明阳智能2021Q1业绩解读电话会议20210507
【主要参会人员】
明阳智能CEO助理兼资本市场部总经理 潘永乐
明阳智能ir 邱迪
【核心要点】
风机的制造与销售业务：
一季度确认收入的风机容量达到959MW，海上风电294WM，陆地风电665WM。
一季度新增订单2.85GW，在手订单15.7GW，其中陆地项目占比65%，海上项目占比35%。
机组大型化趋势显著。
电站运营业务：
一季度末电站并网容量997MW，在建容量2.6GW。
采用滚动开发商业模式。
财务数据：
净利润率稳定维持在6%。
表观毛利率有所下降，一季度综合毛利率为21%。主要原因是会计口径变化，若还原至原会计口径，综合毛利率表现稳中有升。
一季度费用率较去年有较大幅度下降，为12.6%（2020年为16.2%）下降3.6%。来源于会计口径的变化和实际费用的下降。
风机一季度毛利率16.97%，与去年同期的差异来源于会计口径的变化，总体表现稳中有升。
电站运营一季度毛利率上升，为73%，主要原因有自然资源更好和大机组新电站。
一季度经营性现金流出达15亿，与去年有较大差异，原因是公司较大存货，尤其是海上机组存货。
【介绍环节】
2020年度公司一季度实现43亿收入，同比增长45%；归母净利润实现2.56亿，同比增长73%，加权ROE实现1.7，同比增长0.35%。公司主要业务分为两部分，主业是风机的制造与销售，一季度确认收入的风机容量接近1GW，达到995MW，同比上升33%，其中海上风电占其中294WM，同比增长123%，陆地风电占665WM，同比上升13%；另一部分业务是电站的运营，截至一季度末并网容量达到997MW，在建容量达2.6GW。
主业风机的制造与销售业务：
一季度新增订单达2.85GW，同比去年692MW的新增订单增幅巨大，超300%。4月份预计实现云南2GW单体项目。综合来看，公司1-4月新增订单超5GW，超出预计，仅1-4月的数据超过去年全年（2020全年新增订单为4.3GW）。且一季度新增订单均为陆上项目，海上补订单于二季度开始招标，因此今年全年有望实现较大规模新增订单。2019年是近年来新增订单最大的年份，单年11GW，今年有望挑战19年新增订单高峰。
截至一季度末在手订单达到15.7GW，较2020年底增加2GW，其中陆地项目占比65%，海上项目占比35%。值得注意的是，在手订单中机组大型化趋势显著，3MW以上项目占比达到99.7%，4MW以上项目占比达到62%；今年新增订单中，3MW以上项目占比达到99.7%，4MW以上项目占比达到58%，同样体现出明显的机组大型化趋势，从一季度确认收入的风机容量角度来看，4MW以上项目占比达到41%。机组大型化是行业进入全面平价时代公司降本的重要方式
行业的新增招标量创造近年来高值，与风机成本下降和风电场成本下降均有直接关系。
电站运营业务：
电站业务采用滚动开发商业模式，该模式在实践中已逐步跑通，并会坚持走下去，已列入公司主营业务范围。1-4月间进行至商务谈判结束、签约前阶段的项目达到1GW，相当于约10亿净利润（不包括发电及风机制造）。
公司财务数据：
1、近4个季度的净利润率稳定维持在6%。
2、表观毛利率有所下降，一季度综合毛利率为21%（2020年为22.5%）。主要原因是会计口径的变化，将运费从销售费用改记为成本（运费约占收入2%），若还原至原会计口径，综合毛利率表现稳中有升。
3、一季度期间费用率较去年有较大幅度下降，为12.6%（2020年为16.2%），下降3.6%。一部分下降（2%）来源于会计口径的变化，另一部分的下降（1.6%）来源于实际费用的下降，是公司实行的降本扣费核心战略的逐步体现。去年全年全年费用率已经降至11%，今年（同会计口径下）有望实现更低费用率。
4、风机一季度毛利率达到16.97%，去年同期为18.85%，2%的差异来源于会计口径的变化，总体表现较去年稳中有升。电站运营一季度毛利率有所上升，为73%，去年同期为68%，主要原因有：1）风力自然资源较去年更好，发电量更大 2）新电站采用大机组，IRR相对旧机组略好。发电毛利率上升是行业普遍现象。
5、公司今年一季度经营性现金流出达15亿，与去年有较大差异，原因是公司的较大存货，尤其是海上机组存货。
原因是今年海上机组的下游业主对未来经营持乐观态度，要求先生产再吊装，因此公司备有较多存货。根据业主吊装计划，公司经测算预计一二季度存货到今年10月可以全部交付。
行业：
今年一季度全行业开标口径招标量达15GW，定标口径下超17GW，是近五年招标最大的季度，超过19年招标高峰。原因有整机和风电场单位成本的下降，“双碳”带来的业主更多的项目建设计划及春节因素。保守估计二季度行业招标量不小于10GW，一、二季招标量可达25-30GW，接近19年上半年招标量（25GW）。可以看出，行业进入全面平价阶段，陆地风电需求没有出现预计的需求断崖式下跌，而是维持在很高水平线上发展。
【问答环节】
提问1：目前广东福建的东南海域的海上风电建设施工情况？
4月3日的广东海上风电行业促进会上，广东省长马兴瑞做出重要指示，明确表达了对海上风电建设积极支持的态度。公司供货和建设的海上项目都在紧张施工中。国内首个近海深水区项目（华电青州项目）第一台风机已吊装完成，该项目的500MW项目由公司供货，预计今年年底吊装完成。公司正在生产及排场的海上风电项目已超过4GW。总体而言，海上风电建设处于良性正常状态中。
提问2：公司的在手订单签约于哪一年？在手订单的平均价格？全年毛利率预计？
在手订单签订跨度2年多，订单不断累积不断交付。
订单价格结构： 今年前签订的陆地订单均价3500左右，海上订单均价为税前6600-6700（今年海上订单因等待地补政策落地还未开始招标）。国家能源局披露的去年70GW装机规模为享受优惠电价的装机规模，非事实吊装完成的装机规模。公司有6个去年项目延期至今年，4个项目在今年4月完全并网，2个项目到6月中旬可完全并网，均享受优惠电价。全行业情况类似，今年上半年交付的订单一部分为去年延期项目，价格维持在去年有补贴阶段价格。今年由于进入全面平价阶段，新增招标价格下降，今年陆地项目均价在3000以下。
毛利率：发电毛利率预计稳定在65%左右，新项目发电毛利率位于65-70%之间。制造毛利率目标稳中有升。公司预计运用极致降本战略，在新增订单低招标价格的情况下保证毛利率稳定，具体体现在以单个项目的中标价格反推成本，在供应链、人工等环节降成。公司为实现更大的市场份额，推动实现实现廉价普惠的碳中和，采用技术降本（如机组大型化、海上漂浮技术）、商务降本、供应链降本等多种手段。
提问3：公司储能计划方案？未来会做储能系统吗？
公司全资子公司天津瑞能主营电力电子设备制造（风电变流器）今年一季度外部订单超100MW/h，自有PCS和EMS储能系统技术，是公司储能技术发展的首选。其他储能技术会采用合作方式与其他公司共同推进。目前国内大规模储能系统技术有待成熟 公司将与战略伙伴共同研发，成果共享。
提问4：机组大型化降本和招标价格下降的关系？预计趋势是怎样？
机组大型化降本逻辑：1）机组容量的提升与机组体积和重量的增加非等比例，因此随机组大型化，单瓦制造成本下降。2）大型化机组趋势有利于下游风电场端。若大型机组替代小型机组，风电场所需配套设施减少（如塔筒、叶片等），业主单位成本节约效果显著。
机组大型化是逐步演进的过程只是风机成本降本的一个因素（还有设计降本、供应链降本等），不能百分百与招标价格关联。
招标价格趋势及原因：去年三四季度招标价格可达3000多，最近某项目（2GW大型单体项目）招标价格已到2300以下。招标价格下降来源于业主降本的刚性需求：补贴取消，销售电价下降，带来业主降本的刚性需求，因此业主采用框架采购（集采）的打包招标方式，单招标项目可高达1-2GW，对于中游风机企业市占率有较大影响。
在上述情况下，供应链降本是公司控制成本的重要方式，公司有信心与零部件供应商共同努力实现稳定的毛利率。
提问4：风机制造行业竞争格局的变化？
进入平价阶段是行业竞争格局变化的分水岭。 在从前业主享受政策补贴阶段，招标价格高，利润在产业链上得到有效分配；进入全面平价时代后，行业格局势必变化，市占率格局已发生可见变化。行业内公司的战略定位、资本实力、技术水平和供应链垂直整合及管控能力决定了其未来的市场地位。公司处于这样的行业发展阶段中，即使长期保持头部企业地位，仍然会争取每一个订单，用极致降本的思维适应市场变化。
提问5：定增是怎样考虑的？是否与证监会沟通过？
实际控制人给上市公司注资是政策鼓励的方向，属于投资实体经济行为，非财务投资行为。定增20亿是公司在为未来发展积累更多的发展，对高速发展的企业来说提前资本布局非常必要的。
从二级市场交易的角度来看，本月上一轮定增18个月锁定期解禁，两轮增值投资者成本相近，本轮定增也会给上一轮参与定增的投资者很大信心。
提问6：二季度开始广东地补海上风电招标介绍？政策方向和支持力度？
广东海上风电行业促进会上领导释放出积极信号，有望延期一年原定两年地补的增补意见稿，政府有意多对企业补贴一年以支持行业发展。接下来广东有12GW的项目即将启动招标，二季度计划有2GW左右海上项目的招标
提问7：今年公司盈利的预期？
预计今年净利润不会低于20亿。
提问8：怎样看待今年海风装机节奏？在吊装方面是否有压力？
海上项目吊装主要集中在二、三季度，最小季度为一季度，四季度次之，还与天气情况天气状况有较大关系；从实际确认收入角度来看，后三季度会较平均。
提问9：介绍与宁德签署的储能战略合作协议？
双方在以下方面进行合作：1）在“风光储一体化”和“源网荷储一体化”方向下，双方就大型可再生能源储能系统方面进行进行研发合作（通辽项目） 2）海上风电储能系统研发合作（自有电站应用场景）3）实际项目的合作。
提问10：一季度14GW的招标规模中，公司的中标规模？其他公司的中标规模？今年全年的招标规模预测？
一季度新增订单达2.85GW，占招标量20%左右，排全行业第二；4月份公司有2GW云南单体项目，4月份总订单规模超过5GW，排行业第一。
全行业一季度招标规模，超过过去5年一季度水平，预计2季度有超过10GW项目开始招标，全年有望达到50GW招标规模。
提问11：漂浮式机组研发进展？
正常研发过程中，预计下半年有3台样机进行装机，有可能与装置机组混搭使用，取决于机组运行情况。
提问12：零部件价格相比去年的变化趋势？
由于整个行业招标价格下降，今年零部件采购价格下降。整个产业链共同迎接平价。
提问13：广东海上风电是否享受地补政策？
广东12GW的即将启动招标的项目可以享受地补政策。
问题14：如何看待风电海外市场？未来国内风机出海的趋势和方向？
风电出海一个渐进的过程，国内机器相比外国机器有显著成本优势，瓶颈问题来源于： 1）叶片的运输成本贵，一定要属地化生产，是否属地化生产又取决于当地订单规模 2）融资银行的条款。以上问题均在逐步突破，去年已取得了一些订单，今年的海外项目还在推进（巴西项目），期望今年底实现重要的推进节点。
问题15：未来发展模式和业务重心会改变吗？
业态并没有发生变化，公司在智慧能源方面的努力是一以贯之的，未来会逐步落地。
业务收入结构变化方面，目前收入主要来源于风电，包括整机制造销售和电站运行。在未来，电站运行方面将不仅仅包括风电，类似风光储一体化的项目公司已积累了30余个；整机制造销售方面，新业态会与风电主业协同发展。
问题16：哪个零部件环节有较大降本空间？
零部件都有降本的空间，包括单纯价格的下降和零部件自身技术提升。风电产业过去一直粗放型发展，精细化运营后很多环节成本都是可节约，整个产业精细化发展会带来未来成本的降低。
问题17：海上项目国补退坡对业绩增长的持续性有影响吗？
类比陆上项目补贴退坡反而招标量上升，在逐步进入平价的过程中海上项目招标量应该是平稳甚至增长的。
在国补退坡情况下，海上风机价格势必降低，海上风电业务要实现增长就要保证规模的提升和毛利率的稳定。
问题18：今年海风是否会像去年一样，延期项目核算到并网装机量但实际交付在明年？
据公司统计国内开工海上项目超10GW，能否交付不能确定，广东海上风电行业促进会上领导表达确保所有项目如期进行。若项目未能如期并网大概率纳入地补，而不是延续原国补，如若这样，业主的项目收益率虽然下降但仍可承受。#股票##价值投资日志[超话]#
【主要参会人员】
明阳智能CEO助理兼资本市场部总经理 潘永乐
明阳智能ir 邱迪
【核心要点】
风机的制造与销售业务：
一季度确认收入的风机容量达到959MW，海上风电294WM，陆地风电665WM。
一季度新增订单2.85GW，在手订单15.7GW，其中陆地项目占比65%，海上项目占比35%。
机组大型化趋势显著。
电站运营业务：
一季度末电站并网容量997MW，在建容量2.6GW。
采用滚动开发商业模式。
财务数据：
净利润率稳定维持在6%。
表观毛利率有所下降，一季度综合毛利率为21%。主要原因是会计口径变化，若还原至原会计口径，综合毛利率表现稳中有升。
一季度费用率较去年有较大幅度下降，为12.6%（2020年为16.2%）下降3.6%。来源于会计口径的变化和实际费用的下降。
风机一季度毛利率16.97%，与去年同期的差异来源于会计口径的变化，总体表现稳中有升。
电站运营一季度毛利率上升，为73%，主要原因有自然资源更好和大机组新电站。
一季度经营性现金流出达15亿，与去年有较大差异，原因是公司较大存货，尤其是海上机组存货。
【介绍环节】
2020年度公司一季度实现43亿收入，同比增长45%；归母净利润实现2.56亿，同比增长73%，加权ROE实现1.7，同比增长0.35%。公司主要业务分为两部分，主业是风机的制造与销售，一季度确认收入的风机容量接近1GW，达到995MW，同比上升33%，其中海上风电占其中294WM，同比增长123%，陆地风电占665WM，同比上升13%；另一部分业务是电站的运营，截至一季度末并网容量达到997MW，在建容量达2.6GW。
主业风机的制造与销售业务：
一季度新增订单达2.85GW，同比去年692MW的新增订单增幅巨大，超300%。4月份预计实现云南2GW单体项目。综合来看，公司1-4月新增订单超5GW，超出预计，仅1-4月的数据超过去年全年（2020全年新增订单为4.3GW）。且一季度新增订单均为陆上项目，海上补订单于二季度开始招标，因此今年全年有望实现较大规模新增订单。2019年是近年来新增订单最大的年份，单年11GW，今年有望挑战19年新增订单高峰。
截至一季度末在手订单达到15.7GW，较2020年底增加2GW，其中陆地项目占比65%，海上项目占比35%。值得注意的是，在手订单中机组大型化趋势显著，3MW以上项目占比达到99.7%，4MW以上项目占比达到62%；今年新增订单中，3MW以上项目占比达到99.7%，4MW以上项目占比达到58%，同样体现出明显的机组大型化趋势，从一季度确认收入的风机容量角度来看，4MW以上项目占比达到41%。机组大型化是行业进入全面平价时代公司降本的重要方式
行业的新增招标量创造近年来高值，与风机成本下降和风电场成本下降均有直接关系。
电站运营业务：
电站业务采用滚动开发商业模式，该模式在实践中已逐步跑通，并会坚持走下去，已列入公司主营业务范围。1-4月间进行至商务谈判结束、签约前阶段的项目达到1GW，相当于约10亿净利润（不包括发电及风机制造）。
公司财务数据：
1、近4个季度的净利润率稳定维持在6%。
2、表观毛利率有所下降，一季度综合毛利率为21%（2020年为22.5%）。主要原因是会计口径的变化，将运费从销售费用改记为成本（运费约占收入2%），若还原至原会计口径，综合毛利率表现稳中有升。
3、一季度期间费用率较去年有较大幅度下降，为12.6%（2020年为16.2%），下降3.6%。一部分下降（2%）来源于会计口径的变化，另一部分的下降（1.6%）来源于实际费用的下降，是公司实行的降本扣费核心战略的逐步体现。去年全年全年费用率已经降至11%，今年（同会计口径下）有望实现更低费用率。
4、风机一季度毛利率达到16.97%，去年同期为18.85%，2%的差异来源于会计口径的变化，总体表现较去年稳中有升。电站运营一季度毛利率有所上升，为73%，去年同期为68%，主要原因有：1）风力自然资源较去年更好，发电量更大 2）新电站采用大机组，IRR相对旧机组略好。发电毛利率上升是行业普遍现象。
5、公司今年一季度经营性现金流出达15亿，与去年有较大差异，原因是公司的较大存货，尤其是海上机组存货。
原因是今年海上机组的下游业主对未来经营持乐观态度，要求先生产再吊装，因此公司备有较多存货。根据业主吊装计划，公司经测算预计一二季度存货到今年10月可以全部交付。
行业：
今年一季度全行业开标口径招标量达15GW，定标口径下超17GW，是近五年招标最大的季度，超过19年招标高峰。原因有整机和风电场单位成本的下降，“双碳”带来的业主更多的项目建设计划及春节因素。保守估计二季度行业招标量不小于10GW，一、二季招标量可达25-30GW，接近19年上半年招标量（25GW）。可以看出，行业进入全面平价阶段，陆地风电需求没有出现预计的需求断崖式下跌，而是维持在很高水平线上发展。
【问答环节】
提问1：目前广东福建的东南海域的海上风电建设施工情况？
4月3日的广东海上风电行业促进会上，广东省长马兴瑞做出重要指示，明确表达了对海上风电建设积极支持的态度。公司供货和建设的海上项目都在紧张施工中。国内首个近海深水区项目（华电青州项目）第一台风机已吊装完成，该项目的500MW项目由公司供货，预计今年年底吊装完成。公司正在生产及排场的海上风电项目已超过4GW。总体而言，海上风电建设处于良性正常状态中。
提问2：公司的在手订单签约于哪一年？在手订单的平均价格？全年毛利率预计？
在手订单签订跨度2年多，订单不断累积不断交付。
订单价格结构： 今年前签订的陆地订单均价3500左右，海上订单均价为税前6600-6700（今年海上订单因等待地补政策落地还未开始招标）。国家能源局披露的去年70GW装机规模为享受优惠电价的装机规模，非事实吊装完成的装机规模。公司有6个去年项目延期至今年，4个项目在今年4月完全并网，2个项目到6月中旬可完全并网，均享受优惠电价。全行业情况类似，今年上半年交付的订单一部分为去年延期项目，价格维持在去年有补贴阶段价格。今年由于进入全面平价阶段，新增招标价格下降，今年陆地项目均价在3000以下。
毛利率：发电毛利率预计稳定在65%左右，新项目发电毛利率位于65-70%之间。制造毛利率目标稳中有升。公司预计运用极致降本战略，在新增订单低招标价格的情况下保证毛利率稳定，具体体现在以单个项目的中标价格反推成本，在供应链、人工等环节降成。公司为实现更大的市场份额，推动实现实现廉价普惠的碳中和，采用技术降本（如机组大型化、海上漂浮技术）、商务降本、供应链降本等多种手段。
提问3：公司储能计划方案？未来会做储能系统吗？
公司全资子公司天津瑞能主营电力电子设备制造（风电变流器）今年一季度外部订单超100MW/h，自有PCS和EMS储能系统技术，是公司储能技术发展的首选。其他储能技术会采用合作方式与其他公司共同推进。目前国内大规模储能系统技术有待成熟 公司将与战略伙伴共同研发，成果共享。
提问4：机组大型化降本和招标价格下降的关系？预计趋势是怎样？
机组大型化降本逻辑：1）机组容量的提升与机组体积和重量的增加非等比例，因此随机组大型化，单瓦制造成本下降。2）大型化机组趋势有利于下游风电场端。若大型机组替代小型机组，风电场所需配套设施减少（如塔筒、叶片等），业主单位成本节约效果显著。
机组大型化是逐步演进的过程只是风机成本降本的一个因素（还有设计降本、供应链降本等），不能百分百与招标价格关联。
招标价格趋势及原因：去年三四季度招标价格可达3000多，最近某项目（2GW大型单体项目）招标价格已到2300以下。招标价格下降来源于业主降本的刚性需求：补贴取消，销售电价下降，带来业主降本的刚性需求，因此业主采用框架采购（集采）的打包招标方式，单招标项目可高达1-2GW，对于中游风机企业市占率有较大影响。
在上述情况下，供应链降本是公司控制成本的重要方式，公司有信心与零部件供应商共同努力实现稳定的毛利率。
提问4：风机制造行业竞争格局的变化？
进入平价阶段是行业竞争格局变化的分水岭。 在从前业主享受政策补贴阶段，招标价格高，利润在产业链上得到有效分配；进入全面平价时代后，行业格局势必变化，市占率格局已发生可见变化。行业内公司的战略定位、资本实力、技术水平和供应链垂直整合及管控能力决定了其未来的市场地位。公司处于这样的行业发展阶段中，即使长期保持头部企业地位，仍然会争取每一个订单，用极致降本的思维适应市场变化。
提问5：定增是怎样考虑的？是否与证监会沟通过？
实际控制人给上市公司注资是政策鼓励的方向，属于投资实体经济行为，非财务投资行为。定增20亿是公司在为未来发展积累更多的发展，对高速发展的企业来说提前资本布局非常必要的。
从二级市场交易的角度来看，本月上一轮定增18个月锁定期解禁，两轮增值投资者成本相近，本轮定增也会给上一轮参与定增的投资者很大信心。
提问6：二季度开始广东地补海上风电招标介绍？政策方向和支持力度？
广东海上风电行业促进会上领导释放出积极信号，有望延期一年原定两年地补的增补意见稿，政府有意多对企业补贴一年以支持行业发展。接下来广东有12GW的项目即将启动招标，二季度计划有2GW左右海上项目的招标
提问7：今年公司盈利的预期？
预计今年净利润不会低于20亿。
提问8：怎样看待今年海风装机节奏？在吊装方面是否有压力？
海上项目吊装主要集中在二、三季度，最小季度为一季度，四季度次之，还与天气情况天气状况有较大关系；从实际确认收入角度来看，后三季度会较平均。
提问9：介绍与宁德签署的储能战略合作协议？
双方在以下方面进行合作：1）在“风光储一体化”和“源网荷储一体化”方向下，双方就大型可再生能源储能系统方面进行进行研发合作（通辽项目） 2）海上风电储能系统研发合作（自有电站应用场景）3）实际项目的合作。
提问10：一季度14GW的招标规模中，公司的中标规模？其他公司的中标规模？今年全年的招标规模预测？
一季度新增订单达2.85GW，占招标量20%左右，排全行业第二；4月份公司有2GW云南单体项目，4月份总订单规模超过5GW，排行业第一。
全行业一季度招标规模，超过过去5年一季度水平，预计2季度有超过10GW项目开始招标，全年有望达到50GW招标规模。
提问11：漂浮式机组研发进展？
正常研发过程中，预计下半年有3台样机进行装机，有可能与装置机组混搭使用，取决于机组运行情况。
提问12：零部件价格相比去年的变化趋势？
由于整个行业招标价格下降，今年零部件采购价格下降。整个产业链共同迎接平价。
提问13：广东海上风电是否享受地补政策？
广东12GW的即将启动招标的项目可以享受地补政策。
问题14：如何看待风电海外市场？未来国内风机出海的趋势和方向？
风电出海一个渐进的过程，国内机器相比外国机器有显著成本优势，瓶颈问题来源于： 1）叶片的运输成本贵，一定要属地化生产，是否属地化生产又取决于当地订单规模 2）融资银行的条款。以上问题均在逐步突破，去年已取得了一些订单，今年的海外项目还在推进（巴西项目），期望今年底实现重要的推进节点。
问题15：未来发展模式和业务重心会改变吗？
业态并没有发生变化，公司在智慧能源方面的努力是一以贯之的，未来会逐步落地。
业务收入结构变化方面，目前收入主要来源于风电，包括整机制造销售和电站运行。在未来，电站运行方面将不仅仅包括风电，类似风光储一体化的项目公司已积累了30余个；整机制造销售方面，新业态会与风电主业协同发展。
问题16：哪个零部件环节有较大降本空间？
零部件都有降本的空间，包括单纯价格的下降和零部件自身技术提升。风电产业过去一直粗放型发展，精细化运营后很多环节成本都是可节约，整个产业精细化发展会带来未来成本的降低。
问题17：海上项目国补退坡对业绩增长的持续性有影响吗？
类比陆上项目补贴退坡反而招标量上升，在逐步进入平价的过程中海上项目招标量应该是平稳甚至增长的。
在国补退坡情况下，海上风机价格势必降低，海上风电业务要实现增长就要保证规模的提升和毛利率的稳定。
问题18：今年海风是否会像去年一样，延期项目核算到并网装机量但实际交付在明年？
据公司统计国内开工海上项目超10GW，能否交付不能确定，广东海上风电行业促进会上领导表达确保所有项目如期进行。若项目未能如期并网大概率纳入地补，而不是延续原国补，如若这样，业主的项目收益率虽然下降但仍可承受。#股票##价值投资日志[超话]#
光伏行业研究报告：2021硅料吃紧 重回拥硅为王
核心观点：
全球装机持续增长，多晶硅发展劣力光伏平价 。全球光伏収电加权平均 LCOE从2010年0.378$/kWh下降至2019年0.068$/kWh，LCOE 降低促进光伏装机增长。高纯晶硅是光伏产业链上游原材料，具有投产时间长、产能弹性小等特点，随着多晶硅市场収展 ，单瓦硅耗量从 2008年9.5g/W下降至2020年3.15g/W，占组件/系统成本比例从2010年53.4%/32.0%下降至2020年13.0%/5.1%，劣力光伏平价上网。
硅料供应：成本优势显著，国产替代加速。随着国内落后产能和海外高成本产能的退出，全球硅料产能从2019年65.3万吨下降至2020年 51.9万吨；而国内硅料产量持续提升，国内硅料产量占全球的比例从2010年32.5%提升至2020年79.0%；同时，国内硅料进口量下降， 进口占比从2016年42%下降至2020年20%。海外厂商硅料成本高企，人工费用占比较高（瓦兊和大全的人工费用占硅料成本的比例分别 为25.6%和6.8%），2020Q1-3德国瓦兊多晶硅业务的 EBITDA margin已为负值。而国内硅料厂商成本优势明显，头部厂商大幅扩产， 国产替代率有望进一步提升。目前颗粒硅杂质指标已达电子级标准，下游客户验证情况良好，针对表面积大易吸附、硅粉较多问题已有解 决方案，但仍存氢跳问题，丏产品性能稳定性和成熟度有待观察 ，加上当前产能还较少，尚丌足以颠覆棒状硅主流地位 。
供需分析：2021年供应紧张，2022年有望缓解。从终端光伏装机和硅料供应量来看，在全球光伏新增装机160GW、容配比1.25的假设 下，2021年硅片需求戒达 200GW，硅料需求达58.4万吨；考虑到今年新增硅料产能主要集中在年底释放，实际贡献增量有限，预计硅料 供应量戒达 57.7万吨，供应态势紧张。从硅料和硅片的供需关系来看，下游硅片产能扩产规模庞大，在2021年底产能有望达393GW，硅 片扩产速度快亍硅料 ，当前主要硅料厂商2021年产能已全被下游长单锁定，下半年需求旺季下，将带劢硅料价格上行 。在硅料供应小亍 需求的情况下，硅料最高价格由硅片、电池片、组件、玱璃 、胶膜等环节共同让渡，最高戒达 13万/吨。随着硅料产能和产量释放节奏加 快，2022年硅料紧缺状态将逐步缓解。在硅料供应大亍需求的情况下 ，硅料价格由下游需求对应的硅料产能成本曲线决定。
报告摘要：
全球装机持续增长，多晶硅发展劣力光伏平价
光伏是过去十年降本幅度最大的可再生能源，平价上网正走进现实。2010年至2019年，全球光伏収电加权平均 LCOE从 0.378$/kWh迅速下滑至0.068$/kWh，降幅高达82%。光伏収电在越来越多的国家成为最具价格竞争力的収电方式 ， 2020年全球光伏収电最低中标电价为 0.0112欧元/kWh（约吅 1.32美分/kWh）。
度电成本降低促进全球光伏装机量增长。光伏度电成本逐年降低，全球光伏新增装机量从2011年的32GW逐步上升到 2020年的130GW；其中，中国光伏新增装机量从2011年的1GW大幅上升到2020年的48GW。
多晶硅市场发展为组件成本下降，继而为光伏发电平价上网做出巨大贡献。全球新增光伏装机增长带劢硅料市场规模扩 大，促进硅料厂商技术迭代、关键设备国产化，降低硅料单瓦硅耗和组件单瓦成本，单瓦耗硅量已由2008年的9.5g/瓦 下降至2020年的3.15g/瓦；同时，多晶硅占组件、系统成本也从53.4%和32.0%下降至13.0%和5.1%。多晶硅价格下降带劢下游光伏组件和系统价格降低 ，劣力光伏平价上网。2020年，国内光伏系统价格为3.99元/W，光 伏组件价格为1.57元/W，较2008年分别下降92.0%和94.8%。
硅料供应：成本优势显著，国产替代加速
硅料产能和产量逐步提升，2020年落后产能退出市场。随着光伏产业规模的增长，根据CPIA统计，全球硅料产能从 2010年的25.5万吨提升至2019年的65.3万吨，产量从16.0万吨提升至50.8万吨；2020年部分落后产能退出，全球硅料 产能和产量略下滑至51.9万吨和49.6万吨。国内硅料产能从2010年的9.8万吨提升至2019年的45.2万吨，产量从5.2万吨 提升至34.2万吨；2020年国内硅料产能略下滑至42.0万吨，产量持续提升至39.2万吨。
国内硅料产量提升，国产替代加快。2019年国内硅片/电池片/组件的出口规模分别为27.3/10.4/66.6GW，而硅料仍有 进口需求10.1万吨。十三五以来，国内硅料进口量下降，硅料进口占比从2016年的42%下降至2020年的20%。在硅料 价格下降的压力下，对比海外硅料厂商，国内硅料厂商成本优势明显，硅料国产替代率有望进一步提升。
国内厂商人工成本优势显著，持续技术研发降低成本。对比国外，中国多晶硅厂商的人工成本优势明显。以新疆大全和 亚洲硅业为例，多晶硅业务成本构成中，能源劢力和直接材料占比较大 ，而直接人工占比较少。同时，国内企业丌断进 行技术和工艺改进，如新疆大全引进幵自主优化四氯化硅综吅利用技术 、高沸物回收及转化技术，提高原材料利用率， 降低原料成本；研収多晶硅生产装置余热回收技术 ，有敁降低产品能耗；研収多晶硅破碎 、筛分、自劢包装技术 ，节约 了人力成本。
供需分析：2021年供应紧张，2022年有望缓解
在全球“碳达峰、碳中和”愿景下，全球新增光伏装机量有望持续增长，带劢硅料需求量增加；我们预计 2025年全球光 伏新增装机有望达299GW，对应硅料需求103.3万吨，较2020年翻倍。2020年初，疫情短期影响下游光伏需求，硅料 价格下滑；2020年7月，光伏需求回升叠加硅料厂事敀 ，硅料价格跳涨；2020年四季度抢装潮下，硅料价格逐渐上行。
从终端光伏装机和硅料供应量来看，在全球光伏新增装机160GW、容配比1.25的假设下，2021年硅片需求200GW，硅 料需求58.4万吨，其中单晶用和多晶用硅料需求分别为55.1和3.3万吨；硅料新增产能主要集中在今年底释放，考虑产能 爬坡，预计硅料供应量为57.7万吨，单晶用和多晶用分别为52.3和5.4万吨，供应态势紧张。2022年紧缺状态有望缓解。
从硅料和硅片的供需关系来看，2021年硅料厂商新扩产能少，主要有通威乐山二期4万吨和保山一期4万吨在年底建成， 新特年内2万吨技改产能提升，以及徐州协鑫颗粒硅产能21Q3达3万吨；2021年释放的硅料产量有限。而下游硅片、电 池、组件等环节产能在2021年底将突破300GW，随着产能差异逐步增大，下半年需求旺季下，硅料价格戒进一步提升 。进入2022年，硅料产能和产量释放节奏加快，硅料紧缺状态有望得到逐季缓解。
在硅料供应大于需求的情况下，硅料价格由下游需求对应的硅料产能成本曲线决定。随着未来两年硅料产能的逐步释放， 我们讣为硅料紧缺情况有望自 2022年二季度起得到缓解，硅料价格将有所回落。
报告节选：…
核心观点：
全球装机持续增长，多晶硅发展劣力光伏平价 。全球光伏収电加权平均 LCOE从2010年0.378$/kWh下降至2019年0.068$/kWh，LCOE 降低促进光伏装机增长。高纯晶硅是光伏产业链上游原材料，具有投产时间长、产能弹性小等特点，随着多晶硅市场収展 ，单瓦硅耗量从 2008年9.5g/W下降至2020年3.15g/W，占组件/系统成本比例从2010年53.4%/32.0%下降至2020年13.0%/5.1%，劣力光伏平价上网。
硅料供应：成本优势显著，国产替代加速。随着国内落后产能和海外高成本产能的退出，全球硅料产能从2019年65.3万吨下降至2020年 51.9万吨；而国内硅料产量持续提升，国内硅料产量占全球的比例从2010年32.5%提升至2020年79.0%；同时，国内硅料进口量下降， 进口占比从2016年42%下降至2020年20%。海外厂商硅料成本高企，人工费用占比较高（瓦兊和大全的人工费用占硅料成本的比例分别 为25.6%和6.8%），2020Q1-3德国瓦兊多晶硅业务的 EBITDA margin已为负值。而国内硅料厂商成本优势明显，头部厂商大幅扩产， 国产替代率有望进一步提升。目前颗粒硅杂质指标已达电子级标准，下游客户验证情况良好，针对表面积大易吸附、硅粉较多问题已有解 决方案，但仍存氢跳问题，丏产品性能稳定性和成熟度有待观察 ，加上当前产能还较少，尚丌足以颠覆棒状硅主流地位 。
供需分析：2021年供应紧张，2022年有望缓解。从终端光伏装机和硅料供应量来看，在全球光伏新增装机160GW、容配比1.25的假设 下，2021年硅片需求戒达 200GW，硅料需求达58.4万吨；考虑到今年新增硅料产能主要集中在年底释放，实际贡献增量有限，预计硅料 供应量戒达 57.7万吨，供应态势紧张。从硅料和硅片的供需关系来看，下游硅片产能扩产规模庞大，在2021年底产能有望达393GW，硅 片扩产速度快亍硅料 ，当前主要硅料厂商2021年产能已全被下游长单锁定，下半年需求旺季下，将带劢硅料价格上行 。在硅料供应小亍 需求的情况下，硅料最高价格由硅片、电池片、组件、玱璃 、胶膜等环节共同让渡，最高戒达 13万/吨。随着硅料产能和产量释放节奏加 快，2022年硅料紧缺状态将逐步缓解。在硅料供应大亍需求的情况下 ，硅料价格由下游需求对应的硅料产能成本曲线决定。
报告摘要：
全球装机持续增长，多晶硅发展劣力光伏平价
光伏是过去十年降本幅度最大的可再生能源，平价上网正走进现实。2010年至2019年，全球光伏収电加权平均 LCOE从 0.378$/kWh迅速下滑至0.068$/kWh，降幅高达82%。光伏収电在越来越多的国家成为最具价格竞争力的収电方式 ， 2020年全球光伏収电最低中标电价为 0.0112欧元/kWh（约吅 1.32美分/kWh）。
度电成本降低促进全球光伏装机量增长。光伏度电成本逐年降低，全球光伏新增装机量从2011年的32GW逐步上升到 2020年的130GW；其中，中国光伏新增装机量从2011年的1GW大幅上升到2020年的48GW。
多晶硅市场发展为组件成本下降，继而为光伏发电平价上网做出巨大贡献。全球新增光伏装机增长带劢硅料市场规模扩 大，促进硅料厂商技术迭代、关键设备国产化，降低硅料单瓦硅耗和组件单瓦成本，单瓦耗硅量已由2008年的9.5g/瓦 下降至2020年的3.15g/瓦；同时，多晶硅占组件、系统成本也从53.4%和32.0%下降至13.0%和5.1%。多晶硅价格下降带劢下游光伏组件和系统价格降低 ，劣力光伏平价上网。2020年，国内光伏系统价格为3.99元/W，光 伏组件价格为1.57元/W，较2008年分别下降92.0%和94.8%。
硅料供应：成本优势显著，国产替代加速
硅料产能和产量逐步提升，2020年落后产能退出市场。随着光伏产业规模的增长，根据CPIA统计，全球硅料产能从 2010年的25.5万吨提升至2019年的65.3万吨，产量从16.0万吨提升至50.8万吨；2020年部分落后产能退出，全球硅料 产能和产量略下滑至51.9万吨和49.6万吨。国内硅料产能从2010年的9.8万吨提升至2019年的45.2万吨，产量从5.2万吨 提升至34.2万吨；2020年国内硅料产能略下滑至42.0万吨，产量持续提升至39.2万吨。
国内硅料产量提升，国产替代加快。2019年国内硅片/电池片/组件的出口规模分别为27.3/10.4/66.6GW，而硅料仍有 进口需求10.1万吨。十三五以来，国内硅料进口量下降，硅料进口占比从2016年的42%下降至2020年的20%。在硅料 价格下降的压力下，对比海外硅料厂商，国内硅料厂商成本优势明显，硅料国产替代率有望进一步提升。
国内厂商人工成本优势显著，持续技术研发降低成本。对比国外，中国多晶硅厂商的人工成本优势明显。以新疆大全和 亚洲硅业为例，多晶硅业务成本构成中，能源劢力和直接材料占比较大 ，而直接人工占比较少。同时，国内企业丌断进 行技术和工艺改进，如新疆大全引进幵自主优化四氯化硅综吅利用技术 、高沸物回收及转化技术，提高原材料利用率， 降低原料成本；研収多晶硅生产装置余热回收技术 ，有敁降低产品能耗；研収多晶硅破碎 、筛分、自劢包装技术 ，节约 了人力成本。
供需分析：2021年供应紧张，2022年有望缓解
在全球“碳达峰、碳中和”愿景下，全球新增光伏装机量有望持续增长，带劢硅料需求量增加；我们预计 2025年全球光 伏新增装机有望达299GW，对应硅料需求103.3万吨，较2020年翻倍。2020年初，疫情短期影响下游光伏需求，硅料 价格下滑；2020年7月，光伏需求回升叠加硅料厂事敀 ，硅料价格跳涨；2020年四季度抢装潮下，硅料价格逐渐上行。
从终端光伏装机和硅料供应量来看，在全球光伏新增装机160GW、容配比1.25的假设下，2021年硅片需求200GW，硅 料需求58.4万吨，其中单晶用和多晶用硅料需求分别为55.1和3.3万吨；硅料新增产能主要集中在今年底释放，考虑产能 爬坡，预计硅料供应量为57.7万吨，单晶用和多晶用分别为52.3和5.4万吨，供应态势紧张。2022年紧缺状态有望缓解。
从硅料和硅片的供需关系来看，2021年硅料厂商新扩产能少，主要有通威乐山二期4万吨和保山一期4万吨在年底建成， 新特年内2万吨技改产能提升，以及徐州协鑫颗粒硅产能21Q3达3万吨；2021年释放的硅料产量有限。而下游硅片、电 池、组件等环节产能在2021年底将突破300GW，随着产能差异逐步增大，下半年需求旺季下，硅料价格戒进一步提升 。进入2022年，硅料产能和产量释放节奏加快，硅料紧缺状态有望得到逐季缓解。
在硅料供应大于需求的情况下，硅料价格由下游需求对应的硅料产能成本曲线决定。随着未来两年硅料产能的逐步释放， 我们讣为硅料紧缺情况有望自 2022年二季度起得到缓解，硅料价格将有所回落。
报告节选：…
【#美宣布出口6000万剂阿斯利康疫苗#】跟着小七仔细看美国打算什么时候“分享”，如何“分享”。首先，目前为止美国声称可运出的阿斯利康为零；然后，1000万剂，计划“几周内”获准出口；再然后，还有5000万剂正在生产......那么哪个国家能“有幸”得到“分享”呢？官方回答是“取决于双方的直接关系”......
咱们回到一开始的问题，战友们细品，美国还能不能“分享”疫苗？毕竟口嗨是他们风格[doge]
咱们回到一开始的问题，战友们细品，美国还能不能“分享”疫苗？毕竟口嗨是他们风格[doge]
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