我们认为疫情影响光伏需求在1H20出现波折，产业链价格再次快速下探(7.4%至34%)，加速光伏平价进程。伴随国内装机带动需求环比回暖，我们看好光伏各子板块下半年机会：玻璃/胶膜/硅料 > 逆变器/EPC > 电池/组件 > 硅片。
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%，4Q20 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: 全球光伏需求季度判断与预测
资料来源：Solarzoom，中电联，BP，中金公司研究部
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%。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。
图表: 国内光伏历年新增装机与2020新增消纳空间
资料来源：中电联，中金公司研究部
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: 考虑2019结转项目后的国内装机来源预测
资料来源：能源局，中电联，中金公司研究部
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。
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2020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。
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: 出口数据整体月度表现
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
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。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: 几个发达市场出口数据月度表现
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
图表: 几个发展中市场出口数据月度表现
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
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。
图表: 各国疫情进展
资料来源：WHO，中金公司研究部宏观组
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，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: 光伏各子板块2H20观点汇总
资料来源：中金公司研究部
国内需求确定性高，逆变器和EPC龙头盈利能力获得支撑
考虑到下半年国内光伏装机有望达到37.6吉瓦，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: 硅料名义产能和检修情况回溯对比
资料来源：硅业协会，中金公司研究部
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: 电池厂商毛利率环比修复
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
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。
责任编辑：大禹
