光伏|晶科能源调研交流要点-0210

【量】

组件出货：2月春节后已恢复90%+开工率，预计2月公司排产环比1月持平（1月有受检修影响）。预计Q1出货量在8GW以上，乐观可看到9GW。预计22年组件出货较21年增长50%以上，全年35-40GW，主要看国内需求弹性。

出货结构：21年分销比例约30%，预计22年可上升至30-35%。

TOPCON产能：安徽8GW产能1月已经投产，预计4月达到满产；金山预计2月投产，5月满产。全年出货预计10GW，主要集中在下半年。

需求：Q1印度需求旺盛，国内21Q4和22Q1公司感受到的需求均不错；海外其他地区欧洲、拉美、中东、澳洲需求同样旺盛，订单接满产能不够。对Q1后的需求不担心，但国内需求大规模起量还要看硅料价格什么时候降。

【盈利】

21年盈利差的原因：21年盈利与友商的差距在于海外占比高导致运费高、电池片外购影响成本、马来工厂开工率不高、182尺寸组件占比低、未回A融资成本拉高财务费用。

后续如何看盈利修复：22年国内起量占比提升，预期运费有修复；16GW TOPCON产能补足电池片缺口；当下电池片PERC产能中182占比约60%，后续新投运TOPCON产能均为大尺寸。

【TOPCON情况】

效率：电池端效率24.6%以上，考虑ctm组件效率大概在22-23%（perc组件21%左右）。

较PERC溢价情况：19年800-900MW的166版型TOPCON组件供货海外分销市场，可以接受溢价（3美分），后续价格下降，直到现在还有1.5美分的溢价。电站端，182的N型发电量提升3-4%之后，溢价确定性存在，但具体价格还与公司定价策略有关。PVinfolink显示海外TOPCON有1.5美分溢价，预计电站在溢价0.1元左右的前提下，仍可以做到IRR提升5%。

成本：硅片拉晶技术问题解决+厚度可较PERC下降约10um，预计N型硅片成本可与P型打平；电池端随投资额下降（当下较PERC高20%），银耗下行，非硅成本较PERC高15-20%（PERC 182非硅约0.15元/W）。

需求：分销市场需求旺盛，地面电站国内和海外都在推，客户的反馈积极。

【其他】

发展规划：未来会考虑光伏+发展规划，如储能+BIPV+氢，可从组件端出发+渠道的相通性。打开公司的发展空间+持续不断的创新。