难乐观

数据显示，今年湖南峰谷差高达2000万千瓦，但火电标杆电价高且装机仅有2200万千瓦，调峰能力有限。尤其是在湖南省南部、西南部，新能源消纳形势并不乐观，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色
，按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%;对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。 另外一个导致新能源+储能推广难的关键问题

难求。众所周知的是硅料则是此波涨价的领军者，在过去两个月时间里，价格由58元跳涨至目前95元左右，涨幅超过60%!很明显，供需失衡是导致此轮价格上涨的主要原因，价格的浮动对产业链下游甚至终端需求产生
组件和电池价格也已经出现小幅回落，市场这只无形的手正在逐步向上游传导压力。 展望2021年，乐观预测的终端市场容量在150GW左右，虽然硅片/电池/组件产能扩张迅猛，均达到200GW以上，但考虑到终端

络绎不绝。据北极星太阳能光伏网统计，7月以来超4.6GW光伏电站相继开工，部分项目年底并网预期不变。 光伏组件价格企稳但难降 在此轮涨价风波中，令市场最为敏感的当属接近终端的组件环节价格。 7~8
2020年组件集采中标结果均已出炉，关于最终的组件价格正积极协商，预计9月下旬局面将明朗。 基于以央企为主的开发格局，分析机构对年底并网规模大多持乐观态度，不排除部分项目在涨价潮下选择观望或者延期，但大部分央企项目年底前并网的可能性较大，Q4或再现超10GW的抢装大戏。

缓慢。 国家能源局数据显示：25.97GW光伏竞价项目纳入补贴范围，33.05GW平价项目申报，而上半年全国新增光伏发电装机为11.52GW，下半年压力骤增。 四季度或迎装机潮 主流组件降价难
工商业、户用装机观望严重，央企项目议价难定，部分项目延期、搁置成为必然，但是不乏年底抢装的可能性。部分大型项目有着必须在年底并网的要求，所以项目必然进行，这样依旧会带动组件的销售。业内人士分析。 而对

涨幅对户用市场较为明显，部分潜在户用客户甚至直接放弃安装计划。 此轮光伏产业的多环节涨价是否会对蓬勃发展的户用市场带来更多的影响暂时无法确定，但是快速增长的价格，无论对业主方还是厂商来说都面临着两难
，新疆地区硅料企业要恢复产能或将需要等到年底，那么硅料的紧缺程度或将更进一步加剧，以从硅料到组件的生产时长一个月计算，那么，乐观估计硅料供给或将在年底有所缓解，其中联系紧密环节或将迎来降价的契机

严重。据国家能源局公布的2019年风电并网运行数据显示，2019年全国风电、光伏消纳难的问题主要集中在西北省份。新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，分别为14%、7.6%和7.1%，弃风电量合计
上述可再生能源电力消纳的问题，国家出台了一系列推动可再生能源发展、保障可再生能源电力消纳的政策措施加以引导，弃电量、弃电率逐步下降，但形势依然不容乐观，消纳仍有相当大的提升空间，且随着可再生能源渗透率的

式的恢复期，预计全球光伏装机规模可达123GW左右，同比上升6.5%;(3)在乐观情况下，上半年受疫情影响较大，一、二季度装机受到明显影响，在三季度影响逐渐消退，电站建设恢复，四季度将创装机新高，预计
进一步下降将吸引更多的参与者不断涌入光伏市场。 制造业各环节市场格局会更加趋于稳定。疫情难挡头部企业加速扩产的步伐，产业链各环节头部企业如通威、晶科、隆基、爱旭、中环等集中发布扩产计划，产业集

，以及 大尺寸迭代趋势刺激产能进一步扩张，进而导致整体产能利用率偏低，假设产能利用率维持在历史平均水平，在悲 观和乐观两种情境下，到 2022 年大尺寸硅片产能需求有望达到 200GW~247
产能大致可以分为三类：BSF 改造产能、17-18 年新建产能、 19 年及以后新建产能。常规产线技改升级形成的产线非硅成本更高、产品转换效率较新建产能更低，且技术提升难 度更高，由于电池片环节

不乐观。2019年总计22.8GW的光伏竞价项目，完成并网的仅有10GW左右，并网率不足50%。截至3月底，仍有12GW左右的2019年竞价光伏项目等待推进建设并网。全国工商联新能源商会掌握的数据显示
，由于一季度疫情影响严重，造成人员流动难、物流中断、地区封锁、原辅材料供应困难、企业停产停工等诸多困境，导致一季度诸多项目会延迟到二季度，二季度部分项目也会顺延至三季度。 记者了解到，今年年初，由于

民币。本周海外单晶电池片订单仍不见起色、成交较为减少，整体价格不容乐观，M2尺寸均价落在每瓦0.098元美金，G1价格约每瓦0.1-0.103元美金。 多晶电池片的部分，订单持续式微、价格下跌仍在进行
、可能也难刺激需求，使得多晶电池片厂家可能将调降开工率、或者接代工单因应。 组件价格 由于欧美疫情发展尚不明朗，海外需求依然呈现观望，组件厂持续调降报价，但仍难以刺激需求。组件需求的悲观氛围不仅