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我們認為疫情影響光伏需求在1H20出現(xiàn)波折，產(chǎn)業(yè)鏈價格再次快速下探（7.4%至34%），加速光伏平價進程。伴隨國內(nèi)裝機帶動需求環(huán)比回暖，我們看好光伏各子板塊下半年機會：玻璃/膠膜/硅料 > 逆變器/EPC > 電池/組件 > 硅片。
最差時點已過，需求環(huán)比進入復蘇軌道
最差時點已過，需求U型反彈
我們預計2Q20全球需求將較1Q20環(huán)比略為回升，而3Q20全球需求有望達到33吉瓦，環(huán)比增長26%，4Q20 則有望進一步出現(xiàn)搶裝達46吉瓦，環(huán)比增長39%。主要基于：（1）國內(nèi)新增裝機的顧慮在電網(wǎng)消納空間打開后解除；（2）海外逐步復工復產(chǎn)后遞延需求逐步釋放。
圖表: 全球光伏需求季度判斷與預測
國內(nèi)：電網(wǎng)打開消納空間，西邊不亮東邊亮
電網(wǎng)消納空間總量明顯提升，預計2020年國內(nèi)需求增速高達65%。不同于2019年，電網(wǎng)公司已于5月末公示全年光伏、風電分別新增并網(wǎng)消納容量48.5吉瓦和36.7吉瓦。光伏的新增消納空間較2019年實際裝機提升62%，僅次于2017年的53.4吉瓦，我們認為這一消納承諾有望支撐今年新增裝機達到歷史第二高。
消納空間承諾公示，降低項目申報不確定性。2019年受到電網(wǎng)消納意見不明確影響，競價項目補貼額度最終未能完全分配，裝機節(jié)奏上也出現(xiàn)了在12月集中并網(wǎng)的不平衡結構。2020年在能源局、發(fā)改委年初政策推動下，電網(wǎng)給出了新增光伏項目消納空間明確承諾，我們認為可以減輕新競價、平價項目申報的顧慮，吸引更多項目參與競價，并在6月末名單公示后有序并網(wǎng)。
參與2019競價省份獲得15吉瓦新增空間，另有8個去年未競價省區(qū)獲得10吉瓦容量，政策鼓勵意味明確。我們匯總各省電網(wǎng)新增消納空間，除山西、貴州、寧夏三省區(qū)外，其余省區(qū)消納空間均較2019年競價項目容量增長，合計獲得15吉瓦新增空間。而青海、黑龍江等8省區(qū)在2019年受到棄光率等因素影響并無競價項目，在2020年考慮到2019的改善以及對于1Q20消納考核的放寬背景下，獲得10吉瓦新增消納空間。我們認為這些省區(qū)往往具備較高的利用小時條件，在組件價格持續(xù)下降背景下具備較強的競價競爭能力，獲得消納空間后有望支撐今年國內(nèi)裝機需求。
圖表: 國內(nèi)光伏歷年新增裝機與2020新增消納空間
2019遞延競價、平價項目按綜合69%落地比例，預計貢獻14.04吉瓦裝機。針對2019年遞延的競價、平價、特高壓等項目，我們測算：
● 競價項目在電價退坡前有望100%完成并網(wǎng)，而平價項目由于其靈活性，可能保持約40%的落地比例，綜合來看合計20.25吉瓦的遞延項目有望貢獻14.04吉瓦新增裝機；
● 特高壓示范及領跑者獎勵合計7.2吉瓦項目有望按照政策規(guī)劃在年內(nèi)完成并網(wǎng)。
2020新增項目貢獻24.3吉瓦，競價項目有望成為主力。基于競價補貼額度以及各省項目空間，我們預計2020年新增的平價、競價項目在30和25吉瓦水平，參考2019年的落地比例推算，我們預計競價平價貢獻19.5吉瓦。
圖表: 考慮2019結轉項目后的國內(nèi)裝機來源預測
各省競價項目陸續(xù)出爐，政策出臺早，項目準備更充分
截止5月底，已有22個省區(qū)發(fā)布了2020年的競價、平價項目方案，其中11.5GW競價項目以及9.5吉瓦平價項目已明確劃定，占2020年預期新增競價、平價項目的52%和61%。伴隨后續(xù)其他省份陸續(xù)發(fā)布政策，以及前期省區(qū)競價項目申報推進，我們預計今年新增的競價、平價項目仍將達到22吉瓦和15.5吉瓦。
企業(yè)集團投資計劃陸續(xù)發(fā)布，新基建支撐光伏需求
在國內(nèi)經(jīng)濟刺激政策支持下，地方政府積極尋找具有社會和經(jīng)濟綜合價值的項目引進投資。光伏電站作為環(huán)境友好且收益率可觀的投資選擇，我們認為已經(jīng)成為企業(yè)和政府的優(yōu)先選擇。根據(jù)不完全統(tǒng)計，我們發(fā)現(xiàn)近幾個月僅企業(yè)集團和地方政府簽署的協(xié)議中明確的光伏新增裝機規(guī)模就達到19.7吉瓦，其中約2.8吉瓦確定在2020年投產(chǎn)，相當于所在省份約16%的新增消納空間。同時鎖定了6.1吉瓦的2021年投產(chǎn)計劃，為穩(wěn)定后續(xù)行業(yè)需求做足準備。
海外：發(fā)達市場復產(chǎn)復工如期推進，新興市場疫情仍在發(fā)展
考慮2季度是海外市場受疫情影響最為嚴重的階段，但同時海外產(chǎn)能運轉或受到?jīng)_擊，提供額外的國內(nèi)企業(yè)組件出口空間。4月出口同環(huán)比分別回落5%和27%至5.5吉瓦；5月出口環(huán)比修復9.4%至6.0吉瓦，同比-0.9%；6月我們保守預計需求繼續(xù)環(huán)比回升至6.5吉瓦/月，則2季度出口總量在18吉瓦水平。在海外疫情2季度末受控，3-4季度需求復蘇的基準假設下，進入3季度，我們預計海外需求將回升至18.5吉瓦，其中來自中國出口的組件18吉瓦，海外產(chǎn)能貢獻0.5吉瓦。
圖表: 出口數(shù)據(jù)整體月度表現(xiàn)
發(fā)達市場疫情后需求表現(xiàn)積極，經(jīng)濟復蘇政策支撐光伏投資
出口數(shù)據(jù)顯示發(fā)達市場需求仍然堅挺。觀察2020年以來的月度出口數(shù)據(jù)，我們看到荷蘭、日本、西班牙等海外發(fā)達市場需求保持穩(wěn)健。其中3、4兩個月出口到荷蘭的組件達到1.4和1.6吉瓦，支撐發(fā)達市場需求達到3.4和3.5吉瓦。
發(fā)達市場如期復工，項目建設恢復較快，是拉動組件出口需求的重要原因。我們認為主要發(fā)達市場疫情控制進展符合預期，5月陸續(xù)放開社交管控，是使得出口數(shù)據(jù)快速修復的重要原因。其中日本已宣布解除全國所有地區(qū)的緊急狀態(tài)，將每三周評估一次形勢，分步重啟經(jīng)濟，反映在出口日本的組件裝機增長；西班牙在5月以來已恢復了7個光伏項目，其中50兆瓦Renedo和Belinchon項目已順利投產(chǎn)，15兆瓦Toledo項目以及卡斯蒂利亞和萊昂地區(qū)的695兆瓦光伏基地開工。德國計劃從6月15日起解除對歐盟成員國、英國、冰島、挪威、列支敦士登和瑞士的旅行禁令。意大利計劃于近期部分取消跨國旅行限制。法國 “解封”第二階段，餐館、咖啡館等場所恢復營業(yè)。
疫情后發(fā)達經(jīng)濟體復蘇刺激舉措進一步加速光伏投資。伴隨疫情控制后的經(jīng)濟重啟，發(fā)達市場陸續(xù)出臺含有可再生能源的刺激計劃。其中（1）歐洲:15個成員國和歐洲議會議員支持設計一套綠色復蘇方案，結合利用規(guī)劃中的《綠色協(xié)議》，作為投資可再生能源的途徑；（2）德國光伏發(fā)展相關各方機構和政府推進取消補貼裝機上限，有望打消新增裝機增長的疑慮；（3）以色列制定在未來數(shù)年總共部署2GW光伏發(fā)電項目的計劃，同時也將對提高能源效率、替代運輸燃料等新能源領域進行投資，整個計劃涉及近71億美元資金，由以色列政府提供擔保。
圖表: 幾個發(fā)達市場出口數(shù)據(jù)月度表現(xiàn)
圖表: 幾個發(fā)展中市場出口數(shù)據(jù)月度表現(xiàn)
部分新興市場疫情仍在發(fā)展過程中，匯率、封關影響仍存
新興市場受疫情影響較發(fā)達市場更為嚴重，匯率、封關成主要因素。正如我們在此前報告中所分析的[1]，我們認為相比發(fā)達國家除了抗疫措施造成的項目延期外，更需警惕發(fā)展中國家光伏項目隨匯率、利率環(huán)境惡化而喪失經(jīng)濟性，最終導致項目取消的風險。過去兩個月新興市場光伏組件出口同比跌幅明顯（4月出口1.76吉瓦，同比-40%，5月出口1.83吉瓦，同比-29%），驗證了我們的擔憂。
近期我們看到部分新興市場疫情仍在發(fā)展過程中，匯率、封關影響仍存。巴西、印度等國單日確診維持高位震蕩，印度將全國封鎖措施延長1個月至6月30日。巴西、南非等國匯率貶值問題以及阿根廷的風險溢價飆升形勢依舊較為嚴峻，我們認為當?shù)仨椖窟M展包括后續(xù)融資存在不確定性。但東南亞疫情控制相對較好，項目進展有所恢復。
市場擔心7月需求再次回落的風險，但我們認為難改3季度整體環(huán)比回升趨勢，主要基于以下幾點：
1、海外部分項目前期準備受到疫情影響，可能出現(xiàn)短暫的項目真空期，需要等到復工后項目貸款、審批等各項手續(xù)完成才能推進，或將對6-7月的海外需求帶來一些影響。
2、但考慮到對于海外大型EPC項目而言，從招標到最終并網(wǎng)的周期通常在1年半到2年時間，2個月社交限制期間帶來的前期準備延遲有望在后續(xù)進程中逐步趕回，對于大型項目的需求可能形成遞延但不至于取消。因此度過1-2個月的低谷后，我們預計3季度整體趨勢保持環(huán)比回升。
3、而對于海外戶用和工商業(yè)分布式項目，由于經(jīng)銷商渠道的特點，在疫情導致的社交限制發(fā)生后需求減少幅度確實較大，但同樣在復工復產(chǎn)、銷售人員重新部署后，需求的復蘇也會較快啟動。我們認為戶用項目的遞延也將在1-2個月的低谷后結束。
供需改善子環(huán)節(jié)產(chǎn)品價格見底，下半年板塊有望輪動
我們預計國內(nèi)需求為主的下半年光伏市場中，逆變器和EPC企業(yè)盈利將獲得確定性支撐；而伴隨5、6月產(chǎn)能變動對于庫存的消耗，玻璃、硅料價格將有望率先筑底。下游電池價格我們認為將更多跟隨硅片走勢，組件則在近期其他環(huán)節(jié)跌幅收窄背景下持續(xù)補跌，而硅片環(huán)節(jié)將持續(xù)受到新產(chǎn)能投放帶來的供需壓力影響。我們下半年光伏各子板塊的推薦順序是：玻璃/膠膜/硅料 > 逆變器/EPC > 電池/組件 > 硅片。
圖表: 光伏各子板塊2H20觀點匯總
國內(nèi)需求確定性高，逆變器和EPC龍頭盈利能力獲得支撐
考慮到下半年國內(nèi)光伏裝機有望達到37.6吉瓦，超過去年全年裝機量，我們認為聚焦國內(nèi)市場的EPC承包商和逆變器廠商有望獲益。一方面下半年訂單有保障，同比收入有望翻倍。另一方面產(chǎn)品價格獲得支撐，我們看到集中式逆變器價格已經(jīng)企穩(wěn)，預計盈利彈性有望達到139%。
薄玻璃價格率先回升，上游硅料庫存去化、供需改善后價格有望反彈
國內(nèi)需求成為主要驅動因素，雙玻組件滲透率提升，帶動薄玻璃漲價并改善玻璃供需。2020年國內(nèi)光伏需求在全球新增裝機占比重回38%。而國內(nèi)市場接受度更高的雙玻產(chǎn)品，有望在2020年獲得更高的市場滲透率。從而帶動雙玻生產(chǎn)所需的2.5/2.0毫米薄玻璃的需求呈現(xiàn)快于行業(yè)平均的增速。5月21日和28日卓創(chuàng)資訊兩次報價中各廠家陸續(xù)上調(diào)2.5/2.0毫米薄玻璃價格0.5元/平米至20元/平米。另一方面，生產(chǎn)雙玻產(chǎn)品后，每噸熔化量對應的吉瓦產(chǎn)出下降25%，加速了整體供需格局的改善。而主流供給端福萊特(15.310, 0.11, 0.72%)一窯四線600噸天產(chǎn)能于5月底正式冷修，福建臺玻原計劃5月底點火產(chǎn)能順延至6月底，產(chǎn)能環(huán)比降低2.5%。我們認為供需結構的持續(xù)環(huán)比改善將支撐主流3.2毫米產(chǎn)品價格企穩(wěn)，下半年搶裝高峰可能帶動玻璃價格反彈。
與薄玻璃邏輯類似，光伏膠膜也將受益于雙玻組件滲透率的提升。一方面產(chǎn)品需求增速快于行業(yè)需求平均增速；另一方面由于板塊格局穩(wěn)定，三個龍頭企業(yè)市場份額穩(wěn)定接近80%，龍頭掌握擴產(chǎn)節(jié)奏，保持行業(yè)供給平穩(wěn)，如果個別月份出現(xiàn)搶裝，膠膜價格可能復制去年年末今年年初的上漲態(tài)勢，進一步擴大龍頭盈利能力。
硅料5、6月檢修量增加，庫存加速去化，價格有望企穩(wěn)反彈。硅業(yè)協(xié)會5月底硅料報價結束8周以來的連續(xù)下跌，顯示筑底態(tài)勢。供給端5月檢修減產(chǎn)效果顯現(xiàn)，疊加需求環(huán)比回升形成此次價格支撐。根據(jù)硅業(yè)協(xié)會的統(tǒng)計，5月國內(nèi)檢修企業(yè)達到5家，行業(yè)產(chǎn)量環(huán)比減少7.6%，而海外瓦克及OCI（馬來西亞）均在4月中就已進入檢修狀態(tài)，5月進口量可能較4月進一步下滑。而根據(jù)硅業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，6月國內(nèi)檢修企業(yè)預計將再增加四川永祥及內(nèi)蒙古東立，6月產(chǎn)量將環(huán)比5月進一步降低；而海外產(chǎn)能尚無復產(chǎn)計劃，硅料進口將保持低位，6月供給端有望較5月進一步收縮。因此我們認為在供需結構加速好轉背景下，硅料價格在6月有望企穩(wěn)。
圖表: 硅料名義產(chǎn)能和檢修情況回溯對比
電池盈利環(huán)比改善
電池近期降幅已小于硅片，毛利率修復盈利改善。3月末硅片價格開始調(diào)整后，電池環(huán)節(jié)毛利率水平獲得改善。截止5月末，G1硅片已降價19%至2.68元/片，G1電池降價15%至0.82元/瓦。根據(jù)我們的測算，按行業(yè)龍頭的非硅片成本，G1電池毛利率已較4月低點修復6個百分點?？紤]后續(xù)硅片龍頭新產(chǎn)能將持續(xù)投放，我們認為硅片價格在下半年仍將承壓。而電池價格在國內(nèi)搶裝需求的支撐下，自4月底以來已經(jīng)企穩(wěn)，部分高效產(chǎn)品價格反彈。且當前電池與硅片價格相對水平下，二線企業(yè)毛利率已接近于零，后續(xù)電池的價格調(diào)整將主要伴隨硅片調(diào)整發(fā)生。因此我們認為電池環(huán)節(jié)一線企業(yè)將受益于需求環(huán)比改善帶來的毛利率修復。
圖表: 電池廠商毛利率環(huán)比修復
硅片價格探底或尚未完成，硅料價格如反彈硅片毛利率承壓
根據(jù)主流企業(yè)反饋，2020年原定擴產(chǎn)計劃仍在有序推進，年末單晶硅片主流產(chǎn)能仍將同比增長60%左右（約64吉瓦）至170吉瓦附近，即使需求相對集中于下半年，我們認為仍將大概率出現(xiàn)供過于求的局面。另一方面，由于主流企業(yè)在2020年集中量產(chǎn)包括210毫米、18x毫米、166毫米以及158.75毫米的各類新硅片產(chǎn)品，不同尺寸產(chǎn)品爭奪下游市場空間，給硅片價格帶來更大壓力。因此我們認為目前硅片價格的調(diào)整可能尚未到底，下半年伴隨新產(chǎn)能持續(xù)投放疊加上游硅料價格的潛在反彈，可能使得硅片企業(yè)毛利率進一步承壓。
看好明年全球需求基準情景達到150吉瓦
2021年全球光伏需求展望：基準情景下有望達到150吉瓦
我們認為基準情景下2021年全球光伏裝機有望達到150吉瓦，其中國內(nèi)40吉瓦、海外110吉瓦：
?歐美日澳韓等發(fā)達市場方面：遞延項目、退役裝機替代以及分布式回報驅動需求爆發(fā)三點因素的疊加，有望貢獻66吉瓦需求。
? 新興市場方面：印度、拉美等近年光伏熱門市場疫情起步晚于發(fā)達市場，影響時間可能更長，可能有5吉瓦水平的項目面臨取消。但受益于組件價格下降刺激的需求彈性增長，總需求貢獻有機會恢復到2020年原預測44吉瓦情形。
? 國內(nèi)方面：無補貼時代第一年可能同比下滑到40吉瓦左右，平價需求尚存不確定性。但我們認為國企和地方政府開發(fā)意愿和相對寬松的信貸條件有望支撐平價需求的開端。
圖表: 需求預測框架圖
歐美日澳韓發(fā)達市場有望貢獻66吉瓦需求：項目遞延，退役裝機替代，分布式有望爆發(fā)
遞延項目貢獻2021年5吉瓦增量，招標項目儲備提供保底需求
傳統(tǒng)市場率先復蘇，歐洲地面電站遞延需求有望落地。我們認為今年疫情對歐洲光伏推進的主要影響主要包括：原定于年末并網(wǎng)項目的工期延后，以及部分早期項目在審批、融資環(huán)節(jié)受疫情影響延遲，我們認為會帶來約2個月的整體工期延后，這部分需求將遞延至2021年兌現(xiàn)。另外，盡管今年一、二季度因疫情影響部分國家推遲了可再生能源的招標，但考慮到主力需求國如德國、法國、荷蘭的招標項目從開標到并網(wǎng)期限一般在1.5年及以上，長者可達4年，因而我們認為原定于2021年并網(wǎng)的裝機主要為2019年及以前批次完成招標的存量項目，今年的部分招標延遲不會對2021年需求形成明顯缺口。我們統(tǒng)計幾個主力市場中，并網(wǎng)期限為2021年的項目儲備量較并網(wǎng)期限為2020年的項目量同比或基本持平，提供保底需求。
圖表: 歐洲部分國家光伏招標項目儲備中以2020/21為最后并網(wǎng)年限的容量估算
美國ITC搶裝意愿強，2021年起有望迎來需求釋放。Woodmac統(tǒng)計截至2020年一季度，美國有12.5吉瓦在建地面光伏電站項目，預計于2020年起并網(wǎng)，以及38.5吉瓦已鎖定電價合同的開發(fā)中項目和64.6吉瓦還未鎖定合同的早期項目，我們認為這些項目儲備有望自2021年起陸續(xù)釋放。
裝機替代方興未艾，煤電、核電退役保障電網(wǎng)新能源電站消納空間
我們認為歐美煤電、核電的有序退役保障了電網(wǎng)消納新能源空間：
? 根據(jù)歐洲已宣布的2020~22年煤電/核電退役量有16吉瓦/1吉瓦，若假設退役空間全部由風光氣等清潔能源替代，按1:3/1:5的利用小時數(shù)轉換，帶來的年均清潔能源裝機空間在18吉瓦。若考慮疫情帶來的傳統(tǒng)電源經(jīng)濟性走弱，更多服役年限較長機組提前計劃退役，年均清潔能源裝機空間樂觀情況下可達到33吉瓦。
? 根據(jù)美國已計劃的2020~22煤電/核電退役量在14吉瓦/4吉瓦，按1:2/1:4的利用小時數(shù)轉換，帶來的年均清潔能源裝機空間有15吉瓦。若考慮疫情帶來的傳統(tǒng)電源經(jīng)濟性走弱，更多服役年限較長機組提前計劃退役，年均清潔能源裝機空間樂觀情況下可達到39吉瓦。
圖表: 歐（上圖）美（下圖）替代需求測算
分布式需求恢復彈性大，2021年新增貢獻在5吉瓦以上
分布式裝機不受傳統(tǒng)電源退役空間約束，成熟市場經(jīng)驗顯示回報率提升帶來市場擴容。以澳大利亞為例，作為最成熟的分布式光伏市場之一，官方估算全澳各州屋頂光伏的滲透率已達到15%~36%不等，而近三年分布式光伏裝機依舊保持了30%以上的高增速。細看澳洲分布式市場增長速度，我們以度電收益較度電成本的溢價來近似項目回報率，發(fā)現(xiàn)澳洲在項目回報率轉正后，過去三年的分布式裝機增速與回報率增速呈現(xiàn)正相關，也即回報率提升打開新的用戶市場，從而驅動分布式裝機的進一步增長。
我們觀測到美國、德國分布式市場在補貼政策、市場格局更為穩(wěn)定的2018~19年也呈現(xiàn)了分布式回報與新增裝機同增同減的趨勢。我們認為隨著各國分布式逐步脫離高額度電補貼，走向自發(fā)增長的用戶側平價時代，整體需求增長走勢有望復刻目前在澳大利亞等國觀察到的現(xiàn)象。我們看好歐洲、澳洲2021年分布式裝機增長有望達到20%，而美國在ITC驅動下我們看好其達到45%的增速，三個市場合計貢獻約5.5吉瓦的分布式市場增量。而我們測算在日本、韓國實現(xiàn)分布式自發(fā)增長的回報率臨界點尚未來臨，保守估計2021年裝機或總體持穩(wěn)。
圖表: 澳大利亞分布式回報率增幅與需求增速對比
圖表: 澳大利亞各州屋頂光伏滲透率（安裝光伏屋頂比例）
圖表: 德國分布式回報率增幅與需求增速對比
圖表: 傳統(tǒng)市場分布式度電收入、度電成本對比
印度+其他新興市場，組件價格下降刺激新需求，對沖疫情帶來的項目取消影響
我們認為新興市場盡管經(jīng)歷油價、疫情沖擊，5吉瓦以上項目面臨取消，但在疫情基準情形中，這一影響已基本見底。我們看到新興市場風險溢價沖高回落、政府大力度降息等動作帶來融資利率可能已回落至疫情前水平，此外疊加組件價格深跌，我們認為新興市場項目經(jīng)濟性除在巴西、南非等個別匯率貶值嚴重的國家以外，可能已經(jīng)回到了疫情前的水平。待疫情逐步受控、物理隔離解除、以及投資者對項目投資信心有所修復后，我們認為目前停滯的項目中較大部分有望重啟并遞延至2021年實現(xiàn)并網(wǎng)。
圖表: 新興光伏市場匯率變動更新
圖表: 新興光伏市場利率變動更新
資料來源：Bloomberg,中金公司研究部
印度光伏項目推進或仍受疫情掣肘。我們看到印度單日確診維持高位震蕩，并將全國封鎖措施延長1個月至6月30日?；陔娏π枨蠓啪彙㈦娋W(wǎng)公司財務風險等因素，當?shù)匦袠I(yè)咨詢機構已大幅下調(diào)裝機預期，我們暫對這一市場2020往后市場發(fā)展采取更保守態(tài)度。
但其他市場在組件又一輪價格下降中，更多新興需求有望打開。Solarzoom追蹤的組件出口均價在2019年10月-2020年5月期間已累計下跌14%，我們測算本輪價格下跌若止于累計約17%，根據(jù)需求彈性測算，保守來看印度以外的新興市場需求有望恢復到疫情前的月均2.7吉瓦，樂觀來看有望增長至月均3.6吉瓦，2021年合計的裝機空間在33~43吉瓦。
圖表: 需求彈性測算應用于印度以外的新興市場
資料來源：PVinsight，Solarzoom，EIA，中金公司研究部
2021年國內(nèi)需求雖面臨不確定性，但平價項目較高回報率仍有望支撐40-45吉瓦裝機
2021年作為無補貼時代第一年，我們認為光伏需求可能面臨一些不確定性。但基于以下幾個支撐點，我們認為需求仍有望保持在40-45吉瓦水平：
? 2020年競價項目或仍有約10吉瓦遞延至2021年；
? 戶用8+吉瓦：2021年戶用補貼政策雖未通知，但我們看好隨著大功率組件應用帶動戶用項目經(jīng)濟性提升，戶用規(guī)模有望維達到8吉瓦，若補貼最終不退坡將有進一步超預期可能。
? 平價結轉20+吉瓦：2019、20年結轉的平價指標并網(wǎng)，合計約20-22吉瓦；
? 組件超裝監(jiān)管條件放寬至1.4倍，直接提升組件需求10%到45吉瓦左右：在2019年9月住建部征求意見的《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》中，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類太陽能(3.250, -0.01, -0.31%)資源地區(qū)的容配比分別不宜超過1.2:1、1.4:1和1.8:1，較此前執(zhí)行版本的1.1:1明顯提升，在相同并網(wǎng)量的基礎上，組件需求將額外增加10%以上。因此我們認為在前述3點合計約40吉瓦裝機的基礎上，國內(nèi)實際組件需求可能在45吉瓦左右，實現(xiàn)平穩(wěn)過渡平價時代。
? 到2020年底，全國范圍內(nèi)預計有25個省可實現(xiàn)平價，基本覆蓋主要省區(qū)，支撐新增平價項目開發(fā)。截止2020年中，基于每瓦3.5元的光伏建造成本、各省2019年利用小時情況以及對比當?shù)厝济弘妰r水平，我們測算已有17個省份實現(xiàn)平價。而如果參考各開發(fā)商近期報價中3.0元/瓦的2H20造價，即使考慮電價較當?shù)鼗痣姌藯U競價下浮10%，也將有合計25個省區(qū)實現(xiàn)平價（基準IRR為8%）。因此我們認為多數(shù)省區(qū)的平價項目已具備8%以上的回報水平，而如果考慮2H20組件價格的進一步下降，我們預計平價項目回報率將進一步提升，為2021年國內(nèi)需求平穩(wěn)過渡到平價階段提供支持。
風險
? 疫情二次爆發(fā)導致2H20需求再次走弱，對產(chǎn)業(yè)鏈整體價格產(chǎn)生壓力。
? 國內(nèi)競價項目申報不及預期，未能充分利用電網(wǎng)消納空間，導致國內(nèi)實際需求弱于預期。
? 平價時代電網(wǎng)消納政策收緊，平價項目開發(fā)規(guī)模不及預期。
原標題：中金光伏行業(yè)下半年展望：平價元年已提前展開
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