5元/W降至年末的1.3元/W不到，未来随着规模效应仍有进一步下降空间。
2020年，全年储能发货量超800MWh，收入达15亿元，公司连续四年储能排名国内市场第一。
二、问答环节：
1.我们国内外储能业务模式的种类及占比情况？
2020年，大部分项目是在可再生能源侧加储能。储能主要可分为三种：发电侧、电网侧、用电侧，去年70%业务来源于发电侧，与可再生能源匹配。海外大部分项目也来源于发电侧，剩下的来源于用户侧和工商业储能。2018年以后电网侧储能的态势急剧下滑，所以电网侧储能占比很少。
2.发电侧占比高，业务主体在哪个方向？对行业今年和三五年后的展望？
今年的市场较去年有希望翻番，国内的市场跟海外有很大区别。国内十几个省份已经要求新增风光要配套储能，但各省配套比例有差别；只有配套储能才能优先接入电网或者优先批复。这一轮储能加装属于政策驱动型。从去年一年执行的情况来看，今年政策驱动型加装还要进一步深化。山东、山西、甘肃、宁夏、云南等一些省份也做了新的储能配套要求。虽然目前整个体量不是很大，但未来3-5年每年翻番是大概率时间。去年一些第三方机构在统计，去年储能装机大概2GWh，未来3-5年装机可以按翻番预测。
3.我们电芯材料的采用主要是那种模式？与央企合作时，我们在EPC方面有什么优势？逆变器和储能，产品集中在储能逆变器里面还是说储能和逆变器是拆分的？
我们战略定位清晰，主要有两个协同：电力电子技术协同，可再生能源市场协同。首先是我们技术的协同：2015年之前，即未与三星合作之前，主要做储能变流器，和光伏逆变器的技术非常相近，协同非常天然，是我们做储能系统的重要优势。其次，我们从2015年开始着力打造系统集成能力，逆变器是中间环节，一头接电池一头接网，作为逆变器厂商对两头都要精通，尤其是电池端。和三星合作后公司积累了电池端优势。我们目前提供的储能产品，只有电芯来源于采购，自己不主动研发，除了电芯都是我们自己开发：集装箱、消防、EMS、BMS、温控等等都是自己开发，和普通的EPC还是有去区别的。我们把储能当成一套产品交给客户，严格上不属于EPC模式。我们的储能和光伏都在我们的光储事业部，因为两领域都存在电力电子方面的协同，但有各自的研发中心；储能有三支研发队伍包括：储能变流器研发队伍，储能系统研发队伍，电池研发队伍，共200多人；平台研发我们也有，包括器件、热设计、结构的研发，为光伏和储能同时提供服务。我们是用的电芯主要来自于采购；三元电池，我们用三星的，因为合作关系；铁锂电池，我们有充裕的选择，比如CATL。电芯要入围阳光的供应闪条件是较为苛刻的，我们需要至少提前半年进行检测，合格后再进行相关的产品开发。
4.系统和电池价格水平？
去年竞争最为激烈，所以去年价格下降很快。0.5C系统价格，去年年初2.5元/w，年底低于1.3元/w，下降了近一倍。今年，价格下降应该不会像去年那样。去年由于存在规模效应降价，但主要降价因素是方案优化、利润牺牲。
5.国内和海外储能业务的盈利水平？
国内不是一个自由开放的电力市场，因此储能本身不赚钱，而是一种杠杆，是一种政策推动的产物，暂时没有自身的盈利模式；海外电力市场成熟，储能可以为电力系统提供辅助服务，可以独立盈利。因此国内开发商加装储能的成本较高，对储能的价格要求也比较高，导致产品毛利并不高。此外国内参与者很多，市场规模不大，竞争非常激烈，一个项目可能出现有20家多个投标，参与者会在利润上让步。
6.不同用户选择储能系统的核心需求是什么？基于这些需求，竞争的核心要素是什么？我们具有的优势？
不同的应用场景对储能的要求存在差异：
第一种场景，可再生能源测配储：不同省份要求不同，比如安徽要求风电配20%储能，1个小时的储能；山东要求光伏配储，配两个小时的时长；
第二种场景，用户侧配储：主要是用来做峰谷的电价差的套利，我们需要算储能系统的度电成本，此情景对产品寿命要求高，每天要循环两次。
第三种场景，火电配储：目的是提高AGC（火储联合调峰调频）收益。配置时长一般半小时，要配2C充放电的电池。
不同场景的核心是电池直流系统的安全设计。1c、0.5c、2c系统的发热量不一样，还需要研究实际运营时长，需按项目设计直流侧的热管理、消防管理等。目前很难说有一款标准化的产品，需根据项目灵活设计。
客户比较同类电池产品会从多方面考虑：
和同行的共性来说，电池的核心要素，第一安全性，第二寿命（早期循环寿命2000、3000次，现在5000-6000次），第三价格。
PCS产品的考虑要素：
对于光伏逆变器来说，核心要素是的充放电效率；储能PCS和光伏逆变器不一样，储能逆变器强调支撑功能与灵活性，需要逆变器离网运行功能、很快的无功能力（响应时间30毫秒以内）、调频能力（响应时间200毫秒以内）、源网荷储能力（响应时间60毫秒以内）、虚拟同步发电机；光伏逆变器强调效率，效率影响盈利水平。很多光伏逆变器企业来做储能逆变器，门槛不高，但高性能的产品性能比较难以研发。
我们的优势：
我们目前在行业中处于领先地位。很多所谓的集成商其实是只做系统的一部分，而剩余的从外采购，比如说一家做逆变器的企业直接买别人的电池系统。我们的优势在于具有自主开发集成系统的能力。虽然我们不做电芯，但我们有很大的电芯研发队伍，帮我们选择合适电芯、电池包产品。对手主要有：BYD，TESLA。BYD还是有系统集成能力，从电芯到逆变器都有自主生产，逆变和电池技术都有掌握；特斯拉在国内市场活动少，但全球市场多，也是优势的集成商。
7.系统复杂性高于单独的PCS？未来的玩家会比PCS少吗？
储能系统是一个多学科交叉领域。电池企业可以做电池，但电气能力较弱，缺乏电网支撑、缺乏提供整套解决方案的能力。客户关心整个储能系统如何与发电侧、用户匹配，如何解决调峰调频的需求，电池企业就很难做到这一点。
8.2021海外业务展望？
国内国外都提供系统集成的产品。我们的储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。我们的研发总部在合肥，也是国内第一家走出去的储能系统厂家，在美国、日本、澳洲都耕耘了多年。海外一线的技术支持、销售、一共40-50人左右。海外储能系统的毛利高于国内。国内系统毛利比单纯卖逆变器低，但比做光伏EPC高。
9.是否会进入户用市场？户用储能和电源侧储能的差异，这两个环节哪一个壁垒更高？
户用和电源侧储能是两个完全不同的市场。户用，小功率；电源侧主要是兆瓦、百兆瓦级；两个业务我们都涉足。户用主要在海外，因为居民用电昂贵催生了户用储能市场。国内储能70%是发电侧的项目。
户用、电源侧储能的差异：
户用储能和电源侧储有点类似于光伏的集中式、户用的差别。。户用储能是小的电池包，要安全美观；电源侧储能采用户外集装箱。两个业务我们都有涉及。
10.储能2021年销量规划？是否会出现超行业增速？
全年发货800MWh，销售收入15亿；今年目标较去年是要翻番的，可能还要更多一点。
11.在原材料价格上涨的情况下我们对于电芯供应商的议价能力？
此消彼长。前两年，我们规模较小，议价困难。这几年，议价容易得多，供应商更愿意配合我们去做集成产品，规模效应出现后议价能力也提高。近年来有电池材料涨价的趋势，但我们还没有对外呈现涨价趋势。
12.别的集成商对外采购多是否会有劣势？我们和同行的差异是否仅仅体现在对外采购程度上？
首先要选择合适的电芯，电芯企业的配合程度也重要。系统有很多专业能力需要建立，比如消防、热控、温控专业能力。另外，我们把系统当作产品来开发，出厂时会随机挑选系统，做所有的功能测试，而测试需要具备测试条件，比如要接入电网做充放电实验、低穿、并网离网实验，都是系统能力的体现。有的企业，直流的电池系统外购的话，电池和逆变器系统的匹配没有完善，此外通讯、直流、保护方面的匹配都没有完善。过多从外采购会出现匹配性问题，系统有安全风险
13.我们软件系统的优势？
这点需系统性思考，然后考虑各个部件。硬件匹配也包含了软件的匹配。比如说，内部的通讯、通讯协议、通讯干扰等等，都需要大量测试来确认系统的稳定性。
14.15个亿的收入拆分？集成、单独的PCS硬件占比？
收入绝大部分是集成，单独PCS也有，但占比较小。国内收入与海外收入大约平分，海外价格高一点。
15.国内的光伏EPC？光伏逆变储能逆变业务差异？我们的协同如何体现？
我们认为光伏技术逐渐趋于成熟了，我们仅仅销售光伏逆变器。储能领域，我们做的是系统，专业性强，我们储能系统的销售需要更强的专业背景，如果让光伏的销售来做储能销售比较困难。虽如此，但我们很多客户既是光伏用户也是储能业务，这种情况下，我们协同比较容易；
16.储能系统集成方案有没有先发优势？规模效应能带来成本优势？新进入者有机会吗？
先发优势存在吗？
先发优势明显，先发优势不能仅仅通过聘用相关人才达到。我们的技术和系统需要和客户共同迭代，因为市场还不成熟、没有统一的方案。
规模效应能降本吗？
坐拥了很大的订单之后议价能力相应提高，这属于采购量带来的议价能力。
新进入者能弯道超车吗？
储能技术种类非常多，比如三星的三元电池、铁锂电池、铅酸电池，目前市场倾向于锂电池。至于其他的电池会不会有弯道超车，我们认为电化学技术革新相对缓慢。即使有电池技术更新，替代目前的电化学储能，我们也能及时适配。
17.德州的项目？体量越大盈利越好？
不清楚。去年给英国做得100MW项目，提供调频、基础容量、冬季供暖等服务，是整个欧洲最大的单体项目的。
18.国内不盈利的模式？按照我们的订单或项目来看，会不会不达预期？
国内政策驱动。装机规模越来越大，电网安全要求、消纳要求面临的压力越来越大，储能是解决这一问题最直接、经济的方式。现在不加储能，未来容纳新能源的能力肯定不及预期，到时候肯定还要加。
19.电网侧2020年的量是否比较大？未来3年中国市场新能源电网侧发展怎么样？国网宁德储备项目多吗？
2018年电网侧江苏这边掀起了一波但之后停了。去年也在做，但主要是2018年的已有项目，去年新增基本没有。其中湖南完成了一次招标但还没供货；青海共享储能本身来源于新能源侧配套，集中建设放在电网侧。国网和宁德，投资项目主要还是用户侧和发电侧。
下一步还要看青海这种模式能不能走下去。大部分项目来源还是在发电侧。
20.对于同行的模式主要有哪些？
行业可能性很大，新的解决方案也可能带来更多价值。我们最早提出直流侧储能，解决了很多问题，效率提高成本下降。最终的模式，还是要看能不能为客户解决问题。
21.各家PCS的差异化情况？
储能逆变、光伏逆变硬件平台相似，保护回路、缓冲回路有差别，但拓扑结构还是相似，我们技术积累有优势。包括我们光伏1500V用了10年，现在运用到储能仅花了1-2年。
22.储能和逆变器在产品迭代方面的特点？
本身起步高。储能的产品如果放在十年前看光伏，可能上来就是光伏的四五代产品了，一年之内迭代款数，不到一年就出来一代，再往后就不会那么快迭代。#股票##价值投资日志[超话]#
要点
1、储能与逆变器契合度高，早期布局并打开成长空间。储能变流器与和光伏逆变器技术类似，都是将直流电通过电力电子变换输入电网，和逆变器业务有协同效应。2015年公司与韩国三星在合肥成立了两家合作公司，阳光三星和三星阳光，从单独提供储能变流器转变为提供全套储能系统。
2、具备开发集成系统能力，技术优势凸显。储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。公司储能和光伏都在光储事业部，两大领域在电力电子方面的协同，且有各自的研发中心，公司的优势在于具有自主开发集成系统的能力。目前公司的储能产品只有电芯通过采购，其他环节均由公司自主研发。
3、储能市场高增无忧，公司多年位居国内第一。国内多个省份要求新增风光要配套储能方能优先批复，今年政策驱动进一步深化驱动储能市场高增无忧。2020年国内储能装机约2GWh，未来3-5年每年翻番是大概率事件。公司2020年储能发货量超800MWh，连续四年储能排名国内市场第一。储能业务销售收入15亿元且以集成为主，2021年目标较去年翻番。
4、储能技术存在先发优势，系统降价空间仍在。储能先发优势明显，且技术和系统需要和客户共同迭代，需要时间积累。从技术角度看，储能技术种类较多（包括三元电池、铁锂电池、铅酸电池），目前市场倾向于锂电池。系统价格方面，2020年降价显著，0.5C系统价格由年初的2.5元/W降至年末的1.3元/W不到，未来随着规模效应仍有进一步下降空间。
2020年，全年储能发货量超800MWh，收入达15亿元，公司连续四年储能排名国内市场第一。
二、问答环节：
1.我们国内外储能业务模式的种类及占比情况？
2020年，大部分项目是在可再生能源侧加储能。储能主要可分为三种：发电侧、电网侧、用电侧，去年70%业务来源于发电侧，与可再生能源匹配。海外大部分项目也来源于发电侧，剩下的来源于用户侧和工商业储能。2018年以后电网侧储能的态势急剧下滑，所以电网侧储能占比很少。
2.发电侧占比高，业务主体在哪个方向？对行业今年和三五年后的展望？
今年的市场较去年有希望翻番，国内的市场跟海外有很大区别。国内十几个省份已经要求新增风光要配套储能，但各省配套比例有差别；只有配套储能才能优先接入电网或者优先批复。这一轮储能加装属于政策驱动型。从去年一年执行的情况来看，今年政策驱动型加装还要进一步深化。山东、山西、甘肃、宁夏、云南等一些省份也做了新的储能配套要求。虽然目前整个体量不是很大，但未来3-5年每年翻番是大概率时间。去年一些第三方机构在统计，去年储能装机大概2GWh，未来3-5年装机可以按翻番预测。
3.我们电芯材料的采用主要是那种模式？与央企合作时，我们在EPC方面有什么优势？逆变器和储能，产品集中在储能逆变器里面还是说储能和逆变器是拆分的？
我们战略定位清晰，主要有两个协同：电力电子技术协同，可再生能源市场协同。首先是我们技术的协同：2015年之前，即未与三星合作之前，主要做储能变流器，和光伏逆变器的技术非常相近，协同非常天然，是我们做储能系统的重要优势。其次，我们从2015年开始着力打造系统集成能力，逆变器是中间环节，一头接电池一头接网，作为逆变器厂商对两头都要精通，尤其是电池端。和三星合作后公司积累了电池端优势。我们目前提供的储能产品，只有电芯来源于采购，自己不主动研发，除了电芯都是我们自己开发：集装箱、消防、EMS、BMS、温控等等都是自己开发，和普通的EPC还是有去区别的。我们把储能当成一套产品交给客户，严格上不属于EPC模式。我们的储能和光伏都在我们的光储事业部，因为两领域都存在电力电子方面的协同，但有各自的研发中心；储能有三支研发队伍包括：储能变流器研发队伍，储能系统研发队伍，电池研发队伍，共200多人；平台研发我们也有，包括器件、热设计、结构的研发，为光伏和储能同时提供服务。我们是用的电芯主要来自于采购；三元电池，我们用三星的，因为合作关系；铁锂电池，我们有充裕的选择，比如CATL。电芯要入围阳光的供应闪条件是较为苛刻的，我们需要至少提前半年进行检测，合格后再进行相关的产品开发。
4.系统和电池价格水平？
去年竞争最为激烈，所以去年价格下降很快。0.5C系统价格，去年年初2.5元/w，年底低于1.3元/w，下降了近一倍。今年，价格下降应该不会像去年那样。去年由于存在规模效应降价，但主要降价因素是方案优化、利润牺牲。
5.国内和海外储能业务的盈利水平？
国内不是一个自由开放的电力市场，因此储能本身不赚钱，而是一种杠杆，是一种政策推动的产物，暂时没有自身的盈利模式；海外电力市场成熟，储能可以为电力系统提供辅助服务，可以独立盈利。因此国内开发商加装储能的成本较高，对储能的价格要求也比较高，导致产品毛利并不高。此外国内参与者很多，市场规模不大，竞争非常激烈，一个项目可能出现有20家多个投标，参与者会在利润上让步。
6.不同用户选择储能系统的核心需求是什么？基于这些需求，竞争的核心要素是什么？我们具有的优势？
不同的应用场景对储能的要求存在差异：
第一种场景，可再生能源测配储：不同省份要求不同，比如安徽要求风电配20%储能，1个小时的储能；山东要求光伏配储，配两个小时的时长；
第二种场景，用户侧配储：主要是用来做峰谷的电价差的套利，我们需要算储能系统的度电成本，此情景对产品寿命要求高，每天要循环两次。
第三种场景，火电配储：目的是提高AGC（火储联合调峰调频）收益。配置时长一般半小时，要配2C充放电的电池。
不同场景的核心是电池直流系统的安全设计。1c、0.5c、2c系统的发热量不一样，还需要研究实际运营时长，需按项目设计直流侧的热管理、消防管理等。目前很难说有一款标准化的产品，需根据项目灵活设计。
客户比较同类电池产品会从多方面考虑：
和同行的共性来说，电池的核心要素，第一安全性，第二寿命（早期循环寿命2000、3000次，现在5000-6000次），第三价格。
PCS产品的考虑要素：
对于光伏逆变器来说，核心要素是的充放电效率；储能PCS和光伏逆变器不一样，储能逆变器强调支撑功能与灵活性，需要逆变器离网运行功能、很快的无功能力（响应时间30毫秒以内）、调频能力（响应时间200毫秒以内）、源网荷储能力（响应时间60毫秒以内）、虚拟同步发电机；光伏逆变器强调效率，效率影响盈利水平。很多光伏逆变器企业来做储能逆变器，门槛不高，但高性能的产品性能比较难以研发。
我们的优势：
我们目前在行业中处于领先地位。很多所谓的集成商其实是只做系统的一部分，而剩余的从外采购，比如说一家做逆变器的企业直接买别人的电池系统。我们的优势在于具有自主开发集成系统的能力。虽然我们不做电芯，但我们有很大的电芯研发队伍，帮我们选择合适电芯、电池包产品。对手主要有：BYD，TESLA。BYD还是有系统集成能力，从电芯到逆变器都有自主生产，逆变和电池技术都有掌握；特斯拉在国内市场活动少，但全球市场多，也是优势的集成商。
7.系统复杂性高于单独的PCS？未来的玩家会比PCS少吗？
储能系统是一个多学科交叉领域。电池企业可以做电池，但电气能力较弱，缺乏电网支撑、缺乏提供整套解决方案的能力。客户关心整个储能系统如何与发电侧、用户匹配，如何解决调峰调频的需求，电池企业就很难做到这一点。
8.2021海外业务展望？
国内国外都提供系统集成的产品。我们的储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。我们的研发总部在合肥，也是国内第一家走出去的储能系统厂家，在美国、日本、澳洲都耕耘了多年。海外一线的技术支持、销售、一共40-50人左右。海外储能系统的毛利高于国内。国内系统毛利比单纯卖逆变器低，但比做光伏EPC高。
9.是否会进入户用市场？户用储能和电源侧储能的差异，这两个环节哪一个壁垒更高？
户用和电源侧储能是两个完全不同的市场。户用，小功率；电源侧主要是兆瓦、百兆瓦级；两个业务我们都涉足。户用主要在海外，因为居民用电昂贵催生了户用储能市场。国内储能70%是发电侧的项目。
户用、电源侧储能的差异：
户用储能和电源侧储有点类似于光伏的集中式、户用的差别。。户用储能是小的电池包，要安全美观；电源侧储能采用户外集装箱。两个业务我们都有涉及。
10.储能2021年销量规划？是否会出现超行业增速？
全年发货800MWh，销售收入15亿；今年目标较去年是要翻番的，可能还要更多一点。
11.在原材料价格上涨的情况下我们对于电芯供应商的议价能力？
此消彼长。前两年，我们规模较小，议价困难。这几年，议价容易得多，供应商更愿意配合我们去做集成产品，规模效应出现后议价能力也提高。近年来有电池材料涨价的趋势，但我们还没有对外呈现涨价趋势。
12.别的集成商对外采购多是否会有劣势？我们和同行的差异是否仅仅体现在对外采购程度上？
首先要选择合适的电芯，电芯企业的配合程度也重要。系统有很多专业能力需要建立，比如消防、热控、温控专业能力。另外，我们把系统当作产品来开发，出厂时会随机挑选系统，做所有的功能测试，而测试需要具备测试条件，比如要接入电网做充放电实验、低穿、并网离网实验，都是系统能力的体现。有的企业，直流的电池系统外购的话，电池和逆变器系统的匹配没有完善，此外通讯、直流、保护方面的匹配都没有完善。过多从外采购会出现匹配性问题，系统有安全风险
13.我们软件系统的优势？
这点需系统性思考，然后考虑各个部件。硬件匹配也包含了软件的匹配。比如说，内部的通讯、通讯协议、通讯干扰等等，都需要大量测试来确认系统的稳定性。
14.15个亿的收入拆分？集成、单独的PCS硬件占比？
收入绝大部分是集成，单独PCS也有，但占比较小。国内收入与海外收入大约平分，海外价格高一点。
15.国内的光伏EPC？光伏逆变储能逆变业务差异？我们的协同如何体现？
我们认为光伏技术逐渐趋于成熟了，我们仅仅销售光伏逆变器。储能领域，我们做的是系统，专业性强，我们储能系统的销售需要更强的专业背景，如果让光伏的销售来做储能销售比较困难。虽如此，但我们很多客户既是光伏用户也是储能业务，这种情况下，我们协同比较容易；
16.储能系统集成方案有没有先发优势？规模效应能带来成本优势？新进入者有机会吗？
先发优势存在吗？
先发优势明显，先发优势不能仅仅通过聘用相关人才达到。我们的技术和系统需要和客户共同迭代，因为市场还不成熟、没有统一的方案。
规模效应能降本吗？
坐拥了很大的订单之后议价能力相应提高，这属于采购量带来的议价能力。
新进入者能弯道超车吗？
储能技术种类非常多，比如三星的三元电池、铁锂电池、铅酸电池，目前市场倾向于锂电池。至于其他的电池会不会有弯道超车，我们认为电化学技术革新相对缓慢。即使有电池技术更新，替代目前的电化学储能，我们也能及时适配。
17.德州的项目？体量越大盈利越好？
不清楚。去年给英国做得100MW项目，提供调频、基础容量、冬季供暖等服务，是整个欧洲最大的单体项目的。
18.国内不盈利的模式？按照我们的订单或项目来看，会不会不达预期？
国内政策驱动。装机规模越来越大，电网安全要求、消纳要求面临的压力越来越大，储能是解决这一问题最直接、经济的方式。现在不加储能，未来容纳新能源的能力肯定不及预期，到时候肯定还要加。
19.电网侧2020年的量是否比较大？未来3年中国市场新能源电网侧发展怎么样？国网宁德储备项目多吗？
2018年电网侧江苏这边掀起了一波但之后停了。去年也在做，但主要是2018年的已有项目，去年新增基本没有。其中湖南完成了一次招标但还没供货；青海共享储能本身来源于新能源侧配套，集中建设放在电网侧。国网和宁德，投资项目主要还是用户侧和发电侧。
下一步还要看青海这种模式能不能走下去。大部分项目来源还是在发电侧。
20.对于同行的模式主要有哪些？
行业可能性很大，新的解决方案也可能带来更多价值。我们最早提出直流侧储能，解决了很多问题，效率提高成本下降。最终的模式，还是要看能不能为客户解决问题。
21.各家PCS的差异化情况？
储能逆变、光伏逆变硬件平台相似，保护回路、缓冲回路有差别，但拓扑结构还是相似，我们技术积累有优势。包括我们光伏1500V用了10年，现在运用到储能仅花了1-2年。
22.储能和逆变器在产品迭代方面的特点？
本身起步高。储能的产品如果放在十年前看光伏，可能上来就是光伏的四五代产品了，一年之内迭代款数，不到一年就出来一代，再往后就不会那么快迭代。#股票##价值投资日志[超话]#
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