马来西亚币对人民币(晶科转债价值分析)

下修条款宽松，债底保护较好

晶科转债的下修条款宽松，为“15/30，90%”，赎回条款并无特别之处；设置有条件回售条款，为“30/30，70%”。按照中债（2021年4月20日）6年期AA企业债估值4.63%计算，到期按112元赎回，其纯债价值约为89.65元，面值对应的YTM为2.71%，债底保护较好。若所有转债按照转股价6.75元进行转股，则对总股本（流通盘数量占比为21.50%）的摊薄幅度为16.07%。

静态看，预计首日上市价格为105-108元

截至4月20日收盘晶科转债对应平价93.48元。晶科科技是国内领先的光伏运营商，主营光伏电站的建设和运营。在目前已经上市的，晶科转债定位可能接近于蒙电转债（评级AAA，余额18.73亿元，平价92.57元对应转债价格107.55元），和核能转债（评级AAA，余额78.00亿元，平价90.61元对应转债价格106.35元）

静态看，预计目前平价下晶科转债上市首日获得的转股溢价率在12%-16%区间内，价格为105-108元。

预计中签率0.0204%，积极参与

根据*数据晶科科技的前两大股东为晶科新能源集团有限公司、Jade Sino Ventures Limited(碧华创投有限公司)，两者分别持股30.86%/11.78%，公司前十大股东持股合计78.49%，公司股权结构集中。考虑到原股东不一定全额配售，在配售50%的假设下，晶科转债留给市场的规模为15.00亿元。

晶科转债仅设置网上发行。近期发行的旗滨转债（AA+，规模15亿元）、杭银转债（AAA，规模150亿元）网上申购约750/720万户。假定晶科转债网上申购735万户，按照打满计算中签率在0.0204%左右。

打新参与没有异议。光伏运营行业未来几年需求具备确定性，公司在项目一体化、建设经验、管理经验、资金优势等方面都具备一定的优势，规模增速有望长期领先行业。

业内领先的光伏运营商

公司主营业务包括光伏电站建设、运营。公司成立于2011年，前身为晶科能源工程有限公司，于2020年5月在A股上市。公司主营业务包括光伏电站运营、转让和 EPC，具备“开发-投建-运管-转让”全方位的服务能力。公司开发的光伏电站项目包括普通地面电站、屋顶分布式电站以及“ 农光互补” 等光伏复合电站等多种类型。公司通过开发、持有、运营各类光伏电站，从中获得规模增长以及稳定的发电收入。

公司光伏电站运营体量领先，业务具备协同性。截止2020H1公司拥有光伏在运装机3.05GW，在民企中仅次于协鑫新能源。除电站运营外,公司同时开展光伏电站EPC业务,EPC业务与光伏电站运营具备协同性。另外，晶科科技与晶科能源（纽交所上市）为同一控制方，其中晶科科技负责下游光伏电站运营，而晶科能源为一体化的光伏制造商，具备较好的业务协同性。

目前光伏电站运营板块贡献主要业绩，EPC业务短期受外部因素压制。公司成立初期获得大量晶科系光伏电站资产注入，同时对外部优质电站资产展开大规模收购，业务规模迅速扩大。但是补贴拖欠导致现金流紧张，公司于18年转向加快发展资金周转效率更高的光伏电站 EPC。整体而言，2016-2018年公司光伏电站运营及EPC业务规模均实现快速增长，业务毛利润维持平稳。由于国内光伏新增装机规模下降以及公司份额下滑，19年EPC业务规模同比下降。受疫情影响，20年公司EPC业务存量项目进度较计划推迟；同时，光伏竞价项目申报截止时间亦有所推迟，进一步影响公司后续的EPC项目订单获取时间与开工时间。

受补贴拖欠影响，近两年出售电站导致存量装机减少。公司成立初期大规模并购后，总并网装机规模大幅增长，由2016年末1461MW增长至2018年的3093MW。2019年公司光伏电站总并网装机规模同比下降，主要原因是承受应收电价补贴压力，公司为快速回笼资金，逐步出售存量补贴电站。公司2019年出售旗下四家子公司部分或全部股权（并网容量合计250MW），另一方面补贴拖欠也影响了公司开发新项目的能力，导致2019年以来公司装机增速放缓。

光伏渐成新能源发电主力，运营集中度有望提升

2020年光伏新增装机与消纳总量增速回升。根据能源局规划，20年电网光伏新增消纳空间为48.45GW，同比增加62.31%，年末国内光伏累计并网容量252GW。碳减排已成为全球共识，中国力争实现2030年碳达峰、2060年碳中和，核心关键就是2025年非化石能源占一次能源消费量比例达到20%这一关键指标。我们预计“十四五”年均新增装机光伏70-80GW之间。

硅片大型化+电池转换效率持续提升，光伏产业链各环节成本仍有下降空间。从产业链来看，光伏行业未来可以通过硅片大型化提高全产业链生产效率以及新型电池技术路线提升转换效率两个方面来进一步降低成本。2020年光伏组件*售价约1.5元/W，系统造价低于4元/W，2021年已可实现平价上网，预计十四五期间组件生产成本有望进一步下降。

政策大力支持下，光伏电站建设的非技术成本有望降低。光伏电站建设的非技术成本包括限电、土地费用、融资成本和并网成本。目前居高不下的非技术成本是光伏项目上网电价较高的原因之一。2019年1月，国家发改委、国家能源局在发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中提出多项扶持政策，包括在土地收费方面给予支持、明确电网企业建设接网工程、鼓励金融机构支持无补贴光伏项目等。随着国家政策的大力支持，光伏电站建设的非技术成本有望降低。

国内光伏运营行业“头部效应”逐步显现，光伏电站运营集中度有望回升。2014-18年民营资本快速进入光伏行业，推动国内光伏电站运营的多元化发展，行业集中度有所降低，国内光伏电站运营商CR10由14年的46%降至19年的29%。但国补的拖欠叠加融资成本高，一些资质弱的民企压力加大，国企、优质民企通过收购和自建的方式进入光伏领域。随着国内光伏发电行业逐渐步入平价时代，对项目收益与成本的把控要求更高，项目开发与融资能力相对不足的参与者将陆续退出市场，行业“头部效应”有望显现，行业集中度有望进一步提高。

项目储备充足+先发优势+资质升级

晶科科技光伏电站项目储备充足，增长潜力大。根据公司2020半年报，公司持有在建电站装机约616MW，储备待建项目约1408MW，为公司持续快速发展提供有力支撑。公司2020年7月与BP签订协议，双方有意在光伏领域的技术创新、能源服务能力的孵化、光伏项目的开发与投资领域寻求潜在合作机会，有望为公司快速光伏业务拓展带来资金及品牌支持。近期公司也开拓储能、风能等业务，鉴于“分布式+储能”模式已具备经济性，应用场景广泛将支撑更大的市场规模，公司战略性布局分布式电站和储能业务有望在未来成为业绩增长新动力。

公司在电站运维方面具有先发优势，建设成本持续下降。在光伏电站EPC建设环节，专业施工团队和经验是工程质量的关键，直接影响建成电站的最终发电效率和运营效率，继而影响电站投资回报率。公司开发端在国内有近10年开发经验，2016-2018年公司 EPC业务营收复合增速高达225%，在EPC设计施工方面已积累了3GW以上工程经验，专业技术和建造经验获得认可。根据招股说明书披露的实际成本测算，公司EPC项目建设成本持续下降，由2016年的4.77元/W下降至2019年的3.27元/W。

公司承包资质升级，有利于承接更大规模项目。在公司过往EPC项目中，*合同容量为145MW（河北海兴145MW领跑者EPC项目）。2020年公司电力工程施工总承包资质升为二级，可承包发电工程单机容量由10万千瓦（100MW）上升为20万千瓦（200MW），公司有望在未来获得更多大容量的EPC项目。

公司营收和归母净利润均负增长

2019年公司营业收入和净利润同比下降主要有三个方面原因，一是并网装机增加导致成本同比上升1.96%，二是雨水较多和出售电站导致公司发电量同比下降 1.55%，三是高账龄应收账款计提的资产减值损失较上年增加1080万元。

20Q3公司实现营业收入/归母净利润26.27/4.02亿元，同比下降23.57%/19.30%，主要系疫情影响下公司光伏电站EPC业务收入下降以及自持电站投产进度滞后的影响。报告期内，公司综合毛利率48.54%，比上年同期增加5.37个百分点，销售费率/管理费率/财务费用为1.22%/8.67%/27.38%，较上年同期大幅提升，摊薄部分净利润。公司净利率15.58%，较上年同期上升0.88个百分点。单Q3公司实现营业收入/归母净利润8.97/1.83亿元，同比下降28.53%/29.91%。报告期内，公司综合毛利率53.15%，比上年同期增加3.15个百分点。费用方面，销售费率/管理费率/财务费率为1.50%/9.86%/24.49%，同比上升0.53/4.54/4.79个百分点，费率水平大幅上升，期间费用增加侵蚀了净利润。公司净利率20.72%，较上年同期下降0.31个百分点。

根据公司业绩快报，2020年公司实现营业收入/归母净利润35.88/5.23亿元，同比下降32.88%/27.60%，主要是公司光伏电站EPC业务受订单获取、施工进度及并网延迟影响，EPC业务收入同比出现较大程度下滑，导致报告期内公司整体业绩同比下降。

估值处于历史较高位

截至4月20日收盘晶科科技PE（TTM）33.34倍，PB（LF）1.57倍，横向来看，目前主要企业的估值低于晶科科技（太阳能PE20.04倍）。纵向来看，公司估值处于上市以来较高的位置，反映了市场对公司基本面恢复的预期。

根据Wind一致预测，公司2021/2022年净利润分别为8.10/10.78亿元，按照4月20日收盘价计算PE21.56/16.18倍。

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