光伏行业下半年展望：平价元年已提前展开

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: 需求预测框架图

资料来源：SolarPowerEurope，SEIA，能源局，Mercom India，Solarzoom，中金公司研究部

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、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: 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

资料来源：各国能源主管部门网站，中金公司研究部

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2020~22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2020~22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: 欧（上图）美（下图）替代需求测算

资料来源：Beyond Coal，BP，Eurostat，SEIA，EIA，中金公司研究部

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2018~19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: 澳大利亚分布式回报率增幅与需求增速对比

资料来源：APVI，Australian Bureau of Statistics，BNEF，中金公司研究部

图表: 澳大利亚各州屋顶光伏渗透率（安装光伏屋顶比例）

资料来源：APVI，中金公司研究部

图表: 德国分布式回报率增幅与需求增速对比

资料来源：Eurostat，German grid operator， BNEF，中金公司研究部

图表: 传统市场分布式度电收入、度电成本对比

资料来源：KEPCO，TEPCO，EIA，Eurostat， Australian Bureau of Statistics，BNEF，中金公司研究部

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: 新兴光伏市场汇率变动更新

资料来源：Woodmac，IRENA，IADB.org，万得资讯，中金公司研究部

图表: 新兴光伏市场利率变动更新

资料来源：Bloomberg,中金公司研究部

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33~43吉瓦。

图表: 需求弹性测算应用于印度以外的新兴市场

资料来源：PVinsight，Solarzoom，EIA，中金公司研究部

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

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《光伏发电站设计规范》中，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ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/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。

风险

► 疫情二次爆发导致2H20需求再次走弱，对产业链整体价格产生压力。

► 国内竞价项目申报不及预期，未能充分利用电网消纳空间，导致国内实际需求弱于预期。

► 平价时代电网消纳政策收紧，平价项目开发规模不及预期。