东吴：总书记在气候峰会的发言，2030提前实现碳排放峰值，中欧对话上也提到了绿色发展的观点。新能源作为绿色复苏最重要的板块，得到前所未有的重视。欧盟日前也提出2030年的指标要提升，市场对光伏行业的前景更加乐观，中期增速明显加快。

曹老师：最近可再生能源行业比较热闹，新的形势归根结底来自于国家对十四五，甚至更长远的规划目标，今年是十三五的最后一年，正在制定十四五的规划。在这个时候碰到了疫情，回顾疫情，可持续发展，绿色复苏是下一个五年的关键。

实现绿色复苏的手段，能源领域最核心的一点是能源结构在未来怎么去协同，化石能源如何退出，现在基本达成共识。能源/化工/汽车/建筑是能源消耗前列，所以能源领域的化石能源比例下降是首当其冲的。十四五的末期非化石能源比例预期有18%，甚至20%，我们给高层的建议是要超过20%，可能2025年到21-22%，现在看即使20%，可再生能源的比例还是比较低的，新增风电光伏大概在100gw每年，光伏的新增装机比例肯定更大，分布式装机更适合光伏，当然风电因为新的政策，未来五年的发展也会非常快。

按照每年100gw的新增量来看，应该是70gw光伏，30gw风电。光伏最近预测都比较乐观，我个人认为未来五年光伏装机量在65-90gw，这是非常好的一个形势。海外最近调高了新能源的目标，这其中和中国也进行了谈判。谈判的结果是30年碳排放峰值，60年中和，欧洲希望我们更好，所以有条件的话我们可以做到25年峰值，但话不能说太满。我们推演了一下，如果用可再生能源取代标煤，一年1一吨，30年30亿吨，基本实现碳中和。其实2050年就能实现了。顶层设计的问题解决以后，我们也在建言献策，我们的建议就是每年100gw，上不封顶。

怎么看逆变市场的变化？

今年因为疫情的原因，全球光伏市场下降10%，比预期好，今年110gw是有的，欧洲复苏，美国低税政策的延续，支撑了需求。出现问题的主要是在中国，原来预计竞价/平价项目都不错，预期在50gw，由于硅料涨价，个人预测今年国内装机量不会超过40gw，预计阳光今年出货指引25gw，明年充满信心，个人认为要超过35gw，国内30%左右，海外接近20%市占率，海外每年爬升1-2%，希望十四五期间，海外市占率不低于30%，全球市占率达到30%。明年国内的装机预期？如果抛开今年，明年国家政策发生了重大变化，下定决定改善能源结构，原来是有争议的，明年是十四五规划的第一年，第一年是很重要的，不能低于60gw，后面慢慢爬坡，另一个叠加了今年项目延后的情况，当然明年新的项目可能也会有所推迟。

今年的情况？

Q3肯定是最惨的，本来要开工猛干的时候，结果组件涨价，Q4开工主要是竞价项目。

储能+光伏的平价前景和空间？

讲储能是无奈之举，风电光伏过早承担电网的责任，海外很多没安装储能的，我们是迫于顶层设计的共识，新能源行业主动承担了一些储能的职责。成本下降比较快，一部分是储能成本的下降，假如说还是1500/wh，但如果循环寿命增加一倍，储能成本也下降一倍，其次是初始成本的降低。锂硫电池/钠硫电池上万次的寿命，是不是可以无限分摊，举个例子，银隆的电池1.5万次寿命，过度设计是没有用的，储能端一天调度一次，20年也就是7000次。现在储能的电池，系统寿命保持6000-7000次，还能保持80%的电量，是非常合理的。现在有效次数大概都在4000次，我们和catl在合作6000次的，这么算成本是1500/wh，大概对应0.25/kwh，还考虑耗电损失，除以85%大概就是最终的成本，在0.3/kwh，未来降低到1000/wh，寿命提升到7000次，大概对应0.17/kwh，十四五期间储能成本能降低到0.2/kwh，加上光伏度电成本，好的地区能做到0.4/kwh，最好的能做到0.35/kwh，考虑存储深度成本，最多到0.45/kwh。平均看通到电网的成本能做到0.3/kwh，可以和煤电竞争。现在发电侧储能本质问题是没有建立合理的机制。公司产能扩张的规划？阳光产业园的二期马上就要开工建设，一期去年才投产，现在需求火爆，要马上扩产，光伏40gw，风电40gw，3年以后的产能要到100gw，30%的市占率目标至少要支撑60gw，储能20gw，风电20gw，实际上公司确实需要100gw的产能，还要考虑弹性产能。除了印度工厂，在东南亚还会设立一个小功率的工厂，避免贸易争端的风险。储能配比的发展？可能从未来的调频调峰的0.5h逐步提高，明年美国给我们订货的储能电站，基本都是4h，功率没有变化，储能逆变器的产能不需要向容量那样提高那么多。公司做储能系统，也会受益储能电池容量的提高。储能未来的规划？今年大概收入同比翻一倍，明年也要翻倍。电芯我们是跟合作伙伴合作，我们对储能每年翻番的任务充满信心。

平价之后的装机天花板的核心关键是啥？

核心在电网，现在电网本身体制相对保守，电网可靠性要求很高，未来如果都走向分布式，电网会更安全，但国内发电和用电不平衡，加大电网建设的同时要警惕火电搭顺风车的问题。建设新能源还要考虑电网建设的成本的，以前说平价之后腾飞时代来了，结果去年平价以后我们成了能源的竞争者，受到打压，现在有了顶层设计的激励，我想这些争议还会有，但慢慢会趋同。储能的储存深度成本如何深入理解？储能如果不安装，电站成本最便宜，如果只能装10%，电价不上升，成本自己承担。如果通过储能把发电波动捋平，就会存在存储深度成本。epc的规划，现金流的影响？现在拖欠的主要是补贴，公司才在epc业务上没有投资了，主要是系统方案的集成，直接卖掉。我们的业务本身跟是否解决补贴欠账问题关系不大，如果拖欠问题解决了，那我们下游的客户会有现金流投资未来业务，仅此而已。当然这个对我们现金流也是有利好的，我们现在对应收账款管理很严，但欠账还是很多的。作为行业的参与者，我积极呼吁要把这个问题好好解决。

最新的情况大家也知道了，我也刚刚收到财政部的回复，说这个事情还在做，钱的事情国家是认的，也在设法解决，并没有停下来。epc的规模方面，阳光新能源整体规模上已经成为了epc隐形的冠军，国内走在前列，我肯定要把他做大，要做就做到前三，要么就退出。epc今年收入预计100亿，利润稍微差一点，但是这个业务并没有像很多人想象的那么差，这个业务一开始就是为了获取现金流，给央企/大型投资商做服务的，我们就需要把规模做上去才有活路，我们通过融资租赁等各种方式改善现金流，我们致力加快这个流动，业务每年争取30%的复合增速。存量服务增长还可以，去年5000万，今年1.5个亿，用我们的专业技术做好维护，大数据的分享提升绩效。

华为退出逆变器的影响？

友商没有退出，我们的份额在上升，友商竞争压力会增加，即使没有这些事情，我们的份额也会上升的。我们下一步的打算还是做好自己。核心还是足够的研发投入，保证我们在市场上的胜利，我们对海外市场也积累了足够的理解，现在也在挖掘渠道的潜力，原来我们太偏向2B市场。友商确实给了我们拓展客户的机会。集中式组串式的前景？中东等地区的大型电站还是需要集中式，生态往两边发展。两个大的变化：一个是渠道端，往智慧家电/智慧能源方向发展，和新能源车结合，会有一些技术上的主导。厂家这端，新进入者肯定会比较少了，随着毛利率降低，竞争格局进一步固定，中国企业能不能完全海外替代还说不定，比如solaredge在小型功率器件上有壁垒，整体上逆变市场在增加，大的洗牌还没有到来。未来慢慢阳光还是会跟国内企业竞争，替代的趋势是没问题的。中国企业在低成本产品创新上是走在前面的，中国企业海外竞争在小功率上可能竞争更激烈，长期看还是会规模化。我们在中小功率的渠道拓展？正在努力，我们在澳大利亚做的还不错，今年欧洲落伍了，疫情影响导致渠道建设放缓了。拓展难度不大，要做一个负责人的渠道合作伙伴，是一种走向生态的方式。我们在拓展渠道方面上要精准布局，长期打算，渠道和产品质量/品牌做匹配。未来组串式产品毛利率可能降低到25%。

储能业务，中报毛利率的水平？

现在没啥利润。具体数字不清楚。去年/前年都是亏损的，今年肯定是盈利的。未来走向标准化了，盈利能力还会提高。早期项目定制化，各家比较强势。标准化以后净利率7-8%比较合理的。今年电力系统的储能装机应该不会超过10gwh，每年40-50%的复合增速。和solaredge的成本差异在哪？现在不可比，我们对标的产品还在研发，美国有开断器的流氓专利。其他市场都是可以去做的，我们的产品总体还是更便宜的。

IGBT的影响？

国产半导体产品的能力，还在爬坡阶段，小范围使用，大范围推广有难度，可靠性/性能/下一代开发还有差距的。公司IGBT的供应没有问题，有多个渠道。我前天还跟英飞凌的总裁通过电话。