电新行业市场信息：9月光伏产业链系统调研汇总分享-20190925-申万宏源-55页 (2).pdf

1）隆基股份）隆基股份1-1）隆基股份电池工厂实地调研）隆基股份电池工厂实地调研1-2）隆基股份中报解读交流）隆基股份中报解读交流2）通威股份）通威股份2-1）通威股份策略会交流）通威股份策略会交流2-2）通威股份中报解读交流）通威股份中报解读交流3）中环股份）中环股份3-1）通威股份策略会交流）通威股份策略会交流3-2）通威股份中报解读交流）通威股份中报解读交流4）阳光电源）阳光电源5）东方日升）东方日升6）福莱特玻璃）福莱特玻璃7）信义能源）信义能源+信义光能信义光能8）中来股份）中来股份9）爱康科技）爱康科技10）中利集团）中利集团11）阿特斯太阳能）阿特斯太阳能12）晶科能源）晶科能源13）异质结与）异质结与 TOPCON 技术论坛技术论坛14）第二次技术论坛）第二次技术论坛2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 320190910 隆基股份（隆基股份（601012）调研纪要）调研纪要实地调研实地调研时间：时间：20190910地点：泰州地点：泰州一、公司介绍泰州隆基乐叶介绍：电池生产线 16 条、产能 2.4GW。电池片生产流程：1）制绒，去除表面损伤层和污染层，并形成特定的绒面以降低反射率；2)扩散，在 P 型衬底硅片上，在高温下形成表面磷掺杂，从而得到 PN 结；3）刻蚀，去除侧边与背面 N 型层，形成绝缘结构，去除表面磷硅玻璃（PSG）；4）退火，提高少子寿命，提高电池效率，形成氧化层来达到抗 PID 效果；5）镀膜，形成钝化减反层，提升电池片效率（PERC 是正面镀 SiN，背面镀 SiN 和 Al2O3）；6）印刷烧结，印刷将硅片正反面印导电电极浆料，通过烧结工艺，形成电池片的正负电极；7）测试分选，测试电池片电性能，对电池片进行分类；8）包装，对电池片进行包装，送到组件厂。二、问答环节：电池片环节：Q：电池片成本如何？A：行业平均非硅成本每片电池片 1.6 元/片。Q：公司老产线的设备先进性？A：目前不落后，当时进口的国际最好的 PECVD，新工厂用的更先进的 ALD（国产、自主研发）。Q：现在设备是否兼容 166？A：承载硅片的设备做改动即可，明年 3 月份泰州工厂全部可以生产 166。技改成本在 1 亿元左右，技改后产能增加 20%，可以达到 2.7GW，每条线技改时间约半个月。Q：电池分选如何分类？A：电池分为 A、B、C 三等，A 级自用、B 级卖给小企业、C 级有些企业也会使用。目前 A级率达到 96以上，目标是达到 98%。A 级片和 B 级片价格有差异，折价 12 元片。Q：集团从哪些方面考核公司？A：考核利润，产能也折合到利润中。Q:泰州工厂后续扩产计划？A：目前厂房已经比较拥挤、不会扩产。可能会新建产房。Q：目前公司有 1300 人，自动化率如何？A：行业内自动化率差不多，设备本体自动化程度很高，但是环节与环节之间的连接还是需要人工。碎片、卡片、设备维修都需要人工，人工主要解决运输和异常问题。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：新建的厂房会预留空间吗？A：平媒隆基新厂房预留很多空间，为未来电池技术的发展留有空间。Q：新工厂投产后需要多少人？A：和目前工厂配比差不多。每个车间有 300 工人，泰州工厂有两个车间。Q：现有产线改成 TOPCon 容易吗？A：应该容易改，但目前没有这个计划。TOPCon 成本因为两面印银浆、所以生产成本比较高，虽然有一定的效率和性能优势，但是成本差异比较大。Q：电池背面有背银吗？A：只是焊接部分有少量背银，其他部分都是铝浆。Q：现有产线可以做大硅片吗？A：现在做 M9 或 M12，扩散炉等设备就要更换了，所以现有的设备做 M6 是极限了。Q：M6 和 M2 产线可以无缝切换吗？A：不能来回转换，只要切换就需要更换承载硅片的设备。Q：M6 和 M2 成本差异如何？A：M6 单瓦成本较 M2 降低 0.1 元/W（从硅片到组件端）。Q：硅片采购价格与市场价格相比如何？电池片售价与市场价格相比如何？A：一样。Q：明年年底公司的 M6 电池产能多少？A：至少 15GW。目前银川已经有 4 条线开始生产。组件环节：Q：组件端改造技术方向有哪些？A：叠瓦目前还没有计划，现在主要是整片和半片的组件按照 M6 改造。Q：未来组件技术趋势和隆基的技术选择？A：接下来隆基以单玻和双玻的半片为主。Q：明年会全部换成 M6 组件吗?A：目前滁州基地已经在做 M6 组件了，明年会全部换成 M6 组件。Q：泰州组件厂有多少工人？产能是多少？A：工厂工人约 1800 人（4GW 标配），不含组件研发的 400500 人。产能是 4GW。Q：目前的双玻占比？A：当前双玻占比较少，主要是半片，需要看订单。去年三季度双玻占比很高，是因为订单主要是来自于埃及。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：公司用的玻璃厚度？A：从 3.2mm 降至 2.8mm。Q：公司组件的封装损失？A：分工艺。公司的封装损失约为 1.2。Q：目前工厂的库存情况如何？A：300MW，约 1 个月。Q：产线生产双玻和单玻的效率和良率差异如何？A：差异不大。Q：公司的双玻组件是否有框？A：双面有框（全框）。去年有生产无框的，在四个角包装，主要看订单需求。Q：今年订单情况如何？A：今年第三、四季度产能比较紧。Q：是否有叠瓦和拼片组件？A：滁州有叠瓦组件，目前没有拼片。Q：现在是否全用 EVA？A：双玻是用 POE。Q：双玻成本增加是否明显？A：两层玻璃成本高、POE 成本比 EVA 成本高，电池片的成本也比单玻高。Q：目前双玻渗透率的提升是否会受制于成本？A：效率提升可以弥补成本的增加，目前在往这个方向走。Q：公司的产能是否有提升的空间？A：16 条线刚建好时是 2GW，现在已经提升到 4GW，但后续产能提升会更困难一些。在当前的设备状态下，极限产能可以达到 4.2GW 以上。Q：半片较全片功率提升多少？A：60 型提升一档（5W）。Q：组件技术近年技术迭代速度如何？A：有所加快，目前技术迭代主要是以前有的技术更顺利的用到量产中，包括半片和叠瓦。目前来看半片是主流，半片的工艺与整片基本相同，只是增加了人工成本；叠瓦设备与常规的设备不同，功率更高但是成本也比较高。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 320190829 隆基股份中报业绩沟通纪要隆基股份中报业绩沟通纪要时间：20190829嘉宾：董事长 李总，董秘 刘总一、基本情况介绍531 后组件价格下降，刺激了去年四季度开始的海外市场爆发。全球有 16 个国家年装机达到 GW 级别，今年预计有 24 个国家到 GW 级别。重点在美国和欧洲增长非常强劲，我们认为海外市场增长未来几年是确定性很高的事情。装机增长带来单晶硅片供应紧张，今年 7 月我们已经对部分客户无法发货，主因去年年底和今年年初我们有一些大客户签订了一年期长单，并支付预付款。虽然我们的产出在逐月提升，但速度赶不上需求增速。到 7 月份我们的产能已经无法满足部分长单客户需求。公司加快新建项目进度，云南二期两个拉棒基地这个月底进入试产，设备在今年年内可以全部到位，明年一季度可以实现满产。我们新公告的 15GW 项目正在加紧建设，明年中期设备应可全部到位。我们早期规划 2021 年达到 65GW 产能，现在看明年年底就能实现。二、公司对颠覆性技术的看法最近一期国家电投电站招标，投标价格在 3.7 元/W 左右。成本构成里电池片约 0.95 元/W，剩下的成本都是为了保护电池片或支撑组件或收集能源，如玻璃、边框、支架、电缆等。领先电池厂按照 3.12 元/片买到硅片后成本应在 8 毛多，目前还有一定盈利。硅片厂成本在 2块钱左右，以硅片成本价计算电池片应为 6 毛/W 多。未来行业进步后电池片应会低于 6 毛钱/W。钙钛矿即便成熟了，能够取代的只有不到 6 毛钱的电池片，其他成本不会被降低。若其转换效率较低，则保护支撑成本还会上升。若其效率仅为晶硅的 70%，则其余成本会有30%的上升。因此即便钙钛矿成熟，单晶硅技术路线也不会轻易被颠覆。而单晶硅路线取代传统能源的确定性已经很强。对比半导体和太阳能，芯片成本构成中硅片成本只占到 3%，电池片中硅片成本占 60%-70%，两者完全不同。半导体产业中对硅片成本关注度低，主要关注品质，另外会关心下游通量，因此 12 英寸带来的通量上升非常有价值。半导体 8 英寸约 200 元，12 英寸约 800-900 元；12 英寸单位面积价格约为 8 英寸两倍，但加大了通量，降低了下游成本。但若太阳能硅片单位面积售价变高，则其降本逻辑不存在。电池若转换效率没有本质提高，则对电池片的保护、支撑、收集成本不会降低。因此 2 块300W 组件和 1 块 600W 组件的成本相差无几。硅片变大会降低 LCOE，但前提是在光伏系统设计冗余范围内。比如原有很牢固的支架，同样的支架可以装配更大的组件，从而摊薄单瓦成本。因此，系统设计有冗余是大硅片降低度电成本的前提。此前我们向 M4 转移时，并非我们本意。若硅片统一到 M2，则会简化很多设计。2018 年一些电池厂商由于自身竞争力的问题，开始对尺寸做加大，因此我们有责任再次统一标准。我们根据电池厂、玻璃、组件、运输等环节的问题做了很多调研，酝酿一年后推出 166，行业多数认为该规格兼顾行业现状。单结硅电池理论转换效率 29%，量产 25%基本会到极限。双结电池理论效率 41%，未来可能做到 30%甚至 35%，目前很多企业已经投入研发工作。主流观点认为第一层是单晶硅是确定2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3性的，但 N 型 P 型是不确定的。另一层结构到底是钙钛矿，还是别的东西目前还不确定。目前我们认为 P 型 PERC 是性价比较高的路线。隆基在 2006 年就对技术路线做了深入研究，当时认为 N 型单晶未来成本最低，但 PERC 出现后我们不再坚持 N 型最优。我们在研发上还是保留了相当的资源研发 N 型，TOPCON 等技术我们有能力量产。单 GW 设备成本上，PERC2亿，topcon3-3.2 亿，HJT 要 7 亿。以三月前价格计算，P 型 perc 回收期 1 年，topcon 2-2.5年，HJT4-5 年；以今天价格计算，分别要 4、7、15 年以上。未来设备国产化后投资会降低，包括低温银浆成本也可能下降。若 N 型单晶生产比重过大，价格能否维持目前 5%价差需要评估。国内多晶硅料还无法满足 N 型产品大规模稳定生产，今天少量的 N 型产出，原料都是进口的。多晶硅料上要消除这种差异比较困难，目前万吨多晶硅料国内投资在 9 亿左右，但国外经验表明投资需要到 13 亿的水平才能保证更好的品质。三、上半年经营情况说明2019 年上半年，上半年全球装机达到 47GW，公司生产经营整体平稳。硅片生产了 28.5 亿片，增长了 74%；外销 21.5 亿片，增长 183%；海外销售 3.89 亿片，增长 29%；自用 7.9 亿片，增长 1%，收入 85.2 亿元，同比增长 95%，毛利率提高 6 个百分点至 23.2%。组件产量 3.83GW，同比增长 8%，销售 3.19GW，同比增长 21%，海外占比 76%，2.42GW，增长超过 250%。双面组件 910MW，占比 24%，增长超过 550%。自用组件 260MW，同比减少。组件销售收入达到 64.8 亿元，同比增长 5%。毛利率 28.4%，同比增长 4.6 个百分点。电池环节，自 产 2.1GW，增长 21%；外购 2.34GW，略降低；电池对外销售 710MW，收入6.4 亿元。电力收入 3.76 亿元，同比增长 15%，毛利率 64%左右。电站处置方面一季度转让电站 107MW，获得投资收益 9400 万，二季度没有实施完电站转让。截至 6 月底公司在手电站 920MW，其中地面 420MW，分布式 500MW。上半年公司硅片非硅成本下降 31.7%，电池下降 10%，组件下降 6%。公司硅片产能 33GW，组件产能 13.3GW。电池、组件的产能还是稳步推进，2021 年底实现20GW 电池、30GW 组件，整体速度可能加快。四、问答环节Q：硅片 19 年、20 年全年平均产能，19 年外部出货量如何？非硅成本什么水平？21 年产能规划如何？海外组件毛利率和国内是否有差异？A：今年年底银川 15GW 做不出贡献，云南项目 8 月底开始试产，12 月设备到位，到年底能满产一半，总产能会到 40GW 左右。今年计划硅片总量在 60 亿片左右，到 65 亿片也有可能。组件出货全年平均下来海外占比可能还是高于 60%的水平。国内组件价格最近有下降，海外锁定时间比较早，情况较好。近期行业里一些报价我们也比较困惑，我们认为纯粹是清仓价格。非硅成本不太好预测。Q：对明年海外签单需求有没有展望？166 产品的收益和进度如何？双面我们的占比较高，2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3但行业整体推进速度低于预期，如何判断未来推进情况？A：明年组件业务上我们有更大的目标，目前我们海外订单的情况十分好，到年底海外订单很有希望达到 8-10GW 水平。166 已经作为主打产品在走了，国内外客户反响都很好。只要电站设计没有完成，都很愿意使用我们的产品，可以带来 5 分钱以上的 BOS 成本节省。预计明年组件产品中半数以上使用 166。双面组件我们认为推进很顺利，相信 2、3 年内地面电站都会以双面为主，因其成本上升有限，发电量增益明显。部分项目由于体制原因多发的电会有限电，但这并不是经济性的因素。目前一些工商业水泥屋顶，刷上白油漆也很愿意用双面。Q：明年 1、2 季度行业扩产增速较快，公司投产一直超预期，电池片、组件投产更快，明年整体战略目的和价格战略是什么？今年下半年国内竞价启动，公司硅片是否供不应求，下半年会不会以价格差异的形式供货？A：我们判断按照现有行业规划到明年年底单晶硅片产能会到 170-180GW 的水平，如果市场需求到不了 200GW，则硅片过剩就会发生。若明年行业按正常逻辑发展到 150-160GW 的规模，单晶已经完全可以满足市场需求，届时恐怕必须通过价格策略清场洗牌。若明年光伏市场没有超预期发展，价格战必然发生。下半年硅片供不应求，但隆基对价格调整很谨慎，能不调就不调。我们一直希望推动行业与传统能源竞争，我们不会利用市场短缺的状态主动调整价格。隆基电池片的扩产早期希望保持在组件一半左右，最近战略调高了自有电池片比例，主因电池供应安全感不强，过大比例外协难以保证业绩稳定性。Q：N 型大规模推广时点？P 型转 N 型单位追加设备投资？A：我们会持续关注 N 型路线，评估频率达到季度，到目前无法明确给出时间表，因最优技术路线难以判断。PERC 产线向 HJT 转换很难，基本需要重置，只有印刷设备可能继续用。转 Topcon 大概 1 个亿的水平。Q：公司上半年经营周转效率明显改善，主要原因？近年来一些大型发电企业通过买存量电站达到配额制指标，未来会不会影响国内增量？更看好双玻还是透明背板？A：存货、应收周转都有提升。国外收款周期一般在 60 天左右，国内大概 100 天，国外占比提升导致周转率提高。存货上我们按照 FOB 确认收入，最近在持续清库，三季报、年报我们存货这一块还会有改善。存量电站是已经发生的事，可能能够满足配额要求，但对整体能源结构改善没有贡献。国内能源利益格局过于复杂，依然不能市场化。例如消纳问题，电网自身的调节能力没有发挥出来。今明年我们判断国内是 30-50GW，后年平价上网后国内市场确定性会强一些，但这对我们影响不大。我们认为双面双玻是趋势，透明背板目前还没有说服我们。我们也在努力通过玻璃薄片化降低玻璃成本。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：怎么看未来单多晶价差？类单晶产品价差怎么看？未来全球装机量顶部在哪里？A：我们认为如果明年市场发展到 150-160GW，单晶能够满足全部需求，无论多晶、铸锭单晶都会被清场。我们是可以使用多晶硅料的，能够降低成本，但会影响 10%的产能。到单晶产能富裕时，我们可以更精耕细作，成本会降低。单晶硅片做出来一般只有两个档位。铸锭单晶拖尾很长，做出来有 5-6 个档，下游无法容忍。现状是单晶硅片短缺时它可以弥补空缺。我认为全球装机 5 年后 300GW，10 年后 1000GW 是有可能的。Q：组件出货价格展望？电池片价格下调后外协价格如何定？利息支出同比增长的原因？A：3 季度海外价格没有太大变化，甚至可能比 2 季度高，主因签单时间长，今年 3 季度的单子部分来自于去年四季度等，价格可能更好。外协我们还是双经销的概念，平煤隆基使我们比较稳定的协作单位，之前价格高时给我们的价格有优惠，现在价格低我们给他一定保护。其他都是遵循市场。最近电池片每个月外采也就 3000-4000 万片，占比不大。我们今年有息债务比去年 6 月底比增加了 26 多亿，同比利息支出是增加的。Q：三项业务产业链未来竞争格局的展望？单晶硅片非硅成本是否有瓶颈？10 年后全球装机1000GW 的判断依据？A：我们以单晶硅片作为核心，希望谋求 50%的硅片市场份额；组件环节是重要的下游通道，我们过去几年可融资性评级上升很快，明年、最迟后年我们可能成为 3A，隆基这几年建立的国际品牌形象，以形成畅通的下游通道，希望做到 20%的市占率；电池片希望保持技术领先，但我们希望保留一部分外协，不一定要做那么高的自供比例。非硅成本我们一直在做，一直在超预期。我们判断的未来三年极限成本我们往往一年就突破了，所以无法明确给出极限。1000GW 的全球需求来自于我们对全球能源革命、能源替代的考虑。今天光伏在全球大部分地区是最廉价能源，短时间内会在全球绝大部分地区成为最廉价能源。同时储能技术也在快速进步，光伏+储能是未来人类能源的终极解决方案，替代传统能源是必然的。我们根据在2050 年实现 50%、70%、100%能源结构是清洁能源进行情景测算，如 100%，则每年 2000GW要安装 20、30 年；50%替代率则每年 1000GW 要安装 20、30 年。Q：第三代 PERC 技术转换效率提高 0.3%介绍？无缝焊接技术情况？明年组件价格判断？A：新一代设备使效率提高 0.2%，新工艺提高 0.3%，银川基地能到 22.5%。无缝焊接部分基地在推进。组件效率上略差于叠瓦，成本上比常规产品还低，未来可能针对不同市场来推。叠瓦可能推屋顶，无缝焊接可能推地面电站。产业链继续降本空间从绝对值上越来越少了，今后 3、4 年可能还会实现 30%-40%的成本降低。明年的情况不好预判，海外价格偏稳定，降幅不大，但国内市场很难讲。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：分部报表里硅片毛利率 30%多，和合并报表 23%的差异？隆基乐叶亏了 8000 万的原因？电池片产能低于组件为何外销？组件销售模式是分销还是直销？A：分部报告里包括内销部分，合并报表是外销。乐叶生产基地小，主要是销售平台，各公司之间的转移定价是由集团来定的。个别单体子公司可能亏损，但整个组件事业部是盈利的。卖电池片是因为我们在发展客户过程中部分客户对电池片有需要，但是占比不大。我们泰州、合肥电池片生产基地都是老 PERC，转换效率不占优。隆基组件是高效的品牌形象，不太好用老 PERC。我们最主要是直销。大型地面电站都是直接对接客户，对屋顶的客户是要通过分销的，我们也已经在区域市场建仓了。因为屋顶客户要求速度快、要的量又少，从国内发货不划算。现在大概 20%分销，80%直销。Q：硅片非硅成本领先程度？海外组件销售可否差异化定价？A：非硅不能说，组件我们是有溢价的，因为我们可融资性、客户信任度、供货保障能力很强，具有大概 2-4 分钱的溢价。20190828 通威股份通威股份策略会交流策略会交流纪要纪要时间：20190828嘉宾：IR 王银超一、业绩说明:硅料方面：现有产能 8 万吨，其中老项目 2 万吨，新项目 6 万吨。老项目处于满产满销状态，单晶料比例在 82%左右，年底将达到 85%左右。乐山新项目目前处于满产状态，年化产能达到 33000、34000 吨左右，月产销量在 2800 吨左右，目前单晶料比例在 70%左右，四季度将达到 85%左右。包头项目节奏较慢，4 月中旬至 5 月停产，目前产能爬坡到 60%左右，预计 9 月、10 月将达到满产状态，单晶料比例在 40%，四季度将达到 80%-85%。电池方面：产能达到 12GW，上半年出货 6GW 左右，下半年预计也将出货 6GW，年出货量维持在 12GW 左右，最高能达到 13GW。产品结构上，普通多晶占 3GW，单晶 perc 占 9GW。上半年盈利状况和毛利水平良好，但近两个月单晶电池片价格变化剧烈，公司 9 月份指导价格维持在 1 元左右，目前成交价也在 0.95 元-1 元之间，在这样的价格水平下，公司获利变薄，同行业公司多处于亏损状态，一定程度上也抑制了产业外部的投资冲动。公司认为，2019年上半年的好行情是不可持续的，当下时点的不利行情也是可修复的，展望四季度及明年，随着产能逐步释放，需求增加，预计电池价格会有小幅反弹，价格可以修复到公司的正常获利区间，合理毛利率在 15%-20%左右。电站方面：目前累计持有量 1.39GW。应收补贴资金在 9-10 亿左右，在公司可控范围内。自2016 年以来受补贴拖欠、资金成本尚不成熟等因素影响，公司选择性地做了光伏电站项目，未来会逐步加大这部分的投入，公司会选择优质项目投入，收益率要求 8%以上，资金成本不超过 6%。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3农牧方面：2、3 季度是产销旺季，1、4 季度对业绩贡献较小，公司全年业绩将维持在 6 亿左右。2019 年上半年饲料销量增长状况较好，其中水产增长 25%，特种饲料增长 61%，总体销量增长 17%，这与公司在这一板块“保利增量”的策略调整有关。二、问答环节Q：公司在硅料环节和电池片环节的后续产能规划有变化吗？A：硅料环节没有变化，仍维持现有产能 8 万吨，方向上会有所拓展，但具体的规模、时间、地点预计年底才能确定。电池片环节，今年在建共计 8GW 的两个项目，预计 4 季度会投入成都四期，明年上半年会投入眉山一期，届时产能达到 20GW 的体量规模，明年计划还有10GW 的扩产规模，但目前无法确定具体投入路线。Q：如何看待异质结技术路线？A：公司近两年在这一技术上投入了大量研发费用，并运用到两个项目上。其中成都项目第一片产品下线，转换效率在 23%左右，合肥项目也在推进过程中，预计年底可以跑。公司的重点攻关方向是“降成本，提效率”，降低辅料成本和设备折旧等，公司预计需要 3-5 年异质结技术才能量产甚至替代 perc，在这一过程中公司既要重视技术投资，也不会放弃当前的市场发展。Q：合肥项目和成都项目的进展情况？A：合肥项目大约在 11 月份左右产品可以下线，产能在 200 兆瓦左右，产品效率在 23%左右，设备目前还未进厂，但安装调试阶段短。成都项目产能在 200 兆瓦左右，目前处于研发和观察状态，还未进入盈利状态。Q：后续投入的电池线会兼容 12 寸硅片吗？A：新增产能会考虑，公司对于 M12 进行了测算，对电池环节有降本效果，但存量产能是不兼容的，公司没有动力去改造。新增眉山一期项目正处于招标阶段，会与厂商进行沟通，会考虑兼容 210mm 及以下产品。Q：12 寸大硅片效率更高、成本更低的原因？A：尺寸变大使得相同的运行时间和反应空间下输出产品更多，电耗等都会优化，降本空间在 10%左右，但这不足以令公司推倒原有产线，在新增产线上会考虑，同时要考虑下游需求和上游供应能力的兼容性。Q：当前 perc 产品价格比较低，这是市场的平均指标价还是个别企业的价格？A：当前市场价格比较混乱，差别区间大，公司价格一般会高于市场预估价。当前价格对于电池环节来说压力大，已没有下降空间，目前组件企业已经在出货生产，而不是一味等待价格下降，因此预测单晶 perc 产品的价格不会再持续下降，还会有小幅修复，公司毛利率可以回到 15%-20%的合理区间。多晶电池价格变动不大，已经在底部了，但公司 2013 年并购的多晶产线至今仍处于满产运营状态，仍在持续盈利。Q：电池片的库存情况？A：公司目前没有电池片库存。Q：硅料的生产成本如何？2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3A：硅料方面，老项目的生产成本在 51000、52000 左右，现金成本在 40000 左右；乐山新项目的生产成本在 41000、42000 左右，产能爬坡还有一定优化空间，单晶料比例还有提升空间，预估可以降到 38000、39000 左右；包头项目的生产成本目前在 38000 左右，还有优化空间，预估可以降到 35000 左右，现金成本在 30000 以下，公司仍有很宽的安全边际来应对行情变化。Q:电站的净利率低的原因？A:这主要与利息的处理方式有关，去年同期的利息资本化，投产、转固后财务费用增加，对净利率有影响，公司毛利率并没有太大变化，仍稳定在 60%-70%的水平，未来净利率预计在 25%-30%的水平。Q：国内生产的硅料与海外产品相比，质量和价格如何？A：进口替代是包括品质等方面的全方位替代。公司的产品品质完全可以满足隆基、中环股份等合作企业的需求，并且国内新产能的成本更低，性价比高，在这一方面海外企业的压力反而更大，OCI 压力大一些，WACKER 好一些。Q：公司电池的转换效率和非硅成本？A：公司的量产转换效率是 22.3%，单面和双面都可以生产，主要看需求。非硅成本在 0.23元左右，新产能的非硅成本预计年底达到 0.2-0.21 元的水平。Q：单晶电池片厂商上产能的速度？A：目前晶科的速度提升很快，已超越通威速度，在 3 个月时间内完成了 5GW 的项目，受经济规律制约，如果获利水平好的话，势必也会吸引更多的竞争者。Q：为什么硅料端拓展比较慢？A：硅料环节具有化工属性，对于安全、环保的管理要求高，周期属性强，拓展属性长，从动工投产到产能爬满至少需要 1 年至 1 年半。另外能否做单晶料有门槛限制，国内能大比例做单晶料的只有 3、4 家，这也是在这一环节进口替代、国产率低于其他环节的因素之一。Q:未来公司合理的 15%-20%的获利空间是基于怎样的硅片和电池片价格假设下做出的？A：电池片 1 元-2 元的价格变化幅度对公司营收有影响，但对获利影响不大。该产业的整体发展逻辑是“以量换价“，企业要通过不断的降本去补贴盈利，在当前残酷态势下，公司处于优秀企业正常的利润水平，公司可控的非硅成本可以做到在 0.23 元/W 左右的水平，大部分在 0.30.4 元/W 左右，已经被出清的台湾产能在 0.6 元/W。Q：公司电池片环节目前还处于盈利状态吗？A：从 2014 年以来已连续近 60 个月保持盈利，包括在当前的不利行情下仍处于盈利状态。Q：电池转换效率还有多少提升空间？A：多晶电池转换效率提升空间有限，单晶 perc 的转换效率目前在 22.3%，后续努力达到22.5%、23%，新兴技术的效率目标在 26%、27%左右，但具体实现时间还难以评估。Q：单晶料比例提升的工艺？A：硅料环节持续拥有稳定的状态越持久，质量越优，能耗越低。工艺很复杂，包括电压控2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3制，温度控制等多方面的持续积累，是不断寻求最优解，不断攻关的过程。75%-80%的比例已经是比较极限的状态，多晶料还是会保有一定份额。Q：一个硅棒出来是一种料还是多种料？A：一个硅棒出来还要破碎，有几十类料，分单晶料和多晶料两大类。20190815 通威股份（通威股份（600438）半年报解读电话会议）半年报解读电话会议时间：20190815嘉宾：副董事长 严虎，财务总监 周斌，董秘 严轲，永祥股份财务总监 袁仕华，通威太阳能财务总监 周丹，光伏事业部总裁 陈星宇一、业绩说明:上半年公司业绩在预告范围内，上半年利润 14.5 亿，同比增长 58%。农业方面，今年加大市场开发力度，饲料总销量增长 17%，其中水产增长 25%，特种饲料增长 61%，禽料增速 60%以上，为未来业绩持续增长奠定了市场基础。光伏板块：多晶硅业务，销量 2.28 万吨，平均毛利率 16.98%。最新情况来看，乐山 2 万吨老产能目前单晶料占比已超过 80%，且还在进一步提高，其中复投小料占整个多晶硅比例的30%，后续随着工艺的提升还会进一步增高。乐山新产能目前单月产量 2850 吨以上，单晶占比最新数据超过 60%，预计 Q3 以内，会达到 80%的单晶占比。包头从 5 月复产过后品质快速提升，预计 Q4 以内做到单晶料占比 80%以上，整体来说多晶硅质量提升快。整体产能中 2 万吨老产能，6 万吨新产能，整体至少在明年 Q1 做到 85%以上，因为预计未来单多晶会维持较大价差，只有单晶才有高盈利。电池方面，上半年电池片业务贡献主要的利润，约 10 亿左右。今年上半年单晶电池价格较高，上半年出货 6GW 左右，下半年的价格处在底部，行业里能盈利企业很少，下半年产能利用率还会进一步提升，因为上半年还有 2 个新项目在进行产能爬坡，下半年能做到正常水平，约 110%-120%。随着工艺的进步、新产能的增加，成本能有进一步下降空间。电站方面，截止上半年装机规模 1.39GW，以渔光一体为主，过程中严格按照 543 成本计划，最新情况来看，今年新建和将建的电站，所有系统装机成本都低于 4 元，在 3-4 元间，与预期相符。二、问答环节：多晶硅Q：多晶硅业务利润分拆和收入水平？对下半年展望？A：多晶硅上半年产能爬坡，收入增长不算大。下半年随着新产能释放和质量的提升，市场价格会提高，毛利率目前每个月都有提升，估计下半年两个新项目毛利率会超过 30%，老项目毛利率维持 20%。预计下半年多晶硅产能释放是上半年的 2 倍，全年 6.5 万吨左右，上半年 2 万多吨，下半年 4 万多吨。Q：多晶硅的 2.28 万吨出货中单多晶比例？A：上半年单晶比例约为 40%的单晶，老产能平均单晶比例达 75%左右，毛利率 15%-20%之间，新产能单晶比例较低，目前乐山 60%，包头 40%，9 月会到达标准水平，毛利率 30%-40%之间。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：二季度纯多晶硅的价格比较低，目前有一些亏损，从行业来看库存的情况如何？A：从行业或者公司层面来看，库存量不大，单多晶全行业库存为六千多吨，相对于国内的产能并不多。Q：多晶硅的价格见底，后面对多晶硅的价格预期如何？A：单晶硅料的价格今年相对来说没有太大的变化。多晶硅方面随着单晶硅片需求量的增大，低质量多晶硅料价格下跌幅度较大，很多企业无法继续生存。如果单晶料的比重起不来，很可能会面临较大的停产压力。企业新产能的释放更多会替代到老产能，但是我们预计价格不会有太大的上涨，但不可能回到 9-10 万的情况，因为价格一旦回去很多老产能会再度开启，最终会归于供需相对平衡的状态，我们预计下半年包括到明年上半年的周期来看，多晶硅特别是单晶料的价格会平稳上升。在未来两三个月内，国内外三家厂商会进行检修，目前情况下过去老产能有 20%的毛利，公司的老产能一直保持按月盈利的情况，新的产能还没有达产，成本已经控制在 4 万元以下，下半年毛利有 30%-40%的逐步递增。Q：目前多晶硅新产能都稳步释放以后，有新扩产计划吗？A：扩产的计划暂时还未确定，公司会根据行情、两个新产能是否运行正常与成本技术指标是否达到的情况来决定。从目前来看，两条线比预期晚一些，目前的行情处在偏淡季的时期，所以我们暂时不会在第三季度决定是否投资，四季度会最终确定启动一个还是两个项目。Q：N 型硅料占比预期如何？海外硅料企业亏损现金流为何仍继续生产？A：N 型占比目前无法预期，在全力推进研发，高度关注市场进展。海外方面，太阳能多晶硅一季度亏损严重、二季度有所好转但仍亏损，亏损下持续生产的原因在于：1）Wacker 和OCI 没有停产，目前从太阳能硅向电子硅转型；2）等待国内需求启动，看需求启动后价格可以回升到什么程度；3）上市公司不会立即停掉某项业务，会有业务上的考虑。Q：公司有无检修的计划?A：我们目前没有对检修的特别安排，如果有电网大范围的停电，公司会运用这些机会进行检修，但更多在平常运维方面做的更细以确保设备的稳定与安全。不管是老产能还是新产能，稳定的生产是我们的首要任务，老产能我们有将近 20%的毛利率，新产能中随着单晶比例的提升毛利率也会随之更高。电池片Q：上半年单多晶 PERC 销量和相应的毛利率水平？A：上半年总销量 6GW，多晶 1.6GW，剩余为单晶，多晶电池毛利率 20%出头，单晶电池毛利率接近 30%。Q：目前电池的成本如何，预期后期价格上涨的空间大概在多少？A：四季度的价格会上涨但是上涨的空间不明确。单多晶目前以多晶作为参照物，从电池到组件都作为单晶的参照物，多晶的很多厂商已经不赚钱，在单晶环节还有空间，从电站投资回报的角度来进行考虑单多晶之间可允许的价差，目前电池端的价差约在 0.25 元/W，这个价差是相对合理的。成本方面，在生产管控与品质相关的指标已经相对在极限，目前在逐步释放的是产能利用率，今年老产线产能利用率基本维持在 120%左右，新产能上半年逐步爬坡，预期到年底也可以达到 120%甚至更高。产能爬坡不会增加产线的额外投入，但会有大量的成本分摊，预期年底非硅成本同比下降 20%。2 2 6 4 7 5 7 5/4 3 3 4 8/2 0 1 9 0 9 2 5 1 6:3 3Q：近期电池价格跌的多，公司对后期价格走势看法？A：近两月电池价格下行速度快，但这几年都是如此。现在在价格底部，公司公布的电池价格在 1 元/W 左右，在实际执行过程中，既有 1 元以上的，也有低于 1 元的。现在组件厂即期释放的需求还没有，组件市场分为国内和海外，国内市场相对而言有即期拉动效果，组件一出货就可以到电站现场安装，时间更短。而海外项目由于运输等原因，有 3-6 月滞后。7月看到电池价格明显下行，下行到单晶电池价格与多晶价差在 0.25 元/W 以内时，单晶电池很具有性价比（1.1 元左右单晶电池出现性价比），但这个现象 7 月才开始出现，如果靠海外项目拉动，最快 Q4 海外项目才会切换到单晶。现在海外出货的主要还是多晶，是由于上半年单晶价格太高导致。目前多晶在电池和组件出货相对稳定。由于国内项目竞价和平价的项目都还未大量启动，所以即期需求未得到兑现，使得价格在持续向下调整，但现在明显已经是价格底部。虽然即期需求没有支撑，但组件厂已经在开始囤货（抄底的行为），希望把未来至少几个月的货提前定下来，所以组件厂发现电池端是价格底部。另外目前相对高成本的单晶电池厂，已经亏损甚至亏现金流，初步统计至少 40GW，所以这一部分是不可持续的，随着产量的减少，会修正供需不平衡的关系。Q：从行业的角度是否有 PERC 扩产明显减慢的迹象？A：同行存在 PERC 扩产的减缓。1）目前投资回报率下降，同行不愿用自有资金投资；2）小电池厂家本身的资金力量不太雄厚，需要依赖于第三方的融资，在目前的情况下的第三方的融资会相对谨慎，这制约同行的扩张，因此项目减缓甚至有些停产；3）受制于自身的生产能力，以电池良率来说，通威大概是 98%-99