2H20光伏策略平价元年已提前展开

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250013 最差时点已过，需求环比进入复苏轨道 3 HYPERLINK l _TOC_250012 最差时点已过，需求 U 型反弹 3 HYPERLINK l _TOC_250011 国内：电网打开消纳空间，西边不亮东边亮 3 HYPERLINK l _TOC_250010 海外：发达市场复产复工如期推进，新兴市场疫情仍在发展 6 HYPERLINK l _TOC_250009 供需改善子环节产品价格见底，下半年板块有望轮动 9 HYPERLINK l _TOC_250008 国内需求确定性高，逆变器和 EPC 龙头盈利能力获得支撑 9 HYPERLI

2、NK l _TOC_250007 薄玻璃价格率先回升，上游硅料库存去化、供需改善后价格有望反弹 9 HYPERLINK l _TOC_250006 电池盈利环比改善 10 HYPERLINK l _TOC_250005 硅片价格探底或尚未完成，硅料价格如反弹硅片毛利率承压 11 HYPERLINK l _TOC_250004 看好明年全球需求基准情景达到 150 吉瓦 12 HYPERLINK l _TOC_250003 2021 年全球光伏需求展望：基准情景下有望达到 150 吉瓦 12欧美日澳韩发达市场有望贡献 66 吉瓦需求：项目递延，退役装机替代，分布式有望爆发 12 HYPERLIN

3、K l _TOC_250002 印度+其他新兴市场，组件价格下降刺激新需求，对冲疫情带来的项目取消影响 14 HYPERLINK l _TOC_250001 2021 年国内需求虽面临不确定性，但平价项目较高回报率仍有望支撑 40-45 吉瓦装机 15 HYPERLINK l _TOC_250000 风险 18图表图表 1: 全球光伏需求季度判断与预测 3图表 2: 2020 新增电网消纳空间与 2019 年对应区域并网装机容量对比 4图表 3: 国内光伏历年新增装机与 2020 新增消纳空间 4图表 4: 考虑 2019 结转项目后的国内装机来源预测 5图表 5: 22 省区已发布竞价/平价

4、项目安排， 5图表 6: 主要开发商与地方政府合作布局光伏项目开发 6图表 7: 出口数据整体月度表现 6图表 8: 几个发达市场出口数据月度表现 7图表 9: 几个发展中市场出口数据月度表现 7图表 10: 各国疫情进展 8图表 11: 光伏各子板块 2H20 观点汇总 9图表 12: 硅料名义产能和检修情况回溯对比 10图表 13: 电池厂商毛利率环比修复 11图表 14: 需求预测框架图 12图表 15: 欧洲部分国家光伏招标项目储备中以 2020/21 为最后并网年限的容量估算 13图表 16: 欧（左图）美（右图）替代需求测算 13图表 17: 澳大利亚分布式回报率增幅与需求增速对比

5、 14图表 18: 澳大利亚各州屋顶光伏渗透率（安装光伏屋顶比例） 14图表 19: 德国分布式回报率增幅与需求增速对比 14图表 20: 传统市场分布式度电收入、度电成本对比 14图表 21: 新兴光伏市场汇率变动更新 15图表 22: 新兴光伏市场利率变动更新 15图表 23: 需求弹性测算应用于印度以外的新兴市场 15图表 24: 国内平价进程（更新到 2020E） 16图表 25: 可比公司估值表 17最差时点已过，需求环比进入复苏轨道最差时点已过，需求 U 型反弹我们预计 2Q20 全球需求将较 1Q20 环比略为回升，而 3Q20 全球需求有望达到 33 吉瓦，环比增长 26%，4

6、Q20 则有望进一步出现抢装达 46 吉瓦，环比增长 39%。主要基于：（1）国内新增装机的顾虑在电网消纳空间打开后解除；（2）海外逐步复工复产后递延需求逐步释放。图表 1: 全球光伏需求季度判断与预测45.62.035.532.95.026.20.523.225.412.54.01815181820.450454035302520151050海外产能国内装机出口全球合计吉瓦 4Q19A1Q20A2Q20E3Q20E4Q20E资料来源：Solarzoom，中电联，BP， 国内：电网打开消纳空间，西边不亮东边亮电网消纳空间总量明显提升，预计 2020 年国内需求增速高达 65

7、%。不同于 2019 年，电网公司已于 5 月末公示全年光伏、风电分别新增并网消纳容量 48.5 吉瓦和 36.7 吉瓦。光伏的新增消纳空间较 2019 年实际装机提升 62%，仅次于 2017 年的 53.4 吉瓦，我们认为这一消纳承诺有望支撑今年新增装机达到历史第二高。消纳空间承诺公示，降低项目申报不确定性。2019 年受到电网消纳意见不明确影响，竞价项目补贴额度最终未能完全分配，装机节奏上也出现了在 12 月集中并网的不平衡结构。2020 年在能源局、发改委年初政策推动下，电网给出了新增光伏项目消纳空间明确承诺，我们认为可以减轻新竞价、平价项目申报的顾虑，吸引更多项目参与竞价，并在 6

8、月末名单公示后有序并网。参与 2019 竞价省份获得 15 吉瓦新增空间，另有 8 个去年未竞价省区获得 10 吉瓦容量，政策鼓励意味明确。我们汇总各省电网新增消纳空间，除山西、贵州、宁夏三省区外，其余省区消纳空间均较 2019 年竞价项目容量增长，合计获得 15 吉瓦新增空间。而青海、黑龙江等 8 省区在 2019 年受到弃光率等因素影响并无竞价项目，在 2020 年考虑到 2019 的改善以及对于 1Q20 消纳考核的放宽背景下，获得 10 吉瓦新增消纳空间。我们认为这些省区往往具备较高的利用小时条件，在组件价格持续下降背景下具备较强的竞价竞争能力，获得消纳空间后有望支撑今年国内装机需求。

9、图表 2: 2020 新增电网消纳空间与 2019 年对应区域并网装机容量对比2019有竞价项目省区2019无竞价项目省区2019竞价项目容量（兆瓦） 2020新增消纳空间（兆瓦） 增量（兆瓦） 增幅2019竞价项目容量（兆瓦） 2020新增消纳空间（兆瓦） 增量（兆瓦） 增幅北京1982505226%青海无项目3,0003,000n.a.天津43665021449%黑龙江无项目1,0001,000n.a.河北1,1803,3002,120180%吉林无项目600600n.a.山西3,0712,350-721-23%新疆无项目1,2001,200n.a.内蒙古4492,8002,351523%

10、甘肃无项目1,0001,000n.a.辽宁1591,4001,241778%福建无项目1,3001,300n.a.上海21540018586%海南无项目100100n.a.江苏5333,2502,717510%西藏无项目-n.a.浙江2,4642,500361%云南无项目1,8001,800n.a.安徽7541,600846112%小计-10,00010,000n.a.江西1,1201,80068061%山东9944,4003,406343%合计河南2701,5001,230456%国网区域16,62846,45029,822179%湖北1,2521,50024820%蒙西电网区域4492,0

11、001,551345%湖南858900425%南网区域5,7117,4001,68930%广东1,6661,8001348%广西4451,000555125%全国22,78948,45025,661113%重庆95041442%四川475074617877%贵州3,6012,700-901-25%陕西1,3232,30097774%宁夏1,7881,250-538-30%小计22,78938,45015,66169%资料来源：能源局，国家电网官网，南方电网官网，蒙西电网官网， 图表 3: 国内光伏历年新增装机与 2020 新增消纳空间吉瓦53.4145.2548.4531.7130.2211.

12、3013.8091.07605040302010020102011201220132014201520162017201820192020消纳空间资料来源：中电联， 2019 递延竞价、平价项目按综合 69%落地比例，预计贡献 14.04 吉瓦装机。针对 2019 年递延的竞价、平价、特高压等项目，我们测算：竞价项目在电价退坡前有望 100%完成并网，而平价项目由于其灵活性，可能保持约 40%的落地比例，综合来看合计 20.25 吉瓦的递延项目有望贡献 14.04 吉瓦新增装机；特高压示范及领跑者奖励合计 7.2 吉瓦项目有望按照政策规划在年内完成并网；2020 新增项目

13、贡献 24.3 吉瓦，竞价项目有望成为主力。基于竞价补贴额度以及各省项目空间，我们预计 2020 年新增的平价、竞价项目在 30 和 25 吉瓦水平，参考 2019 年的落地比例推算，我们预计竞价平价贡献 19.5 吉瓦。图表 4: 考虑 2019 结转项目后的国内装机来源预测2020E 中金预测2020E（吉瓦）基准项目规模并网比例2020E2019结转项目平价2019A10.340%4.1竞价2019A9.9100%9.9特高压，示范区，其他5.7100%5.7领跑者1.5100%1.52020新增项目平价2020E30.015%4.5竞价2020E25.060%15.0户用2020E8.

14、0100%8.0扶贫2020E1.0100%1.02020E 合计（分项加总）49.7资料来源：能源局，中电联， 各省竞价项目陆续出炉，政策出台早，项目准备更充分截止 5 月底，已有 22 个省区发布了 2020 年的竞价、平价项目方案，其中 11.5GW 竞价项目以及 9.5 吉瓦平价项目已明确划定，占 2020 年预期新增竞价、平价项目的 52%和 61%。伴随后续其他省份陆续发布政策，以及前期省区竞价项目申报推进，我们预计今年新增的竞价、平价项目仍将达到 22 吉瓦和 15.5 吉瓦。图表 5: 22 省区已发布竞价/平价项目安排，序号省份竞价项目管理文件发布时间竞价项目公示时间竞价项目

15、容量（兆瓦） 平价项目总规模（兆瓦） 平价项目新增容量（兆瓦） 1宁夏2020/3/13n.a.1,250指标全部用于竞价n.a.2贵州2020/3/132020/5/115,680指标全部用于竞价n.a.3辽宁2020/3/16n.a.n.a.1,9541,8344陕西2020/3/16n.a.n.a.1,5991,4795天津2020/3/23n.a.n.a.n.a.n.a.6江西2020/3/23n.a.n.a.n.a.n.a.7内蒙古2020/3/26n.a.1,400指标全部用于竞价n.a.8安徽2020/3/27n.a.n.a.n.a.n.a.9重庆2020/3/27n.a.n.a

16、.n.a.n.a.10河北2020/4/1n.a.n.a.2,7532,75311河南2020/4/7n.a.n.a.71038212上海2020/4/9n.a.n.a.n.a.n.a.13广东2020/4/9n.a.600n.a.n.a.14山东2020/4/10n.a.n.a.n.a.n.a.15江苏2020/4/10n.a.n.a.n.a.n.a.16湖北2020/4/15n.a.n.a.n.a.n.a.17青海2020/4/152020/5/242,0001,2001,20018吉林2020/4/27n.a.n.a.n.a.n.a.19新疆2020/5/13n.a.600n.a.n.a

17、.20北京2020/5/19n.a.n.a.n.a.n.a.21浙江2020/5/19n.a.n.a.n.a.n.a.22湖南2020/5/26n.a.n.a.1,3201,170合计11,530 9,536 8,818 资料来源：各省能源局官网， 企业集团投资计划陆续发布，新基建支撑光伏需求在国内经济刺激政策支持下，地方政府积极寻找具有社会和经济综合价值的项目引进投资。光伏电站作为环境友好且收益率可观的投资选择，我们认为已经成为企业和政府的优先选择。根据不完全统计，我们发现近几个月仅企业集团和地方政府签署的协议中明确的光伏新增装机规模就达到 19.7 吉瓦，其中约 2.8 吉瓦确定在 202

18、0 年投产，相当于所在省份约 16%的新增消纳空间。同时锁定了 6.1 吉瓦的 2021 年投产计划，为稳定后续行业需求做足准备。图表 6: 主要开发商与地方政府合作布局光伏项目开发总规模预计2020投产量预计2021投产量所在省2020年消纳能力省份汇总参与企业集团(MW)(MW)(MW)(MW)占比新疆国电投、振发控股3,0009002,1001,20075%山西国电投、三峡新能源13,4001,0002,4002,35043%甘肃正泰 5002003001,00020%广西国电投 3001002001,00010%吉林大唐 200501506008%河南国电投平煤1,0001001001

19、,5007%湖北大唐 2501001501,5007%贵州国电投、华电 5001503502,7006%内蒙古华能、三峡新能源 3001002002,8004%陕西大唐 200501502,3002%上海正泰-4000%合计19,6502,7506,10017,35016%资料来源：公司网站，地方政府网站， 海外：发达市场复产复工如期推进，新兴市场疫情仍在发展考虑 2 季度是海外市场受疫情影响最为严重的阶段，但同时海外产能运转或受到冲击，提供额外的国内企业组件出口空间。4 月出口同环比分别回落 5%和 27%至 5.5 吉瓦；5 月出口环比修复 9.4%至 6.0 吉瓦，同比-0.9%；6 月

20、我们保守预计需求继续环比回升至 6.5 吉瓦/月，则 2 季度出口总量在 18 吉瓦水平。在海外疫情 2 季度末受控，3-4 季度需求复苏的基准假设下，进入 3 季度，我们预计海外需求将回升至 18.5 吉瓦，其中来自中国出口的组件 18吉瓦，海外产能贡献 0.5 吉瓦。图表 7: 出口数据整体月度表现8,000（兆瓦）7,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0002018年1月2018年2月2018年3月2018年4月2018年5月2018年6月2018年7月2018年8月2018年9月2018年10月2018年11月2018年12月2019年1月2019年2月201

21、9年3月2019年4月2019年5月2019年6月2019年7月2019年8月2019年9月2019年10月2019年11月2019年12月2020年1月2020年2月2020年3月2020年4月2020年5月0资料来源：Solarzoom， 发达市场疫情后需求表现积极，经济复苏政策支撑光伏投资出口数据显示发达市场需求仍然坚挺。观察 2020 年以来的月度出口数据，我们看到荷兰、日本、西班牙等海外发达市场需求保持稳健。其中 3、4 两个月出口到荷兰的组件达到 1.4和 1.6 吉瓦，支撑发达市场需求达到 3.4 和 3.5 吉瓦。发达市场如期复工，项目建设恢复较快，是拉动组件出口需求的重要原因

22、。我们认为主要发达市场疫情控制进展符合预期，5 月陆续放开社交管控，是使得出口数据快速修复的重要原因。其中日本已宣布解除全国所有地区的紧急状态，将每三周评估一次形势，分步重启经济，反映在出口日本的组件装机增长；西班牙在 5 月以来已恢复了 7 个光伏项目，其中 50 兆瓦 Renedo 和 Belinchon 项目已顺利投产，15 兆瓦 Toledo 项目以及卡斯蒂利亚和莱昂地区的 695 兆瓦光伏基地开工。德国计划从 6 月 15 日起解除对欧盟成员国、英国、冰岛、挪威、列支敦士登和瑞士的旅行禁令。意大利计划于近期部分取消跨国旅行限制。法国 “解封”第二阶段，餐馆、咖啡馆等场所恢复营业。疫情

23、后发达经济体复苏刺激举措进一步加速光伏投资。伴随疫情控制后的经济重启，发达市场陆续出台含有可再生能源的刺激计划。其中（1）欧洲:15 个成员国和欧洲议会议员支持设计一套绿色复苏方案，结合利用规划中的绿色协议，作为投资可再生能源的途径；（2）德国光伏发展相关各方机构和政府推进取消补贴装机上限，有望打消新增装机增长的疑虑；（3）以色列制定在未来数年总共部署 2GW 光伏发电项目的计划，同时也将对提高能源效率、替代运输燃料等新能源领域进行投资，整个计划涉及近 71 亿美元资金，由以色列政府提供担保。图表 8: 几个发达市场出口数据月度表现图表 9: 几个发展中市场出口数据月度表现(兆瓦)4,0003

24、,5003,0002,5002,0001,5001,000500-(兆瓦)3,5003,0002,5002,0001,5001,000500201901201902201903201904201905201906201907201908201909201910201911201912202001202002202003202004201901201902201903201904201905201906201907201908201909201910201911201912202001202002202003202004-日本 澳大利亚 美国 荷兰 韩国 西班牙 德国 葡萄牙印度墨西哥巴西巴基斯

25、坦越南智利泰国乌克兰埃及南非 资料来源：Solarzoom， 资料来源：Solarzoom， 部分新兴市场疫情仍在发展过程中，汇率、封关影响仍存新兴市场受疫情影响较发达市场更为严重，汇率、封关成主要因素。正如我们在此前报告中所分析的1，我们认为相比发达国家除了抗疫措施造成的项目延期外，更需警惕发展中国家光伏项目随汇率、利率环境恶化而丧失经济性，最终导致项目取消的风险。过去两个月新兴市场光伏组件出口同比跌幅明显（4 月出口 1.76 吉瓦，同比-40%，5 月出口 1.83 吉瓦，同比-29%），验证了我们的担忧。近期我们看到部分新兴市场疫情仍在发展过程中，汇率、封关影响仍存。巴西、印度等国单日

26、确诊维持高位震荡，印度将全国封锁措施延长 1 个月至 6 月 30 日。巴西、南非等国汇率贬值问题以及阿根廷的风险溢价飙升形势依旧较为严峻，我们认为当地项目进展包括后续融资存在不确定性。但东南亚疫情控制相对较好，项目进展有所恢复。1 详见我们于 2020 年 4 月 22 日发布的发展中国家疫情仍存不确定性，警惕疫情升级和金融风险。图表 10: 各国疫情进展资料来源：WHO， 宏观组市场担心 7 月需求再次回落的风险，但我们认为难改 3 季度整体环比回升趋势，主要基于以下几点：1、 海外部分项目前期准备受到疫情影响，可能出现短暂的项目真空期，需要等到复工后项目贷款、审批等各项手续完成才能推进，

27、或将对 6-7 月的海外需求带来一些影响。2、 但考虑到对于海外大型 EPC 项目而言，从招标到最终并网的周期通常在 1 年半到 2 年时间，2 个月社交限制期间带来的前期准备延迟有望在后续进程中逐步赶回，对于大型项目的需求可能形成递延但不至于取消。因此度过 1-2 个月的低谷后，我们预计 3 季度整体趋势保持环比回升。3、 而对于海外户用和工商业分布式项目，由于经销商渠道的特点，在疫情导致的社交限制发生后需求减少幅度确实较大，但同样在复工复产、销售人员重新部署后，需求的复苏也会较快启动。我们认为户用项目的递延也将在 1-2 个月的低谷后结束。供需改善子环节产品价格见底，下半年板块有望轮动我们

28、预计国内需求为主的下半年光伏市场中，逆变器和 EPC 企业盈利将获得确定性支撑；而伴随 5、6 月产能变动对于库存的消耗，玻璃、硅料价格将有望率先筑底。下游电池价格我们认为将更多跟随硅片走势，组件则在近期其他环节跌幅收窄背景下持续补跌，而硅片环节将持续受到新产能投放带来的供需压力影响。我们下半年光伏各子板块的推荐顺序是：玻璃/胶膜/硅料 逆变器/EPC 电池/组件 硅片。图表 11: 光伏各子板块 2H20 观点汇总2 H 20 年子板块展望逆变器EPC 多晶硅单晶硅片子板块需求/价格趋势展望正面正面正面负面国内市场需求同比国内市场需求同比大厂检修清库存，单晶龙头产能持续高增长，且需求集高增长

29、，且组件价需求集中背景下并释放，价格承压。核心原因中价格获得支撑。格持续下降释放回报空间。无新产能投放，供需改善具备12个月且如果硅料涨价毛利率持续受挤压。涨价窗口期。单晶PERC电池组件光伏玻璃EVA/POE膜子板块需求/价格趋势展望企稳负面正面正面技术迭代尚未来组件价格或将继续扩产集中于两大龙行业前三名市场份临，硅片价格可能消化此前PERC电池头，双玻比例稳步额占比超过80，行核心原因续跌，现有PERC产降幅，价格或将继提升进一步优化供业格局稳定，而需能盈利能力趋稳。续缓慢下行。需格局，价格有望求复苏，支撑价格高位企稳。资料来源： 国内需求确定性高，逆变器和 EPC 龙头盈利能力获得支撑考

30、虑到下半年国内光伏装机有望达到 37.6 吉瓦（前述图 1），超过去年全年装机量，我们认为聚焦国内市场的 EPC 承包商和逆变器厂商有望获益。一方面下半年订单有保障，同比收入有望翻倍。另一方面产品价格获得支撑，我们看到集中式逆变器价格已经企稳，预计盈利弹性有望达到 139%。薄玻璃价格率先回升，上游硅料库存去化、供需改善后价格有望反弹国内需求成为主要驱动因素，双玻组件渗透率提升，带动薄玻璃涨价并改善玻璃供需。2020年国内光伏需求在全球新增装机占比重回 38%。而国内市场接受度更高的双玻产品，有望在 2020 年获得更高的市场渗透率。从而带动双玻生产所需的 2.5/2.0 毫米薄玻璃的需求呈现

31、快于行业平均的增速。5 月 21 日和 28 日卓创资讯两次报价中各厂家陆续上调 2.5/2.0 毫米薄玻璃价格 0.5 元/平米至 20 元/平米。另一方面，生产双玻产品后，每吨熔化量对应的吉瓦产出下降 25%，加速了整体供需格局的改善。而主流供给端福莱特一窑四线 600 吨天产能于 5 月底正式冷修，福建台玻原计划 5 月底点火产能顺延至 6 月底，产能环比降低 2.5%。我们认为供需结构的持续环比改善将支撑主流 3.2 毫米产品价格企稳，下半年抢装高峰可能带动玻璃价格反弹。与薄玻璃逻辑类似，光伏胶膜也将受益于双玻组件渗透率的提升。一方面产品需求增速快于行业需求平均增速；另一方面由于板块格

32、局稳定，三个龙头企业市场份额稳定接近 80%，龙头掌握扩产节奏，保持行业供给平稳，如果个别月份出现抢装，胶膜价格可能复制去年年末今年年初的上涨态势，进一步扩大龙头盈利能力。硅料 5、6 月检修量增加，库存加速去化，价格有望企稳反弹。硅业协会 5 月底硅料报价结束 8 周以来的连续下跌，显示筑底态势。供给端 5 月检修减产效果显现，叠加需求环比回升形成此次价格支撑。根据硅业协会的统计，5 月国内检修企业达到 5 家，行业产量环比减少 7.6%，而海外瓦克及 OCI（马来西亚）均在 4 月中就已进入检修状态，5 月进口量可能较 4 月进一步下滑。而根据硅业协会统计，6 月国内检修企业预计将再增加四

33、川永祥及内蒙古东立，6 月产量将环比 5 月进一步降低；而海外产能尚无复产计划，硅料进口将保持低位，6 月供给端有望较 5 月进一步收缩。因此我们认为在供需结构加速好转背景下，硅料价格在 6 月有望企稳。图表 12: 硅料名义产能和检修情况回溯对比检修降负荷企业数检修停产数隐含产能利用率88%86%79%62%55%1614121086422018年8月2018年9月2018年10月2018年11月2018年12月2019年1月2019年2月2019年3月2019年4月2019年5月2019年6月2019年7月2019年8月2019年9月2019年10月2019年11月2019年12月2020

34、年1月2020年2月2020年3月2020年4月2020年5月0间100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%资料来源：硅业协会， 电池盈利环比改善电池近期降幅已小于硅片，毛利率修复盈利改善。3 月末硅片价格开始调整后，电池环节毛利率水平获得改善。截止 5 月末，G1 硅片已降价 19%至 2.68 元/片，G1 电池降价 15%至0.82 元/瓦。根据我们的测算，按行业龙头的非硅片成本，G1 电池毛利率已较 4 月低点修复 6 个百分点。考虑后续硅片龙头新产能将持续投放，我们认为硅片价格在下半年仍将承压。而电池价格在国内抢装需求的支撑下，自 4 月底以来已经企稳，部分高

35、效产品价格反弹。且当前电池与硅片价格相对水平下，二线企业毛利率已接近于零，后续电池的价格调整将主要伴随硅片调整发生。因此我们认为电池环节一线企业将受益于需求环比改善带来的毛利率修复。图表 13: 电池厂商毛利率环比修复6ppt35%30%25%20%15%10%5%2019/1/42019/1/252019/2/152019/3/82019/3/292019/4/192019/5/102019/5/312019/6/212019/7/122019/8/22019/8/232019/9/132019/10/42019/10/252019/11/152019/12/62019/12/272020/

36、1/172020/2/72020/2/282020/3/202020/4/102020/5/12020/5/220%-5%-10%一线毛利率二线毛利率资料来源：Solarzoom， 硅片价格探底或尚未完成，硅料价格如反弹硅片毛利率承压根据主流企业反馈，2020 年原定扩产计划仍在有序推进，年末单晶硅片主流产能仍将同比增长 60%左右（约 64 吉瓦）至 170 吉瓦附近，即使需求相对集中于下半年，我们认为仍将大概率出现供过于求的局面。另一方面，由于主流企业在 2020 年集中量产包括 210 毫米、 18x 毫米、166 毫米以及 158.75 毫米的各类新硅片产品，不同尺寸产品争夺下游市场空

37、间，给硅片价格带来更大压力。因此我们认为目前硅片价格的调整可能尚未到底，下半年伴随新产能持续投放叠加上游硅料价格的潜在反弹，可能使得硅片企业毛利率进一步承压。看好明年全球需求基准情景达到 150 吉瓦2021 年全球光伏需求展望：基准情景下有望达到 150 吉瓦我们认为基准情景下 2021 年全球光伏装机有望达到 150 吉瓦，其中国内 40 吉瓦、海外 110吉瓦：欧美日澳韩等发达市场方面：递延项目、退役装机替代以及分布式回报驱动需求爆发三点因素的叠加，有望贡献 66 吉瓦需求。新兴市场方面：印度、拉美等近年光伏热门市场疫情起步晚于发达市场，影响时间可能更长，可能有 5 吉瓦水平的项目面临取

38、消。但受益于组件价格下降刺激的需求弹性增长，总需求贡献有机会恢复到 2020 年原预测 44 吉瓦情形。国内方面：无补贴时代第一年可能同比下滑到 40 吉瓦左右，平价需求尚存不确定性。但我们认为国企和地方政府开发意愿和相对宽松的信贷条件有望支撑平价需求的开端。图表 14: 需求预测框架图（吉瓦)2020原预测-递延-取消2020E+增长+递延结转2021E欧洲244.1-202.44.127美国16-167.10.023印度165.03.08-5.013中国50-50-10.0-40新兴市场294.82.5215.74.832澳、日、韩151.0-140.51.0016合计150130150资

39、料来源：SolarPowerEurope，SEIA，能源局，Mercom India，Solarzoom， 欧美日澳韩发达市场有望贡献 66 吉瓦需求：项目递延，退役装机替代，分布式有望爆发递延项目贡献 2021 年 5 吉瓦增量，招标项目储备提供保底需求传统市场率先复苏，欧洲地面电站递延需求有望落地。我们认为今年疫情对欧洲光伏推进的主要影响主要包括：原定于年末并网项目的工期延后，以及部分早期项目在审批、融资环节受疫情影响延迟，我们认为会带来约 2 个月的整体工期延后，这部分需求将递延至 2021年兑现。另外，尽管今年一、二季度因疫情影响部分国家推迟了可再生能源的招标，但考虑到主力需求国如德国

40、、法国、荷兰的招标项目从开标到并网期限一般在 1.5 年及以上，长者可达 4 年，因而我们认为原定于 2021 年并网的装机主要为 2019 年及以前批次完成招标的存量项目，今年的部分招标延迟不会对 2021 年需求形成明显缺口。我们统计几个主力市场中，并网期限为 2021 年的项目储备量较并网期限为2020 年的项目量同比或基本持平，提供保底需求。图表 15: 欧洲部分国家光伏招标项目储备中以 2020/21 为最后并网年限的容量估算（兆瓦）5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000德国法国荷兰20202021资料来源：各国能源主管部门

41、网站， 美国 ITC 抢装意愿强，2021 年起有望迎来需求释放。Woodmac 统计截至 2020 年一季度，美国有 12.5 吉瓦在建地面光伏电站项目，预计于 2020 年起并网，以及 38.5 吉瓦已锁定电价合同的开发中项目和 64.6 吉瓦还未锁定合同的早期项目，我们认为这些项目储备有望自2021 年起陆续释放。装机替代方兴未艾，煤电、核电退役保障电网新能源电站消纳空间我们认为欧美煤电、核电的有序退役保障了电网消纳新能源空间：根据欧洲已宣布的 202022 年煤电/核电退役量有 16 吉瓦/1 吉瓦，若假设退役空间全部由风光气等清洁能源替代，按 1:3/1:5 的利用小时数转换，带来的

42、年均清洁能源装机空间在 18 吉瓦。若考虑疫情带来的传统电源经济性走弱，更多服役年限较长机组提前计划退役，年均清洁能源装机空间乐观情况下可达到 33 吉瓦。根据美国已计划的 202022 煤电/核电退役量在 14 吉瓦/4 吉瓦，按 1:2/1:4 的利用小时数转换，带来的年均清洁能源装机空间有 15 吉瓦。若考虑疫情带来的传统电源经济性走弱，更多服役年限较长机组提前计划退役，年均清洁能源装机空间乐观情况下可达到 39 吉瓦。图表 16: 欧（左图）美（右图）替代需求测算欧洲：基准情景（吉瓦）202020212022 新能源转换系数美国：基准情景（吉瓦）202020212022 新能源转换系数

43、煤电退役核电退役让出新能源空间2020-2022年均新能源空间光伏占比光伏空间3.0煤电退役核电退役让出新能源空间2020-2022年均新能源空间光伏占比光伏空间2.00.00.01.05.02.01.00.84.026.87.613.717.814.633%33%5.94.9欧洲：乐观情景（吉瓦）202020212022 新能源转换系数美国：乐观情景（吉瓦）202020212022 新能源转换系数煤电退役核电退役让出新能源空间2020-2022年均新能源空间光伏占比光伏空间3.0煤电退役核电退役让出新能源空间202

44、0-2022年均新能源空间光伏占比光伏空间18.515.716.92.00.00.01.05.02.01.00.84.040.425.433.345.035.437.133.039.233%33%11.013.1资料来源：Beyond Coal，BP，Eurostat，SEIA，EIA， 分布式需求恢复弹性大，2021 年新增贡献在 5 吉瓦以上分布式装机不受传统电源退役空间约束，成熟市场经验显示回报率提升带来市场扩容。以澳大利亚为例，作为最成熟的分布式光伏市场之一，官方估算全澳各州屋顶光伏的渗透率已达到 15%36%不等，而近三年分布式光伏装机依旧保持了 30%以上的高增速。细看澳洲分布式市

45、场增长速度，我们以度电收益较度电成本的溢价来近似项目回报率，发现澳洲在项目回报率转正后，过去三年的分布式装机增速与回报率增速呈现正相关，也即回报率提升打开新的用户市场，从而驱动分布式装机的进一步增长。我们观测到美国、德国分布式市场在补贴政策、市场格局更为稳定的 201819 年也呈现了分布式回报与新增装机同增同减的趋势。我们认为随着各国分布式逐步脱离高额度电补贴，走向自发增长的用户侧平价时代，整体需求增长走势有望复刻目前在澳大利亚等国观察到的现象。我们看好欧洲、澳洲 2021 年分布式装机增长有望达到 20%，而美国在 ITC 驱动下我们看好其达到 45%的增速，三个市场合计贡献约 5.5 吉

46、瓦的分布式市场增量。而我们测算在日本、韩国实现分布式自发增长的回报率临界点尚未来临，保守估计 2021 年装机或总体持稳。图表 17: 澳大利亚分布式回报率增幅与需求增速对比图表 18: 澳大利亚各州屋顶光伏渗透率（安装光伏屋顶比例）150%130%110%90%70%50%30%10%-10%-30%-50%澳大利亚后续年份装机增速与回报增长正相关分布式回报超过10%装机增速转正60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%36%35%29%20%18%18%16%15%40%35%30%25%20%15%10%5%201420152016201720182019回报率= 度电电价

47、/度电成本- 1回报率增速（右轴）装机量增速（右轴）0%QLDSAWANSWNTVICACTTAS 资料来源：APVI，Australian Bureau of Statistics，BNEF， 资料来源：APVI， 图表 19: 德国分布式回报率增幅与需求增速对比图表 20: 传统市场分布式度电收入、度电成本对比 120%100%80%60%40%20%0%-20%分布式回报转正至超过10%装机高增速30%德国后续年份装机增速与回报增速正相关2015201620172018201925%20%15%10%5%0%120%（度电收入/度电成本-1）100%80%60%40%20%0%-20%-

48、40%-60%-80%回报率= 度电电价/ 度电成本- 1装机量增速回报率增速（右轴）韩国日本美国欧洲平均澳大利亚 资料来源：Eurostat，German grid operator， BNEF， 资料来源：KEPCO，TEPCO，EIA，Eurostat， Australian Bureau of Statistics，BNEF， 印度+其他新兴市场，组件价格下降刺激新需求，对冲疫情带来的项目取消影响我们认为新兴市场尽管经历油价、疫情冲击，5 吉瓦以上项目面临取消，但在疫情基准情形中，这一影响已基本见底。我们看到新兴市场风险溢价冲高回落、政府大力度降息等动作带来融资利率可能已回落至疫情前水

49、平，此外叠加组件价格深跌，我们认为新兴市场项目经济性除在巴西、南非等个别汇率贬值严重的国家以外，可能已经回到了疫情前的水平。待疫情逐步受控、物理隔离解除、以及投资者对项目投资信心有所修复后，我们认为目前停滞的项目中较大部分有望重启并递延至 2021 年实现并网。图表 21: 新兴光伏市场汇率变动更新图表 22: 新兴光伏市场利率变动更新 本币电价合同，发展中国家疫情更新-汇率发展中国家疫情更新-融资利率（融资利率较疫情前变化，bps）阿根廷调整后融资利率较疫情前变动依旧在200bps以上，项目不可行200150100500-50-100阿根廷 -150-200-250-300除巴西以外，各国基

50、准利率进一步下调以及风险溢价回落带来下综合融资利率或低于疫情前水平截至4月中截至5月底3,200本币电价合同，汇率贬值在5%以内项目受影响较小墨西哥合同电价对美元调整可能延迟越南墨西哥汇率贬值10%，项目受影响美元挂钩合同或固定汇率制度项目不受汇率影响（本币兑美元变动，负数代表贬值）阿根廷巴基斯坦智利乌克兰阿联酋印度马来西亚以色列巴西南非汇率贬值持续超过10%红线，项目不再可行3,1003,0002,9002,8002,7002,6002,5002,400-25%-20%-15%-10%-5%0%5%5M20 YTD4M20 YTD乌克兰 南非巴西 墨西哥 越南印度 马来西亚 阿联酋 巴基斯坦

51、 资料来源：Woodmac，IRENA，IADB.org，万得资讯， 资料来源：Bloomberg, 印度光伏项目推进或仍受疫情掣肘。我们看到印度单日确诊维持高位震荡，并将全国封锁措施延长 1 个月至 6 月 30 日。基于电力需求放缓、电网公司财务风险等因素，当地行业咨询机构已大幅下调装机预期，我们暂对这一市场 2020 往后市场发展采取更保守态度。但其他市场在组件又一轮价格下降中，更多新兴需求有望打开。Solarzoom 追踪的组件出口均价在 2019 年 10 月-2020 年 5 月期间已累计下跌 14%，我们测算本轮价格下跌若止于累计约 17%，根据需求弹性测算，保守来看印度以外的新

52、兴市场需求有望恢复到疫情前的月均2.7 吉瓦，乐观来看有望增长至月均 3.6 吉瓦，2021 年合计的装机空间在 3343 吉瓦。图表 23: 需求弹性测算应用于印度以外的新兴市场历次时点2014.12014.82015.12015.62016.32017.82018.52019.22019.102020.6E产品价格切换至单晶PERC组件区间前价格（美元/瓦）0.6920.6140.5410.2970.253区间后价格（美元/瓦）0.6160.5490.3250.2150.211组件价格下降绝对值（美元/瓦）-0.076-0.064-0.217-0.082-0.042组件价格下降比例-11%

53、-10%-40%-27%-17%区间前平均月度需求（兆瓦）1,8972,0052,4633,3577,036区间后平均月度需求（兆瓦）2,0052,4633,3577,0368,947月度需求增长绝对值（兆瓦）1084588943,6801,910月度需求增长比例6%23%36%110%66.6%需求-价格弹性（比例）需求-价格弹性（绝对值）-0.517-1,418-2.188-7,151-0.906-4,123-3.988-45,148-3.988-45,148资料来源：PVinsight，Solarzoom，EIA， 2021 年国内需求虽面临不确定性，但平价项目较高回报率仍有望支撑 40

54、-45 吉瓦装机2021 年作为无补贴时代第一年，我们认为光伏需求可能面临一些不确定性。但基于以下几个支撑点，我们认为需求仍有望保持在 40-45 吉瓦水平：2020 年竞价项目或仍有约 10 吉瓦递延至 2021 年；户用 8+吉瓦：2021 年户用补贴政策虽未通知，但我们看好随着大功率组件应用带动户用项目经济性提升，户用规模有望维达到 8 吉瓦，若补贴最终不退坡将有进一步超预期可能。平价结转 20+吉瓦：2019、20 年结转的平价指标并网，合计约 20-22 吉瓦；组件超装监管条件放宽至 1.4 倍，直接提升组件需求 10%到 45 吉瓦左右：在 2019 年9 月住建部征求意见的光伏发

55、电站设计规范中，、类太阳能资源地区的容配比分别不宜超过 1.2:1、1.4:1 和 1.8:1，较此前执行版本的 1.1:1 明显提升，在相同并网量的基础上，组件需求将额外增加 10%以上。因此我们认为在前述 3 点合计约 40吉瓦装机的基础上，国内实际组件需求可能在 45 吉瓦左右，实现平稳过渡平价时代。到 2020 年底，全国范围内预计有 25 个省可实现平价，基本覆盖主要省区，支撑新增平价项目开发。截止 2020 年中，基于每瓦 3.5 元的光伏建造成本、各省 2019 年利用小时情况以及对比当地燃煤电价水平，我们测算已有 17 个省份实现平价。而如果参考各开发商近期报价中 3.0 元/

56、瓦的 2H20 造价，即使考虑电价较当地火电标杆竞价下浮 10%，也将有合计 25 个省区实现平价（基准 IRR 为 8%）。因此我们认为多数省区的平价项目已具备 8%以上的回报水平，而如果考虑 2H20 组件价格的进一步下降，我们预计平价项目回报率将进一步提升，为 2021 年国内需求平稳过渡到平价阶段提供支持。图表 24: 国内平价进程（更新到 2020E）黑龙江吉林辽宁内蒙古北京山河北青海陕 西西山东湖北江安徽苏浙四川江西江福建云南广西广东海南黑河至腾冲一线（胡焕庸线）1H20达到平价：172020年末新增平价：8造价假设3.50元/瓦3.00 元/瓦利用小时假设2019年最新全省平均利

57、用小时2019年最新全省平均利用小时财务成本假设4.504.50电价假设当地火电标杆上网电价当地火电标杆上网电价-10基准假设20年生命周期，50权益比例,15年折旧，1/年衰减，平价权益IRR水平=8资料来源：能源局，中电联， 图表 25: 可比公司估值表2020E2019A2021E净资产收益率（%）市净率2020E市盈率2019A2020E2021E2019A美元）收盘价 交易货币 市值（百万 财报货币公司名称股票代码大全新能源*DQ.US58.74USD816USD27.97.01.05.419.6保利协鑫*03800.HK0.25HKD640CNY13.02.4n.

58、a.7.9新特能源01799.HK3.79HKD511CNY9.9n.a.n.a.0.4n.a.n.a.3.8n.a.平均值65617.00.71.03.613.8中环股份*002129.SZ19.41CNY7,655CNY59.834.63.16.610.5隆基股份*601012.SH33.53CNY17,909CNY24.018.2京运通601908.SH4.06CNY1,146CNY23.6n.a.n.a.1.1n.a.n.a.5.1n.a.晶盛机电300316.SZ22.89CNY4,157CNY6.35.04.314.517.4平均值7,71738.428.33.512.615.4通