大家好！今天让小编来大家介绍下关于户用光伏技术路线_储能技术路线选择：锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
文章目录列表:
1.户用光伏技术路线2.储能技术路线选择：锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出
3.光伏新政下户用怎么做
4.户用光伏发改委备案流程
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1.1. 逆变器简介
逆变器是光伏发电系统的大脑和心脏 。在太阳能光伏发电过程中，光伏阵列所发的电能为直 流电能，然而许多负载需要交流电能。直流供电系统存在很大的局限性，不便于变换电压， 负载应用范围也有限，除特殊用电负荷外，均需要使用逆变器将直流电变换为交流电。光伏 逆变器是太阳能光伏发电系统的心脏，其将光伏组件产生的直流电转化为交流电，输送给本 地负载或电网，并具备相关保护功能的电力电子设备。光伏逆变器主要由功率模块、控制电 路板、断路器、滤波器、电抗器、变压器、接触器以及机柜等组成，生产过程包括电子件预 加工、整机装配、测试和整机包装等工艺环节，其发展依赖于电力电子技术、半导体器件技 术和现代控制技术的发展。
下游包括终端业主、EPC 承包商、系统集成商和安装商。 逆变器作为光伏系统的主要核心部 件之一，需要和其他部件集成后提供给最终电站投资业主使用。光伏系统在供给终端业主使 用之前，存在相应的系统设计、系统部件集成以及系统安装环节，虽然最终使用者一般均为 光伏地面电站投资业主、工商业投资业主或户用投资业主，但设备也可以由中间环节的某一 类客户采购，比如 EPC 承包商、光伏系统集成商或光伏系统安装商。
1.2. 逆变器分类
目前逆变器产品主要分为四类，即集中式逆变器（主要用于大型地面电站，功率范围在 250kW-10MW）、集散式逆变器（主要用于复杂的大型地面电站，功率范围 1MW-10MW）、 组串式逆变器（主要用于户用、小型工商业分布式和地面电站等，功率范围 1.5kW-250kW） 和微型逆变器（主要用于户用等小型电站，功率等级在 200W-1500W）。
其中，大型集中式光伏逆变器是将光伏组件产生的直流电汇总成较大直流功率后再转变为交 流电的一种电力电子装臵。因此，此类光伏逆变器的功率都相对较大，一般采用 500KW 以 上的集中式逆变器。特别是近年来随着电力电子技术的快速发展，大型集中式光伏逆变器的 功率越来越大，从最初的 500KW 逐步提升至 630KW、1.25MW、2.5MW、3.125MW 等， 同时电压等级也越来越高。大型集中式光伏逆变器具有输出功率大、运维简单、技术成熟以 及电能质量高、成本低等优点，通常适用于大型地面光伏电站、农光互补光伏电站、水面光 伏电站等。同时，由于其单体输出功率大、电压等级高，随着技术进步近年来开始与下游的 变压器集成，形成“逆变升压”一体化的解决方案，以及与储能结合的光储一体化解决方案。
组串式光伏逆变器是将较小单元光伏组件产生的直流电直接转变为交流电的一种电力电子 装臵。因此，组串式光伏逆变器的功率都相对较小，一般功率在 50kW 以下的光伏逆变器称 为组串式光伏逆变器。但是近年来，随着技术进步和降本增效的考虑，组串式光伏逆变器的 功率也开始逐步增加，出现了 60KW、70KW、100KW、136KW、175KW 以上等大功率的 组串式光伏逆变器。组串式光伏逆变器由于单台功率小，在同等发电规模情况下增加了逆变 器的数量，因此单台逆变器与光伏组件最佳工作点的匹配性较好，在特殊的环境下能够增加 发电量。组串式光伏逆变器主要运用于规模较小的电站，如户用分布式发电、中小型工商业 屋顶电站等，但是近年来也开始应用于一些大型地面电站。
1.3. 逆变器行业的核心竞争力
研发能力： 电力电子行业属于技术密集型产业，涉及电力、电子、控制理论等学科，研发人 才需具备电力系统设计、电力电子技术、机械结构设计、微电脑技术、通讯技术、控制技术、 软件编程等专业知识，以及产品应用场景知识。产品从设计、研制到持续创新性改进都需要 大量的研发人员共同努力才能完成。研发人员的技术水平和知识的深度和广度都会直接影响 到产品的质量和水平，长期技术积累才能有效提高产品的稳定性可靠性。对于新进入者，很 难在短期内积累相关技术和各种应用场景知识，从而形成一定的技术壁垒。可以看到，近年 来国内主流逆变器企业研发费用率呈现上升态势，2019 年上能电气、固德威研发费用率高 达 6.34%和 6.15%，阳光电源和锦浪 科技 的研发费用率也达到 4.89%和 3.71%
品牌力： 逆变器企业在为客户服务时不仅仅提供相关产品，还包括一套完整的解决方案，产 品设计的微小变化，对整个电站项目的可靠性、稳定性均产生一定的影响。品牌是多年产品 质量和售后服务凝聚的结果，因此客户在选择产品时，通常会选择品牌声誉好的供应方且一 旦采购便会与产品供应方形成较为稳定的合作关系。
渠道开发能力： 由于逆变器销售靠近终端，且目前国内逆变器企业加速出海，因此渠道的开 发，尤其是户用、工商业分布式以及海外渠道的开发至关重要。以固德威为例，目前固德威 的逆变器在全球 80 多个国家和地区销售，为了保证当地渠道开发的顺畅，需要招募当地专 业的销售团队，从而保证自身的竞争力，这对于企业的渠道开发能力提出了非常高的要求。
2.1. 趋势一：组串式逆变器市场份额占比不断提升
从产品需求上看，全球范围内依然遵循大型地面电站优选集中式逆变器、工商业和户用分布 式优选组串式逆变器的选型原则，但近年来行业的一大趋势是组串式逆变器市场份额持续增 长。根据 GTMResearch 的统计数据，2018 年组串式逆变器出货量首次超过集中式逆变器， 达到 52GW，市占率达到 58%（其中单相占比 9%、三相占比 47%）。组串式逆变器近年来 占比提升主要有两个原因：（1）工商业分布式和户用市场近年来发展较好，应用领域不断增 加，主要得益于中国、欧洲、北美和澳洲等国家和地区的大力扶持；（2）组串式逆变器本身 转换效率较高，近年来随着组串式逆变器技术不断发展，产品成本逐年下降，平均单瓦价格 逐渐接近集中式逆变器，在集中式电站中组串式逆变器越来越多的开始得到应用。根据 IHS Markit 的预测，未来组串式逆变器的销售占比有望进一步提升至超过 60%，组串式逆变器的 装机比例预计稳中有升。
2.2. 趋势二：逆变器存量替代需求有望步入高增时代
逆变器内部 IGBT 等电子元器件的使用寿命普遍在 10-15 年左右。2010 年全球光伏新增装机 达到 17.5GW，首次达到 10GW 以上规模，随着全球各地原有光伏发电设备的老化，整个光 伏市场对更换逆变器的需求正在持续增长。其中，光伏市场起步较早（2008 年）的欧洲近 年来逆变器更换需求已经呈现不断上升态势，2019 年存量光伏电站项目逆变器更换需求已 经达到 3.4GW。与此同时，亚洲地区方面，日本光伏市场起步较早，2009 年累计装机规模 已经达到 2.6GW，2019 年日本逆变器市场替代需求已经初具规模；国内光伏装机自 2011 年达到 GW 级别，2013 年新增装机超过 10GW（10.9GW），预计 2020 年开始逆变器替换 市场将迅速增加。此外，北美洲、尤其是美国光伏市场从 2011 年起新增装机达到 GW 级别， 也有望于近年启动逆变器存量替代。综上，逆变器存量替代自 2020 年起有望步入高增时代。
2.3. 全球逆变器需求及市场空间测算
1）由于组件在光伏发电系统投资成本中的占比较高，在合理范围内增大容配比对于提高光 伏电站发电量、大幅降低 LCOE 具有重要意义。因此，提高超配能力、增加单个组件方阵规 模以提高直流输入的思路，在逆变器产品设计和光伏电站系统设计中被逐渐采用。目前，国 外大型地面电站的容配比最高达到 2 倍，国内光伏电站也逐渐采用超配设计，很多电站项目 已经按照 1.3 倍以上的容配比设计，而部分项目在综合考虑光照、地形和支架、组件等设备 选型等因素后，为追求最优经济性而采用 1.7-1.8 的容配比设计。根据 2019 年组件产量和逆 变器产量推算出全球电站平均容配比为 1.15，假设未来电站容配比逐年小幅提升， 2020/2021/2022/2023 年全球电站平均容配比分别为 1.18/1.21/1.23/1.25。
2）根据 IHS Markit 预测，2020 年全球逆变器更换需求将达到 8.7GW，同比增长 40%；考 虑到 2010 年后全球光伏新增装机逐年增加，因此我们认为未来逆变器存量替代需求有望持 续高增，假 2021/2022/2023 年存量替代需求分别为 15/20/25GW。
3）由于地面电站越来越多采用组串式逆变器以及户用和工商业分布式市场快速发展，假设 未来组串式逆变器的装机比例稳中有升，至 2023 年市场占有率从目前的 59%左右逐步提升 60%左右，对应集中式逆变器市场占有率将从 41%下降至 40%。
4）考虑到当前集中式逆变器价格持续压缩空间不大，假设未来几年价格年降幅为 5%；组串 式逆变器由于竞争较为激烈，中短期价格仍存在一定向下空间，假设 2020、2021 年价格年 降幅为 7%，2022、2023 年价格年降幅为 5%。
5 ） 测 算 结 果 ： 根据我们测算， 2020-2023 年全球逆变器总需求量分别为 125.6/167.1/197.6/227.4GW，市场空间分别为 210.7/262.6/295.4/326.6 亿元。其中， 2020-2023 年全球组串式逆变器总需求量分别为 74.5/99.6/118.2/136.4GW，市场空间分别 为 152.4/189.5/213.6/236.8 亿 元 ； 全 球 集 中 式 逆 变 器 总 需 求 量 分 别 为 51.1/67.5/79.5/91.0GW，市场空间分别为 58.3/73.1/81.7/89.8 亿元。
3.1. 趋势一：国内企业加速海外渗透抢占市场份额
近年来国内逆变器企业加速海外布局。 近年来受到中国市场政策波动影响，尤其是 2018 年 531 新政后，国内逆变器企业加快拓展海外渠道，加速海外布局。2019 年我国光伏逆变器出 口规模约为 52.3GW，同比增长 176.7%，总出口额达到 24.38 亿美元，出口市场主要集中 在印度、欧洲、美国、越南、巴西、日本、澳大利亚、墨西哥等国家。其中，亚太地区出口 占比为 37.9%、欧洲市场占比约为 34.1%，其次是北美洲和拉美，占比分别达到 13.4%和 10%。
国内逆变器企业竞争优势较为明显。 近年来随着国内逆变器企业快速发展，国产逆变器产品 的质量逐渐接近海外老牌逆变器企业，与此同时国内的人工、制造成本相比海外企业更低， 因此国内逆变器企业在海外的竞争优势较为明显。以国内逆变器龙头阳光电源和德国的 SMA 为例，两者分列 2019 年全球逆变器出货第 2 和第 3 位，可以看到近年来阳光电源逆变器毛 利率一直维持在 30%以上，而 SMA 则在 20%左右。发展到当前阶段，中国逆变器企业已经 从早期的单纯依赖价格优势参与竞争，逐步转向依赖提升技术水平、产品质量、售后服务等 综合品牌价值来获取市场。
东南亚、欧洲等地区渗透率较高，美国、日本仍有大幅提升空间。 分市场来看，2019 年全 球主要光伏市场国内逆变器出货占比均有显著提升。其中，欧洲作为传统的出口市场，国内 逆变器出货占比从 56%进一步大幅提升至 77%；印度、越南等国主要以地面电站为主，是 目前最火热的光伏市场之一，且本土缺乏有竞争力的光伏企业，因此近年来众多国内逆变器 企业大力开拓印度市场，2019 年国内逆变器出货占比从 2018 年的 34%大幅攀升至 61%；国内企业在拉美地区表现同样出色，2019 年出货占比提升至 58%。目前国内逆变器在美国 和日本渗透率尚低，一方面是由于两个国家市场进入门槛比较高且拥有竞争力较强的逆变器 企业（美国是 SolarEdge 和 Enphase、日本是 TEMIC、Omron 和 Panasonic），另一方面 是因为国内逆变器企业进入市场较晚，与国际品牌及当地的本土品牌在销售渠道竞争方面还 存在劣势。不过近年来国内逆变器企业仍然呈现出加速渗透的态势，2019 年美国和日本中 国逆变器出货占比分别从 19%和 9%提升至 34%和 23%。
3.2. 趋势二：中游企业加速崛起，落后企业陆续退出
行业内多数企业开始采取集中竞争战略。 面对越来越细分的光伏市场演变趋势，逆变器企业 在业务定位和技术路线选择上也越来越呈现差异化发展的趋势。其中，阳光电源、正泰、科 士达等少数企业覆盖除微型逆变器以外的全部类型逆变器，上能电气和特变电工聚焦于集中 式逆变器产品，组串式逆变器竞争相对较为激烈，华为、锦浪、古瑞瓦特、固德威等企业都 在努力深耕工商业和户用逆变器市场，小部分企业专注于集散式和微型逆变器。
受益于细分子领域的集中竞争战略，中游企业加速崛起 。根据 Wood Mackenzie 发布的《Global PV Inverter and module-level power electronics inverter market 2020》数据显示， 受益于组串式逆变器市占率提升以及锦浪、固德威等中游企业采取了集中竞争战略，深耕工 商业分布式和户用市场，可以看到 6-10 名的逆变器企业市场份额近年来有所提升，从 2017 年的 14%上升至 20%，相比之下前 5 名的市场份额则从 2017 年的 59%下滑至 2019 年的 56%，中游企业加速崛起。
行业持续整合，落后企业加速退出。 展望未来，自主研发能力弱、对市场变化敏感度不高和 新市场拓展能力差的企业，后续的生存空间将会愈发困难。2019 年 7 月 ABB 宣布将逆变器 业务出售给意大利 PIMER，此次收购已于 2020 年 3 月初正式完成；德国 SMA 集团下属的 SMA（中国）在中国境内的三家公司在 2019 年 2 月完成 MBO 后更名为爱士惟；施耐德退 出集中式光伏逆变器业务，只做分布式逆变器；因营收大幅下滑的上市公司茂硕电源，也已 经在谋求转型；前身是兆伏爱索的 ZeverSolarGMBH 已经宣布正式停止开展逆变器业务。
3.3. 降本路径：功率大型化、原材料国产化和技术优化
功率大型化： 近年来逆变器单机功率大型化趋势基本确立，目前集中式逆变器主流产品正在 从 500KW-630MW 过渡到 1.25-3.125MW、组串式逆变器正在从 50KW 以下过渡到 50-175KW。功率大型化摊薄了不变成本，为逆变器带来了单位功率成本的下降以及盈利能 力的提升。根据上能电气招股说明书的信息，3.125MW 集中逆变器单位成本基本与 630KW 持平，主要是因为 630KW 经历多年的发展成本已经大幅优化而 3.125MW 作为新产品未来 成本还有较大的优化空间，但毛利率相比 630KW 要高出 6pcts 以上；同样的 175KW 组串 式逆变器的单位功率成本相比 20KW 以下的产品要低 0.21 元/W，毛利率要高出 10pcts 以上。
原材料国产化 ：光伏逆变器的原材料成本占产品成本的 80%以上，其中 MOSFET 和 IGBT等半导体为核心的电子器件，产品技术门槛较高，目前主要由德国英飞凌、日本三菱、富士 等国外企业供应。目前我国一线逆变器厂商主要功率期间大多选用进口产品。近两年收到国 际贸易因素的影响，国内逆变器企业对于供应链的安全愈发关注，国产替代加速成为国内 IGBT 供应商打开市场的突破口。当前国内 IGBT 行业已经能够具备一定的产业链协同能力， 部分逆变器企业也正在逐步接受国产 IGBT，国内 IGBT 的销量也在持续上涨。随着国内 8 英寸 Fab 厂产能大幅开出，国内 IGBT 在技术、成本等各个方面都将更加具备竞争优势，国 产替代的进程也必将加速从而降低国产逆变器原材料成本。
技术优化： 一方面，随着未来硅半导体功率器件技术指标的进一步提升、碳化硅等新型高效 半导体材料工艺的日益成熟、磁性材料单位损耗的逐步降低，并结合更加完善的电力电子变 换拓扑和控制技术，逆变器效率未来仍有进一步提升的空间；另一方面，未来逆变器电路、 体积等方面仍然存在进一步优化的空间，从而进一步节省半导体和箱体材料。
3.4. 盈利能力：中短期有望随海外渗透率提升和降本维持在较好水平
多重因素作用下逆变器价格逐年下跌。 从产品价格上来看，随着传统光伏市场趋于稳定，逆 变器企业在传统市场中的竞争加剧；与此同时，国内企业加快出海，越来越多具备成本优势 的中国企业参与到新兴市场的竞争中，光伏逆变器全球化竞争也愈发积累。此外，由于行业 降本增效的压力，逆变器成本优化带动售价逐年下降。在上述多重因素的作用下，集中式逆 变器价格从 2014 年的 0.28 元/W 降至 2019 年的 0.12 元/W 左右，组串式逆变器由于竞争更 为激烈，价格降幅较大，从 2014 年的 0.54 元/W 降至 0.22 元/W。
中短期盈利能力有望随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。 虽然近年来逆变器价格下降 幅度较大，但是从国内企业的毛利率数据看，除个别企业受到 2018 年 531 新政影响当年盈利能力略有下滑外，近年来国内逆变器企业毛利率有持稳甚至上升态势，主因一是中国企业 加速向海外高毛利地区渗透，二是逆变器产品的降本幅度冲抵了价格下跌的不利因素。从当 前时点看，微观企业的盈利仍然在持续验证中观行业边际向好这一事实，中短期国内逆变器 厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。
受益于全球光伏装机增长和逆变器存量替代需求释放，逆变器需求有望持续高增。 逆变器内 部 IGBT 等电子元器件的使用寿命普遍在 10-15 年左右。2010 年全球光伏新增装机达到 17.5GW，首次达到 10GW 以上规模，随着全球各地原有光伏发电设备的老化，整个光伏市 场对更换逆变器的需求正在持续增长。受益于全球光伏装机增长和逆变器存量替代需求释放， 逆变器需求未来有望持续高增， 2020-2023 年 全 球 逆 变 器 总 需 求 量 分 别 为 125.6/167.1/197.6/227.4GW，市场空间分别为 210.7/262.6/295.4/326.6 亿元。其中，由于 工商业和户用分布式市场发展迅速且越来越多的地面电站开始使用组串式逆变器，组串式逆 变器需求增速预计将快于行业整体增速，我们测算 2020-2023 年全球组串式逆变器总需求量 分别为 74.5/99.6/118.2/136.4GW，市场空间分别为 152.4/189.5/213.6/236.8 亿元。
国内逆变器企业竞争优势明显，海外渗透率持续提升。 受到中国市场政策波动影响，尤其是 2018 年 531 新政后，国内逆变器企业加快拓展海外渠道，加速海外布局。2019 年我国光伏 逆变器出口规模约为 52.3GW，同比增长 176.7%。近年来随着国内逆变器企业快速发展， 国产逆变器产品的质量逐渐接近海外老牌逆变器企业，与此同时国内的人工、制造成本相比 海外企业更低，因此国内逆变器企业在海外的竞争优势较为明显。目前国内企业在欧洲、印 度、拉美等主流市场的市占率分别为 77%、61%、58%，在美国、日本的市占率为 34%和 23%，后续凭借较大的竞争优势渗透率有望进一步提升。
海外出货占比增加&成本优化助力，逆变器企业盈利能力稳中向好。 虽然近年来逆变器价格 下降幅度较大，但是从国内企业的毛利率数据看，除个别企业受到 2018 年 531 新政影响当 年盈利能力略有下滑外，近年来国内逆变器企业毛利率有持稳甚至上升态势，主因一是中国 企业加速向海外高毛利地区渗透，二是逆变器产品的降本幅度冲抵了价格下跌的不利因素。 从当前时点看，微观企业的盈利仍然在持续验证中观行业边际向好这一事实，中短期国内逆 变器厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。
投资策略： 受益于全球光伏装机增长和逆变器存量替代需求释放，逆变器需求有望持续高增。 与此同时，由于竞争优势显著，国内逆变器企业加速海外布局抢占市场份额，中短期国内逆 变器厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平，我们认为未来逆变器 企业业绩有望持续高增， 重点推荐全球逆变器龙头阳光电源、组串式逆变器优质企业锦浪科 技和固德威，建议关注上能电气。
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（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：安信证券）
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储能技术路线选择：锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出
户用光伏发电有什么推广方式比较好，其实还是要回归产品的本质。
对于用户来说户用光伏就是一产品。那么作为市场的推广者在进行推广的时候还是要回归产品的本质。
首先分析产品的优势。也就是告诉用户这样的产品能给自己带来什么，能给自己带来哪些价值。
其次为何会选择我。品牌优势、服务优势、产品优势。
第三用户的诉求点。用户安装光伏的初衷是什么，他们对产品所担心、犹豫的是什么。
掌握自己的优势、劣势，明白了用户的诉求点，我们可以选择展销会形式，地推，行业、地方媒体推广，地方社群传播，邻居推广等。
当然推广方式因人而异，因市场而异，但是最好的推广更是离不开好的产品和服务，这是前提也是核心。
光伏新政下户用怎么做
(一)从长时储能需求说起
储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电(认证周期长、一致性要求高)进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。
海外借鉴：德国户用光伏与储能的发展依赖经济性。德国光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高，新增装机以经济性驱动的户用为主；相应地，随储能系统成本的下降，用电侧储能装机占比持续提升，单户规模约8.5kWh，与非光伏发电时段的单户用电量基本匹配。经测算(俄乌冲突之前)，德国500_/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期4.28年，具备良好经济效益。
国内展望：发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h(0.2wh)。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR.我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。
国内展望：用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷(平)，每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算，广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。
(二)锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出
国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电(认证周期长、一致性要求高)进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。
钠电：产业化的进程快于市场的预期，主要基于高锂价带来的理论上的成本优势，以及锂电产业链的复用。从电池到正极、负极、隔膜等产能大部分可以通用，这个跟光伏领域的单晶多晶之争、异质结不同，成熟产业链的阻力非常小。钠电不会颠覆锂电龙头的竞争格局，更多地是行业β的机会，我们更需要寻找钠电和锂电在材料端的差异，比如石墨负极和硬碳/软碳的工艺和成本差异，几条不同路线正极前驱体性能和成本差异、集流体材料的差异等等。
氢能：产业链庞杂，包括制氢、储运、加氢、电堆等，最像三大化石能源中的天然气，虽然最清洁，但基于其运输瓶颈未来在能源领域大概率是补充，而不是主角；氢能的应用参考巴拉德的年报可以分为公交、重卡、船用、备用电源，在时长和功率层面要求高的领域最为适用，高功率才是氢能的核心竞争力。更简便的办法是去找柴油和燃料油的替代领域，单看商用车市场可能没多少，但看柴油和汽油的消费量，前者更大，氢能估值的天花板是否可以用柴油的需求来衡量？更长周期，氢能在能源领域的应用之外，是大量的工业领域(尤其是化工)的减排需求。
液流体系(钒电)：安全性、长寿命以及易回收等优势，长期来看是储能最优的解决方案，但产业化受制于钒资源的稀缺性和钒的提纯工艺。另外，由于液流体系和氢燃料电池在结构上的相似性，氢能产业的发展速度、燃料电池的产业链能力也同样影响了液流体系的产业化进程。燃料电池产业链尤其是材料环节和龙头竞争力将大部分传承给液流体系，我们更关注在电堆中，氢燃料电池和液流电池的共用组件部分，比如双极板、质子交换膜、气体扩散层等，单一技术路线的应用空间不应该是上游材料的估值天花板。
我们的结论：钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会。我们以钠电和锂电的负极为例，寻找在原材料端的差异，酚醛树脂、生物质均是钠电不同于锂电的负极原料；我们以氢能电堆和液流电池的双极板为例，对于共用组件石墨双极板来讲，长期来看在液流电池中的应用很可能远远大于氢能电堆。
(三)乘新能源之风、寻材料类平台
国内目前具备全球竞争力的新能源赛道，可以类比1970-2000年电子产业在日本的地位。强大的政策扶持、技术推动的变革和成本下降，是一个全新的、技术驱动、在全球没有竞争对手的行业，光伏和锂电的崛起就是典型的案例，因为新能源市场的机会和增速被市场认可，资本投入下一代技术导致的变革也最为迅猛，比如电池环节的锂电-钠电-钒电甚至氢能，比如光伏领域的PERC-TOPCon-HJT-钙钛矿。
对于新能源技术的快速迭代，我们认为，电池和光伏龙头企业由于资金、人才、规模等因素具备天然的优势，但依然没办法完全避免新技术带来的新生力量。与此同时，上游优秀的材料龙头，面对技术路线之争带来的下游集中度走向分散，将在整条产业链的话语权增强。新能源领域单一技术路线的需求和应用空间，不应该是上游材料龙头估值的天花板，我们看好在新能源高速成长和快速技术迭代的长周期里，出现具备中国特色的材料类平台企业。
日本国内电子行业的崛起和完整的纵向产业链，带动了一系列上游材料集团的产生。日本电子产业2000年前后的繁荣和衰落，对日本电子材料企业的影响微乎其微。至今，日本依然在电子上游的元器件、材料和精密设备市场实力强劲，依然保持全球的领先地位。材料和设备由于认证周期、规模效应、产品一致性等等属性，可以在更长周期上保持龙头的领先地位和壁垒。
日本电子材料企业长周期的财务表现稳健。21世纪以来日材料企业ROE中枢维持在8%合理水平。住友金属矿山及信越化工这净利率呈上升趋势明显，二者业务中起拉动作用的分别是资源业务及半导体硅业务。日本企业逐步明确全球产业链中的材料及零部件供应商定位。虽然，2000年以后日本电子产业产值开始急剧减少，但是企业电子材料相关业务营收却呈上升趋势，增速与全球半导体销售增速基本匹配，同时，经营利润率亦有小幅提升。
户用光伏发改委备案流程
1、地方筹措资金到位的村级扶贫电站(竞争会非常激烈，但只要现金流安全，适当降低利润率追求会有不错的效果)；
2、高电价、自发自用比例50%以上的工商业分布式(即便没有补贴，考虑系统投资的快速下降，收益率也尚可。有地方补贴的地区更是不可多得优质项目)；
3、户用光伏(目前虽尚不确定，但这是此次光伏新政中最有可能通过沟通协商获得突破的细分市场了。接下来应该是全款或分期付款的时代，重点应该放在规范标准和售后服务上，同时尽最大可能降低度电成本，为平价上网做出贡献)；
4、不需要国家补贴的项目和市场化交易的项目(无补贴的市场化交易项目将是未来分布式的主流)；
户用光伏发改委备案流程主要包括材料准备、备案申请、审核公示及备案审批等步骤。根据不同省份和地区可能会有所差异。
户用光伏发改委备案流程是指业主在完成光伏发电设备的安装并通过产权方的审批后，需要按照国家的相关规定进行备案。其主要流程包括材料准备、备案申请、审核公示及备案审批等步骤。材料准备：业主需准备好光伏发电项目的各项材料，包括设备清单、安装验收报告、电网接入协议、电站方案等。备案申请：业主在备案前需提前向当地发改委或能源局进行咨询，了解备案要求及申请表格等。然后填写相关申请表格，并提交到发改委或能源局。审核公示：审核部门会对提交的备案材料进行初审和复审，如发现问题会要求补充或更正。审核通过后需在官方网站上公示，通常时间为7个工作日。备案审批：备案审核通过后，发改委或能源局会进行备案审批，并颁发备案证明。不同省份和地区的备案流程可能会有所差异，需要具体咨询当地发改委或能源局相关部门。
光伏发电项目备案需要注意哪些问题？光伏发电项目备案时需要注意以下几个问题：1.业主需提前了解当地的政策法规及备案要求；2.备案前需办理好电力接入手续；3.光伏发电设备需要安全可靠、符合国家标准才能通过备案；4.备案后也需要按照相关规定进行年度报告等工作。
户用光伏发改委备案流程是光伏发电项目建设的必要环节，业主需按照规定准备好材料、填写申请表格并提交至相关部门进行备案。同时，在备案后还需按照相关规定进行年度报告等后续工作。
法律依据：
《中华人民共和国新能源法》第十一条规定，建设光伏发电项目应当符合技术标准和安全标准，经过合法审批，按照规定纳入规划。实施光伏发电应当在电网企业和用户之间签订合同，并按照规定的购电价格进行交易。
