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今年7月下旬以來，光伏組件受“多晶硅部分產能供給中斷”、“大宗原材料價格上漲”、“部分龍頭企業爭奪行業定價權”三大因素影響而出現了價格上漲，結束了2016年底以來的組件價格“下跌與平穩交替”的趨勢。
而進入9月以來，我們觀察到以下事實：
（1）新疆硅料廠已經開始逐步復產，其受影響的4條線中1條線已經恢復。
（2）行業硅片龍頭企業從今年9月開始放緩了對硅料的采購節奏，并導致其他原材料庫存較低的硅片廠也不敢在高位采購硅料。
（3）部分硅料貿易商已經在93-95元/kg左右的區間價格高位將前期低價所囤硅料庫存予以“獲利了結”。
（4）光伏玻璃價格仍然在不斷創新高，3.2mm玻璃的小廠現貨采購價格已經突破32-33元/平米，甚至已經出現34-35元/平米成交的情況。
（5）國內“競電價”項目的落地意愿較強，各大光伏組件廠商的四季度排產較滿，甚至有部分二線廠商都已經排滿（但三線廠商受各種因素影響，經營較為困難）。
目前，光伏行業普遍認為：受需求拉動、大宗商品成本推動等多方面因素影響，四季度組件價格將保持穩健；即使硅料價格后續因新疆硅料廠逐步全面恢復供給而出現下跌，組件價格最多也只是呈現出“小幅下跌”的狀態。
那么，我們究竟該如何來看待后續的組件價格變化呢？本文提出幾點思考方向，供大家批評指正。
一、光伏組件價格是“因”還是“果”？
對于大多數商品而言，價格是供求關系的因變量和函數。對于在“標桿電價”時代的光伏組件而言，亦是如此。
但光伏行業進入2019年以來，全球光伏市場的邏輯正逐步發生變化：（1）國內“標桿電價”項目逐步轉為“競電價”或“平價項目”，（2）海外市場越來越多國家在集中式電站項目上基于電價這一核心變量展開招標并簽署PPA協議。
由此，光伏組件的需求屬性正在發生深刻的變化，由“價格對需求量影響較小”的剛性需求曲線（陡峭）轉變為“價格對需求量影響較大”的彈性需求曲線（平緩），價格對需求量的“反身性”作用正不斷加強。
正是基于此，光伏行業自2018年6月以來的組件價格暴跌，推動了2018年四季度以來的一輪海外需求高速增長。但也正是基于此，今年7月下旬以來的組件價格反彈，阻礙了光伏行業“降價刺激需求”的邏輯。
二、四季度的需求為什么較好？
當前組件價格的普遍報價上漲至1.7元/W，比7月中旬的報價上漲0.25元/W左右。同時，SOLARZOOM新能源智庫經調研了解到，四季度的需求較好（這也是行業普遍的認識）。那么，既然組件價格上漲將影響“降價刺激需求”的邏輯，為什么四季度的需求還這么好呢？
我們認為至少有以下兩方面原因：
（1）國內四季度2020年競電價項目將集中落地。根據SOLARZOOM新能源智庫在6月末的文章《20H2還是21H1？競電價項目落地點評》，鑒于今年上半年的組件價格因全球疫情影響而處于低位，如果不出現7月下旬以來的組件價格上漲，明年一二季度組件價格的下跌空間必然無法彌補每個季度電價下調1分錢對項目IRR的負面影響，故而當時我們認為，2020年競電價項目在今年四季度“搶裝”是更為合理的。現在，組件價格雖然受供給側影響而上漲，但仍然會有大量國內競電價項目業主會選擇在今年四季度完成并網。
參考2019年的情況，也可以得到類似結論：2019年下半年的組件價格是在2018年“531”后橫盤了一年以后開始下跌的。按照博弈論的理性分析，競電價業主選擇2020年上半年并網比選擇2019年下半年并網的項目IRR更高（事實上也確實如此）。但實際結果顯示，2019年12月單月仍然出現了10GW以上的并網。其中，有央企完成業績的考量，也有部分業主無法準確預估組件價格變化趨勢的原因。站在2020年下半年的時點上，基于2020年下半年的組件價格是從低位向上走，則將有更多的央企在“選擇2020年4季度實施”與“選擇2021年上半年實施”中選擇前者（當然，也有部分業主可能選擇“放棄項目”）。
回到我們上文的框架，國內“競電價”項目由于存在“并網晚1個季度電價下跌1分”的規則限制和時間約束，故而體現出一定的“剛性需求”特征。所以，就國內四季度“競電價”項目的“搶裝”而言，“需求是價格的因”強于“價格是需求的因”。
（2）在美國、日本、歐洲等高端市場，由于高昂的土地成本、勞動力成本，光伏BOS的絕對水平和在系統成本中的占比均較高。故而，這些高端市場對光伏組件價格的上漲敏感度遠低于中國、印度這樣的中端、低端市場。其中，這些高端市場的集中式光伏項目受當前疫情勞動力約束的影響程度較低，還在一定程度上受益于流動性的寬松（主體優質的能源巨頭融資成本下降）。而在這些市場的工商業分布式、居民屋頂項目，雖然受疫情的影響稍大（比如，美國二季度工商業、居民項目裝機量環比分別下滑12%和23%），但其光伏BOS在系統成本中的占比更高，故而，其需求受組件價格上漲的負面影響則比集中式項目更低。因此，整體而言，海外高端市場的需求在四季度（尤其是美國的四季度是旺季，其他國家季節性并不特別明顯）是可以預期的。
但在中低端海外市場上，一方面今年受疫情的影響非常大（比如印度的影響就極大，二季度新增裝機不足0.8GW；而巴西二季度數據環比一季度也同樣下滑了45%左右），一方面其項目IRR受組件價格上漲的影響較大，故而對這些中低端市場的需求不應有太多的指望。
基于以上兩方面的原因，今年四季度的需求仍然較好，且呈現一定的剛性特征。“四季度需求量受價格上漲負面影響”的程度將因為國內“競電價”項目“搶裝”的存在及海外高端市場的低敏感性而顯得不是這么大（注：海外低端市場今年二季度的規模已經較差了，即使再差，其對需求的增量影響也有限）。
三、制造業各環節供求關系對利潤的影響
光伏制造業四個環節中，2020年供求關系較為緊張的是硅料、電池片，供求關系較為寬松的是硅片、組件。
其中，組件環節的利潤率當前處于極低的水平，故而不可能釋放出太多的利潤空間。在四季度階段性需求較好的情況下，電池片環節也不太可能釋放出利潤空間。在硅料環節，當前的利潤空間已經處于過去相當長時間以來最好的階段，我們在上周《新疆硅料廠復產對光伏產業的影響分析》也分析了未來其價格下跌、利潤釋放的過程。
那么，唯一存在不確定性的便是硅片環節。
硅片環節是2020年擴張最為猛烈的制造業環節。根據各家廠商的規劃，2020年末若僅考慮隆基、中環、晶科、晶澳、上機數控等幾家龍頭的單晶硅片產能就將達170GW；而所有單晶硅片企業四季度末的預計合計產能有望達到甚至超過200GW，三季度末則約170GW。如果將上述產能換算到季度，則四季度需求只有超過40GW、明年一季度需求只有超過45GW，才可能保證硅片環節的基本滿產。故而，從今年四季度末的某個時點（國內“搶裝”發貨完畢后）開始，硅片環節非常有可能出現利潤釋放，并由此推動組件成本的下降。
我們認為，單晶硅片從今年四季度末開始，將“常態化”的出現產能利用率非因檢修、假期原因而低于100%的現象。之所以會出現這種情況，原因在于：單晶硅片在替代多晶硅片的過程中，處于成本曲線的左側（成本更低、性價比更高），2020年是單晶硅片100%全面替代多晶硅片的一年；故而，當多晶硅片被單晶硅片所完全取代之時，高成本的單晶硅片就成為了“邊際產能”， “單晶硅片與多晶硅片之間因技術路線而導致的成本差”亦將獲得一次性釋放。
鑒于當前成本較高的硅片企業毛利率在20%左右（成本較低的硅片企業毛利率約35%），期間費用率10%中有大部分為不可變成本（只有一小部分為可變成本），折舊（不可變成本）在成本中的占比在8%左右，當單晶硅片出現嚴重過剩（比如單晶硅片產能利用率低于70%）時，可釋放的最大利潤空間約20%左右（對應含稅價格0.62元/片）。如按照M6硅片6.22W/片測算，因硅片供過于求而最多可釋放出0.10元/W的組件價格（注：如果是單晶硅片產能利用率顯著低于70%）。
四、四季度成本曲線的位置
四季度光伏組件成本曲線的位置，受到多晶硅價格、硅片企業利潤、大宗商品價格的共同影響。今年7月下旬以來，多晶硅價格、大宗商品價格的影響方向是相同的，硅片企業利潤維持基本穩定。但從今年四季度看，則多晶硅價格有可能率先因為新疆硅料廠的逐步全面恢復而出現明顯的下跌，硅片企業利潤也有望因為龍頭企業產能的大規模投放而開始釋放（注：四季度需求較好，故而硅片利潤暫不一會完全充分的釋放出0.10元/W組件價格，除非出現下文我們所分析的國內外庫存集中拋售情形）。
根據SOLARZOOM新能源智庫測算，當前光伏組件每W的耗硅量約是2.94克，故而多晶硅含稅價格每下降10元/kg，對應組件含稅成本下降約0.03元/W。在玻璃方面，如果采用雙玻組件，則玻璃價格每上漲1元/平米，對應組件含稅成本將上漲0.01元/W。
總體而言，硅料價格、硅片企業利潤如果未來出現向下波動，其對成本曲線的下移、右移作用將顯著大于輔材輔料價格的上漲對成本曲線的上移作用。除非出現大規模的全球性通脹（目前尚未出現這種情況），否則光伏組件四季度成本曲線向下、向右移動的概率將更大。
五、光伏行業的庫存問題
關于光伏行業是否存在庫存，光伏行業內有不同的看法。而關于庫存的定義，也有不同的統計口徑。SOLARZOOM新能源智庫認為，至少有以下幾種口徑：
（1）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”庫存變化=廠商生產量-國內新增裝機量-海外新增裝機量
（2）國內廠商庫存變化=廠商生產量-廠商出貨量（含廠商自用安裝量+銷售量）
（3）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”國內庫存變化=廠商生產量-國內新增裝機量-凈出口量
（4）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”海外庫存變化=凈出口量-海外新增裝機量
在上述公式中，由于數據可得性問題、數據延遲公布問題，而導致無法一一準確計算。目前可以拿到比較準確數據的是：廠商生產量、國內新增裝機量、出口量（注：由于光伏幾乎沒有進口，故而“出口量=凈出口量”近似成立）。上述三個數據如下：
（1）根據SOLARZOOM新能源智庫組件出口數據，2020年1-5月組件出口26.2GW；6月組價出口的同口徑推算金額13.2億美元，推算出口規模數據為6.0GW，由此可以計算，上半年組件出口32.2GW，同比下滑8%。上述數據的誤差不會超過±1GW。
（2）根據王勃華今年9月10日的PPT《光伏行業發展形勢與展望》，2020年上半年中國組件產量53.3GW，同比增長13.4%，電池片、硅片環節產量更是達到59GW和75GW。該數據為行業協會統計數據，準確度較高。
（3）根據能源局數據，2020年上半年新增光伏裝機11.5GW，與2019年上半年11.4GW基本持平。而根據中電聯1-6月及1-7月數據軋差計算，7月新增光伏裝機量約2.9GW（故而不存在特別明顯的“搶裝”現象）。上述數據為官方數據，準確度較高，但考慮交直流口徑的容配比問題，則可能對應組件10-15%左右的額外裝機量（對應1.2-1.7GW左右）。
基于上述測算：2020年上半年光伏組件產量53.3GW、國內新增裝機量11.5GW（直流側比交流側可能多+1.2~1.7GW）、組件出口量32.2GW，由此出現了7.9-8.4 GW（誤差±1GW）左右的國內“增量”庫存。這相當于是1個月的需求水平。
需要說明的是，上述庫存的產生，是在2020年上半年全球疫情較為嚴重的時期形成的。其當時的組件價格處于較低水平。而從當前的組件價格來看，上述庫存已經獲得了一定的收益。但這一部分庫存是否會在市場上拋售，這取決于組件價格的變化以及金融市場的支持程度。
我們知道，組件庫存收益=出售價格-庫存形成時的成本-資金成本=（出售價格-庫存形成時的價格）+（庫存形成時的價格-庫存形成時的成本）-資金成本=價格變化+鎖定的利潤-資金成本。其中，第二項“鎖定的利潤”是固定的，第三項隨著時間的推移而不斷積累，唯一變化的是第一項“價格變化”。因此，從2020年上半年國內庫存形成至今而言，由于組件價格上漲，這一部分行業庫存是獲利的（無論在廠商手里，還是在渠道手里）。但如果組件價格一旦出現小幅下跌，則這些庫存的浮盈將快速收窄，這將導致其庫存的集中拋售行為。
因此，從當前時點來看，判斷組件價格的拐點，對于判讀后續庫存行為、組件價格變化速度有重要的指導作用。一旦組件價格出現比較明確的松動，則將引發以下機制：
（1）國內部分項目“搶裝”動力提升。
（2）國內外“非搶裝”需求觀望和部分“搶裝”需求觀望（期待明年1季度組件價格下跌0.10元/W以上或上半年下跌0.20元/W以上，從而四季度不搶裝而轉為明年上半年搶裝）。
（3）庫存拋售。
其中，第一個機制有利于需求，第二個機制不利于需求，第三個機制增加供給。鑒于國內增量“搶裝”的總量與國內外“非搶裝”需求觀望推遲的規模可能基本相當，故而決定價格的主要變量將是國內增量的7.9-8.4 GW（±1GW）的庫存何時拋售。
除此以外，2020年上半年海外疫情明顯，而海外出口量的下滑只有8%。但海外上半年裝機量到底有多少？目前而言，還無法獲得準確的全球統計數據。因此，我們也無法準確估計海外庫存的水平到底有多少。但如果存在海外庫存，那么這些庫存的行為也必然會隨著組件價格的變化而變化。
六、光伏組件四季度價格該怎么看？
基于上文的完整分析，我們可以得到以下結論：
（1）從需求角度看，四季度有較強的支持（國內+海外高端市場，海外新興市場指望不上），且由于國內“搶裝”的存在而有較強的剛性需求特征。
（2）從成本推動的角度看，多晶硅料的價格下跌主要取決于新疆硅料廠何時全面復產（根據SOLARZOOM智庫的調研，預計在9月末），硅片環節的利潤釋放有較大空間，大宗商品的價格上漲可能對沖一部分上述機制導致的組件價格下跌。
（3）根據相對準確而清晰的數據計算，2020年上半年國內新增了大約7.9-8.4 GW（±1GW）的庫存（部分在廠商手里，部分在渠道手里），海外庫存增量水平暫無法準確計算。這部分增量庫存當前是盈利的，但一旦組件價格開始下跌，則其庫存收益可能出現快速下滑，由此將導致其庫存行為由“積累”轉為“拋售”。
（4）未來組件價格一旦出現下跌，因刺激國內“搶裝”而增加的需求和因引發國內外“非搶裝”項目+“搶裝”項目觀望而導致的需求減少，兩者在規模上可能基本相當。但相比7.9-8.4 GW（±1GW）的國內庫存規模+無法準確計算清楚規模的海外庫存，上述真實裝機需求的規模增減并不占主導。最終決定組件價格下跌速度的將是庫存的行為。
（5）我們認為：如果四季度組件價格在組件供給曲線下移、右移的作用下出現松動或小幅下滑，有必要特別關注彼時國內外的庫存變化。如果庫存在那時做出符合其自身收益最大化的“追漲殺跌”的正反饋行為，則有必要關注“小幅價格松動轉變為較大幅度價格調整”的可能性。當然，最終決定今年四季度末組件價格的最大影響因素還是2021年的全球新增裝機量預期；如果當時行業對2021年需求的預期仍然較為樂觀甚至是極度樂觀，則庫存在今年四季度維持穩定甚至繼續積累的可能性也同樣存在。
【附錄】
圖 1 SOLARZOOM光伏產業全局均衡模型兼系統動力學模型
而進入9月以來，我們觀察到以下事實：
（1）新疆硅料廠已經開始逐步復產，其受影響的4條線中1條線已經恢復。
（2）行業硅片龍頭企業從今年9月開始放緩了對硅料的采購節奏，并導致其他原材料庫存較低的硅片廠也不敢在高位采購硅料。
（3）部分硅料貿易商已經在93-95元/kg左右的區間價格高位將前期低價所囤硅料庫存予以“獲利了結”。
（4）光伏玻璃價格仍然在不斷創新高，3.2mm玻璃的小廠現貨采購價格已經突破32-33元/平米，甚至已經出現34-35元/平米成交的情況。
（5）國內“競電價”項目的落地意愿較強，各大光伏組件廠商的四季度排產較滿，甚至有部分二線廠商都已經排滿（但三線廠商受各種因素影響，經營較為困難）。
目前，光伏行業普遍認為：受需求拉動、大宗商品成本推動等多方面因素影響，四季度組件價格將保持穩健；即使硅料價格后續因新疆硅料廠逐步全面恢復供給而出現下跌，組件價格最多也只是呈現出“小幅下跌”的狀態。
那么，我們究竟該如何來看待后續的組件價格變化呢？本文提出幾點思考方向，供大家批評指正。
一、光伏組件價格是“因”還是“果”？
對于大多數商品而言，價格是供求關系的因變量和函數。對于在“標桿電價”時代的光伏組件而言，亦是如此。
但光伏行業進入2019年以來，全球光伏市場的邏輯正逐步發生變化：（1）國內“標桿電價”項目逐步轉為“競電價”或“平價項目”，（2）海外市場越來越多國家在集中式電站項目上基于電價這一核心變量展開招標并簽署PPA協議。
由此，光伏組件的需求屬性正在發生深刻的變化，由“價格對需求量影響較小”的剛性需求曲線（陡峭）轉變為“價格對需求量影響較大”的彈性需求曲線（平緩），價格對需求量的“反身性”作用正不斷加強。
正是基于此，光伏行業自2018年6月以來的組件價格暴跌，推動了2018年四季度以來的一輪海外需求高速增長。但也正是基于此，今年7月下旬以來的組件價格反彈，阻礙了光伏行業“降價刺激需求”的邏輯。
二、四季度的需求為什么較好？
當前組件價格的普遍報價上漲至1.7元/W，比7月中旬的報價上漲0.25元/W左右。同時，SOLARZOOM新能源智庫經調研了解到，四季度的需求較好（這也是行業普遍的認識）。那么，既然組件價格上漲將影響“降價刺激需求”的邏輯，為什么四季度的需求還這么好呢？
我們認為至少有以下兩方面原因：
（1）國內四季度2020年競電價項目將集中落地。根據SOLARZOOM新能源智庫在6月末的文章《20H2還是21H1？競電價項目落地點評》，鑒于今年上半年的組件價格因全球疫情影響而處于低位，如果不出現7月下旬以來的組件價格上漲，明年一二季度組件價格的下跌空間必然無法彌補每個季度電價下調1分錢對項目IRR的負面影響，故而當時我們認為，2020年競電價項目在今年四季度“搶裝”是更為合理的。現在，組件價格雖然受供給側影響而上漲，但仍然會有大量國內競電價項目業主會選擇在今年四季度完成并網。
參考2019年的情況，也可以得到類似結論：2019年下半年的組件價格是在2018年“531”后橫盤了一年以后開始下跌的。按照博弈論的理性分析，競電價業主選擇2020年上半年并網比選擇2019年下半年并網的項目IRR更高（事實上也確實如此）。但實際結果顯示，2019年12月單月仍然出現了10GW以上的并網。其中，有央企完成業績的考量，也有部分業主無法準確預估組件價格變化趨勢的原因。站在2020年下半年的時點上，基于2020年下半年的組件價格是從低位向上走，則將有更多的央企在“選擇2020年4季度實施”與“選擇2021年上半年實施”中選擇前者（當然，也有部分業主可能選擇“放棄項目”）。
回到我們上文的框架，國內“競電價”項目由于存在“并網晚1個季度電價下跌1分”的規則限制和時間約束，故而體現出一定的“剛性需求”特征。所以，就國內四季度“競電價”項目的“搶裝”而言，“需求是價格的因”強于“價格是需求的因”。
（2）在美國、日本、歐洲等高端市場，由于高昂的土地成本、勞動力成本，光伏BOS的絕對水平和在系統成本中的占比均較高。故而，這些高端市場對光伏組件價格的上漲敏感度遠低于中國、印度這樣的中端、低端市場。其中，這些高端市場的集中式光伏項目受當前疫情勞動力約束的影響程度較低，還在一定程度上受益于流動性的寬松（主體優質的能源巨頭融資成本下降）。而在這些市場的工商業分布式、居民屋頂項目，雖然受疫情的影響稍大（比如，美國二季度工商業、居民項目裝機量環比分別下滑12%和23%），但其光伏BOS在系統成本中的占比更高，故而，其需求受組件價格上漲的負面影響則比集中式項目更低。因此，整體而言，海外高端市場的需求在四季度（尤其是美國的四季度是旺季，其他國家季節性并不特別明顯）是可以預期的。
但在中低端海外市場上，一方面今年受疫情的影響非常大（比如印度的影響就極大，二季度新增裝機不足0.8GW；而巴西二季度數據環比一季度也同樣下滑了45%左右），一方面其項目IRR受組件價格上漲的影響較大，故而對這些中低端市場的需求不應有太多的指望。
基于以上兩方面的原因，今年四季度的需求仍然較好，且呈現一定的剛性特征。“四季度需求量受價格上漲負面影響”的程度將因為國內“競電價”項目“搶裝”的存在及海外高端市場的低敏感性而顯得不是這么大（注：海外低端市場今年二季度的規模已經較差了，即使再差，其對需求的增量影響也有限）。
三、制造業各環節供求關系對利潤的影響
光伏制造業四個環節中，2020年供求關系較為緊張的是硅料、電池片，供求關系較為寬松的是硅片、組件。
其中，組件環節的利潤率當前處于極低的水平，故而不可能釋放出太多的利潤空間。在四季度階段性需求較好的情況下，電池片環節也不太可能釋放出利潤空間。在硅料環節，當前的利潤空間已經處于過去相當長時間以來最好的階段，我們在上周《新疆硅料廠復產對光伏產業的影響分析》也分析了未來其價格下跌、利潤釋放的過程。
那么，唯一存在不確定性的便是硅片環節。
硅片環節是2020年擴張最為猛烈的制造業環節。根據各家廠商的規劃，2020年末若僅考慮隆基、中環、晶科、晶澳、上機數控等幾家龍頭的單晶硅片產能就將達170GW；而所有單晶硅片企業四季度末的預計合計產能有望達到甚至超過200GW，三季度末則約170GW。如果將上述產能換算到季度，則四季度需求只有超過40GW、明年一季度需求只有超過45GW，才可能保證硅片環節的基本滿產。故而，從今年四季度末的某個時點（國內“搶裝”發貨完畢后）開始，硅片環節非常有可能出現利潤釋放，并由此推動組件成本的下降。
我們認為，單晶硅片從今年四季度末開始，將“常態化”的出現產能利用率非因檢修、假期原因而低于100%的現象。之所以會出現這種情況，原因在于：單晶硅片在替代多晶硅片的過程中，處于成本曲線的左側（成本更低、性價比更高），2020年是單晶硅片100%全面替代多晶硅片的一年；故而，當多晶硅片被單晶硅片所完全取代之時，高成本的單晶硅片就成為了“邊際產能”， “單晶硅片與多晶硅片之間因技術路線而導致的成本差”亦將獲得一次性釋放。
鑒于當前成本較高的硅片企業毛利率在20%左右（成本較低的硅片企業毛利率約35%），期間費用率10%中有大部分為不可變成本（只有一小部分為可變成本），折舊（不可變成本）在成本中的占比在8%左右，當單晶硅片出現嚴重過剩（比如單晶硅片產能利用率低于70%）時，可釋放的最大利潤空間約20%左右（對應含稅價格0.62元/片）。如按照M6硅片6.22W/片測算，因硅片供過于求而最多可釋放出0.10元/W的組件價格（注：如果是單晶硅片產能利用率顯著低于70%）。
四、四季度成本曲線的位置
四季度光伏組件成本曲線的位置，受到多晶硅價格、硅片企業利潤、大宗商品價格的共同影響。今年7月下旬以來，多晶硅價格、大宗商品價格的影響方向是相同的，硅片企業利潤維持基本穩定。但從今年四季度看，則多晶硅價格有可能率先因為新疆硅料廠的逐步全面恢復而出現明顯的下跌，硅片企業利潤也有望因為龍頭企業產能的大規模投放而開始釋放（注：四季度需求較好，故而硅片利潤暫不一會完全充分的釋放出0.10元/W組件價格，除非出現下文我們所分析的國內外庫存集中拋售情形）。
根據SOLARZOOM新能源智庫測算，當前光伏組件每W的耗硅量約是2.94克，故而多晶硅含稅價格每下降10元/kg，對應組件含稅成本下降約0.03元/W。在玻璃方面，如果采用雙玻組件，則玻璃價格每上漲1元/平米，對應組件含稅成本將上漲0.01元/W。
總體而言，硅料價格、硅片企業利潤如果未來出現向下波動，其對成本曲線的下移、右移作用將顯著大于輔材輔料價格的上漲對成本曲線的上移作用。除非出現大規模的全球性通脹（目前尚未出現這種情況），否則光伏組件四季度成本曲線向下、向右移動的概率將更大。
五、光伏行業的庫存問題
關于光伏行業是否存在庫存，光伏行業內有不同的看法。而關于庫存的定義，也有不同的統計口徑。SOLARZOOM新能源智庫認為，至少有以下幾種口徑：
（1）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”庫存變化=廠商生產量-國內新增裝機量-海外新增裝機量
（2）國內廠商庫存變化=廠商生產量-廠商出貨量（含廠商自用安裝量+銷售量）
（3）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”國內庫存變化=廠商生產量-國內新增裝機量-凈出口量
（4）“國內廠商+貿易商+EPC+運營商”海外庫存變化=凈出口量-海外新增裝機量
在上述公式中，由于數據可得性問題、數據延遲公布問題，而導致無法一一準確計算。目前可以拿到比較準確數據的是：廠商生產量、國內新增裝機量、出口量（注：由于光伏幾乎沒有進口，故而“出口量=凈出口量”近似成立）。上述三個數據如下：
（1）根據SOLARZOOM新能源智庫組件出口數據，2020年1-5月組件出口26.2GW；6月組價出口的同口徑推算金額13.2億美元，推算出口規模數據為6.0GW，由此可以計算，上半年組件出口32.2GW，同比下滑8%。上述數據的誤差不會超過±1GW。
（2）根據王勃華今年9月10日的PPT《光伏行業發展形勢與展望》，2020年上半年中國組件產量53.3GW，同比增長13.4%，電池片、硅片環節產量更是達到59GW和75GW。該數據為行業協會統計數據，準確度較高。
（3）根據能源局數據，2020年上半年新增光伏裝機11.5GW，與2019年上半年11.4GW基本持平。而根據中電聯1-6月及1-7月數據軋差計算，7月新增光伏裝機量約2.9GW（故而不存在特別明顯的“搶裝”現象）。上述數據為官方數據，準確度較高，但考慮交直流口徑的容配比問題，則可能對應組件10-15%左右的額外裝機量（對應1.2-1.7GW左右）。
基于上述測算：2020年上半年光伏組件產量53.3GW、國內新增裝機量11.5GW（直流側比交流側可能多+1.2~1.7GW）、組件出口量32.2GW，由此出現了7.9-8.4 GW（誤差±1GW）左右的國內“增量”庫存。這相當于是1個月的需求水平。
需要說明的是，上述庫存的產生，是在2020年上半年全球疫情較為嚴重的時期形成的。其當時的組件價格處于較低水平。而從當前的組件價格來看，上述庫存已經獲得了一定的收益。但這一部分庫存是否會在市場上拋售，這取決于組件價格的變化以及金融市場的支持程度。
我們知道，組件庫存收益=出售價格-庫存形成時的成本-資金成本=（出售價格-庫存形成時的價格）+（庫存形成時的價格-庫存形成時的成本）-資金成本=價格變化+鎖定的利潤-資金成本。其中，第二項“鎖定的利潤”是固定的，第三項隨著時間的推移而不斷積累，唯一變化的是第一項“價格變化”。因此，從2020年上半年國內庫存形成至今而言，由于組件價格上漲，這一部分行業庫存是獲利的（無論在廠商手里，還是在渠道手里）。但如果組件價格一旦出現小幅下跌，則這些庫存的浮盈將快速收窄，這將導致其庫存的集中拋售行為。
因此，從當前時點來看，判斷組件價格的拐點，對于判讀后續庫存行為、組件價格變化速度有重要的指導作用。一旦組件價格出現比較明確的松動，則將引發以下機制：
（1）國內部分項目“搶裝”動力提升。
（2）國內外“非搶裝”需求觀望和部分“搶裝”需求觀望（期待明年1季度組件價格下跌0.10元/W以上或上半年下跌0.20元/W以上，從而四季度不搶裝而轉為明年上半年搶裝）。
（3）庫存拋售。
其中，第一個機制有利于需求，第二個機制不利于需求，第三個機制增加供給。鑒于國內增量“搶裝”的總量與國內外“非搶裝”需求觀望推遲的規模可能基本相當，故而決定價格的主要變量將是國內增量的7.9-8.4 GW（±1GW）的庫存何時拋售。
除此以外，2020年上半年海外疫情明顯，而海外出口量的下滑只有8%。但海外上半年裝機量到底有多少？目前而言，還無法獲得準確的全球統計數據。因此，我們也無法準確估計海外庫存的水平到底有多少。但如果存在海外庫存，那么這些庫存的行為也必然會隨著組件價格的變化而變化。
六、光伏組件四季度價格該怎么看？
基于上文的完整分析，我們可以得到以下結論：
（1）從需求角度看，四季度有較強的支持（國內+海外高端市場，海外新興市場指望不上），且由于國內“搶裝”的存在而有較強的剛性需求特征。
（2）從成本推動的角度看，多晶硅料的價格下跌主要取決于新疆硅料廠何時全面復產（根據SOLARZOOM智庫的調研，預計在9月末），硅片環節的利潤釋放有較大空間，大宗商品的價格上漲可能對沖一部分上述機制導致的組件價格下跌。
（3）根據相對準確而清晰的數據計算，2020年上半年國內新增了大約7.9-8.4 GW（±1GW）的庫存（部分在廠商手里，部分在渠道手里），海外庫存增量水平暫無法準確計算。這部分增量庫存當前是盈利的，但一旦組件價格開始下跌，則其庫存收益可能出現快速下滑，由此將導致其庫存行為由“積累”轉為“拋售”。
（4）未來組件價格一旦出現下跌，因刺激國內“搶裝”而增加的需求和因引發國內外“非搶裝”項目+“搶裝”項目觀望而導致的需求減少，兩者在規模上可能基本相當。但相比7.9-8.4 GW（±1GW）的國內庫存規模+無法準確計算清楚規模的海外庫存，上述真實裝機需求的規模增減并不占主導。最終決定組件價格下跌速度的將是庫存的行為。
（5）我們認為：如果四季度組件價格在組件供給曲線下移、右移的作用下出現松動或小幅下滑，有必要特別關注彼時國內外的庫存變化。如果庫存在那時做出符合其自身收益最大化的“追漲殺跌”的正反饋行為，則有必要關注“小幅價格松動轉變為較大幅度價格調整”的可能性。當然，最終決定今年四季度末組件價格的最大影響因素還是2021年的全球新增裝機量預期；如果當時行業對2021年需求的預期仍然較為樂觀甚至是極度樂觀，則庫存在今年四季度維持穩定甚至繼續積累的可能性也同樣存在。
【附錄】
圖 1 SOLARZOOM光伏產業全局均衡模型兼系統動力學模型
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