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而进入9月以来，我们观察到以下事实：
（1）新疆硅料厂已经开始逐步复产，其受影响的4条线中1条线已经恢复。
（2）行业硅片龙头企业从今年9月开始放缓了对硅料的采购节奏，并导致其他原材料库存较低的硅片厂也不敢在高位采购硅料。
（3）部分硅料贸易商已经在93-95元/kg左右的区间价格高位将前期低价所囤硅料库存予以“获利了结”。
（4）光伏玻璃价格仍然在不断创新高，3.2mm玻璃的小厂现货采购价格已经突破32-33元/平米，甚至已经出现34-35元/平米成交的情况。
（5）国内“竞电价”项目的落地意愿较强，各大光伏组件厂商的四季度排产较满，甚至有部分二线厂商都已经排满（但三线厂商受各种因素影响，经营较为困难）。
目前，光伏行业普遍认为：受需求拉动、大宗商品成本推动等多方面因素影响，四季度组件价格将保持稳健；即使硅料价格后续因新疆硅料厂逐步全面恢复供给而出现下跌，组件价格最多也只是呈现出“小幅下跌”的状态。
那么，我们究竟该如何来看待后续的组件价格变化呢？本文提出几点思考方向，供大家批评指正。
一、光伏组件价格是“因”还是“果”？
对于大多数商品而言，价格是供求关系的因变量和函数。对于在“标杆电价”时代的光伏组件而言，亦是如此。
但光伏行业进入2019年以来，全球光伏市场的逻辑正逐步发生变化：（1）国内“标杆电价”项目逐步转为“竞电价”或“平价项目”，（2）海外市场越来越多国家在集中式电站项目上基于电价这一核心变量展开招标并签署PPA协议。
由此，光伏组件的需求属性正在发生深刻的变化，由“价格对需求量影响较小”的刚性需求曲线（陡峭）转变为“价格对需求量影响较大”的弹性需求曲线（平缓），价格对需求量的“反身性”作用正不断加强。
正是基于此，光伏行业自2018年6月以来的组件价格暴跌，推动了2018年四季度以来的一轮海外需求高速增长。但也正是基于此，今年7月下旬以来的组件价格反弹，阻碍了光伏行业“降价刺激需求”的逻辑。
二、四季度的需求为什么较好？
当前组件价格的普遍报价上涨至1.7元/W，比7月中旬的报价上涨0.25元/W左右。同时，SOLARZOOM新能源智库经调研了解到，四季度的需求较好（这也是行业普遍的认识）。那么，既然组件价格上涨将影响“降价刺激需求”的逻辑，为什么四季度的需求还这么好呢？
我们认为至少有以下两方面原因：
（1）国内四季度2020年竞电价项目将集中落地。根据SOLARZOOM新能源智库在6月末的文章《20H2还是21H1？竞电价项目落地点评》，鉴于今年上半年的组件价格因全球疫情影响而处于低位，如果不出现7月下旬以来的组件价格上涨，明年一二季度组件价格的下跌空间必然无法弥补每个季度电价下调1分钱对项目IRR的负面影响，故而当时我们认为，2020年竞电价项目在今年四季度“抢装”是更为合理的。现在，组件价格虽然受供给侧影响而上涨，但仍然会有大量国内竞电价项目业主会选择在今年四季度完成并网。
参考2019年的情况，也可以得到类似结论：2019年下半年的组件价格是在2018年“531”后横盘了一年以后开始下跌的。按照博弈论的理性分析，竞电价业主选择2020年上半年并网比选择2019年下半年并网的项目IRR更高（事实上也确实如此）。但实际结果显示，2019年12月单月仍然出现了10GW以上的并网。其中，有央企完成业绩的考量，也有部分业主无法准确预估组件价格变化趋势的原因。站在2020年下半年的时点上，基于2020年下半年的组件价格是从低位向上走，则将有更多的央企在“选择2020年4季度实施”与“选择2021年上半年实施”中选择前者（当然，也有部分业主可能选择“放弃项目”）。
回到我们上文的框架，国内“竞电价”项目由于存在“并网晚1个季度电价下跌1分”的规则限制和时间约束，故而体现出一定的“刚性需求”特征。所以，就国内四季度“竞电价”项目的“抢装”而言，“需求是价格的因”强于“价格是需求的因”。
（2）在美国、日本、欧洲等高端市场，由于高昂的土地成本、劳动力成本，光伏BOS的绝对水平和在系统成本中的占比均较高。故而，这些高端市场对光伏组件价格的上涨敏感度远低于中国、印度这样的中端、低端市场。其中，这些高端市场的集中式光伏项目受当前疫情劳动力约束的影响程度较低，还在一定程度上受益于流动性的宽松（主体优质的能源巨头融资成本下降）。而在这些市场的工商业分布式、居民屋顶项目，虽然受疫情的影响稍大（比如，美国二季度工商业、居民项目装机量环比分别下滑12%和23%），但其光伏BOS在系统成本中的占比更高，故而，其需求受组件价格上涨的负面影响则比集中式项目更低。因此，整体而言，海外高端市场的需求在四季度（尤其是美国的四季度是旺季，其他国家季节性并不特别明显）是可以预期的。
但在中低端海外市场上，一方面今年受疫情的影响非常大（比如印度的影响就极大，二季度新增装机不足0.8GW；而巴西二季度数据环比一季度也同样下滑了45%左右），一方面其项目IRR受组件价格上涨的影响较大，故而对这些中低端市场的需求不应有太多的指望。
基于以上两方面的原因，今年四季度的需求仍然较好，且呈现一定的刚性特征。“四季度需求量受价格上涨负面影响”的程度将因为国内“竞电价”项目“抢装”的存在及海外高端市场的低敏感性而显得不是这么大（注：海外低端市场今年二季度的规模已经较差了，即使再差，其对需求的增量影响也有限）。
三、制造业各环节供求关系对利润的影响
光伏制造业四个环节中，2020年供求关系较为紧张的是硅料、电池片，供求关系较为宽松的是硅片、组件。
其中，组件环节的利润率当前处于极低的水平，故而不可能释放出太多的利润空间。在四季度阶段性需求较好的情况下，电池片环节也不太可能释放出利润空间。在硅料环节，当前的利润空间已经处于过去相当长时间以来最好的阶段，我们在上周《新疆硅料厂复产对光伏产业的影响分析》也分析了未来其价格下跌、利润释放的过程。
那么，唯一存在不确定性的便是硅片环节。
硅片环节是2020年扩张最为猛烈的制造业环节。根据各家厂商的规划，2020年末若仅考虑隆基、中环、晶科、晶澳、上机数控等几家龙头的单晶硅片产能就将达170GW；而所有单晶硅片企业四季度末的预计合计产能有望达到甚至超过200GW，三季度末则约170GW。如果将上述产能换算到季度，则四季度需求只有超过40GW、明年一季度需求只有超过45GW，才可能保证硅片环节的基本满产。故而，从今年四季度末的某个时点（国内“抢装”发货完毕后）开始，硅片环节非常有可能出现利润释放，并由此推动组件成本的下降。
我们认为，单晶硅片从今年四季度末开始，将“常态化”的出现产能利用率非因检修、假期原因而低于100%的现象。之所以会出现这种情况，原因在于：单晶硅片在替代多晶硅片的过程中，处于成本曲线的左侧（成本更低、性价比更高），2020年是单晶硅片100%全面替代多晶硅片的一年；故而，当多晶硅片被单晶硅片所完全取代之时，高成本的单晶硅片就成为了“边际产能”， “单晶硅片与多晶硅片之间因技术路线而导致的成本差”亦将获得一次性释放。
鉴于当前成本较高的硅片企业毛利率在20%左右（成本较低的硅片企业毛利率约35%），期间费用率10%中有大部分为不可变成本（只有一小部分为可变成本），折旧（不可变成本）在成本中的占比在8%左右，当单晶硅片出现严重过剩（比如单晶硅片产能利用率低于70%）时，可释放的最大利润空间约20%左右（对应含税价格0.62元/片）。如按照M6硅片6.22W/片测算，因硅片供过于求而最多可释放出0.10元/W的组件价格（注：如果是单晶硅片产能利用率显著低于70%）。
四、四季度成本曲线的位置
四季度光伏组件成本曲线的位置，受到多晶硅价格、硅片企业利润、大宗商品价格的共同影响。今年7月下旬以来，多晶硅价格、大宗商品价格的影响方向是相同的，硅片企业利润维持基本稳定。但从今年四季度看，则多晶硅价格有可能率先因为新疆硅料厂的逐步全面恢复而出现明显的下跌，硅片企业利润也有望因为龙头企业产能的大规模投放而开始释放（注：四季度需求较好，故而硅片利润暂不一会完全充分的释放出0.10元/W组件价格，除非出现下文我们所分析的国内外库存集中抛售情形）。
根据SOLARZOOM新能源智库测算，当前光伏组件每W的耗硅量约是2.94克，故而多晶硅含税价格每下降10元/kg，对应组件含税成本下降约0.03元/W。在玻璃方面，如果采用双玻组件，则玻璃价格每上涨1元/平米，对应组件含税成本将上涨0.01元/W。
总体而言，硅料价格、硅片企业利润如果未来出现向下波动，其对成本曲线的下移、右移作用将显著大于辅材辅料价格的上涨对成本曲线的上移作用。除非出现大规模的全球性通胀（目前尚未出现这种情况），否则光伏组件四季度成本曲线向下、向右移动的概率将更大。
五、光伏行业的库存问题
关于光伏行业是否存在库存，光伏行业内有不同的看法。而关于库存的定义，也有不同的统计口径。SOLARZOOM新能源智库认为，至少有以下几种口径：
（1）“国内厂商+贸易商+EPC+运营商”库存变化=厂商生产量-国内新增装机量-海外新增装机量
（2）国内厂商库存变化=厂商生产量-厂商出货量（含厂商自用安装量+销售量）
（3）“国内厂商+贸易商+EPC+运营商”国内库存变化=厂商生产量-国内新增装机量-净出口量
（4）“国内厂商+贸易商+EPC+运营商”海外库存变化=净出口量-海外新增装机量
在上述公式中，由于数据可得性问题、数据延迟公布问题，而导致无法一一准确计算。目前可以拿到比较准确数据的是：厂商生产量、国内新增装机量、出口量（注：由于光伏几乎没有进口，故而“出口量=净出口量”近似成立）。上述三个数据如下：
（1）根据SOLARZOOM新能源智库组件出口数据，2020年1-5月组件出口26.2GW；6月组价出口的同口径推算金额13.2亿美元，推算出口规模数据为6.0GW，由此可以计算，上半年组件出口32.2GW，同比下滑8%。上述数据的误差不会超过±1GW。
（2）根据王勃华今年9月10日的PPT《光伏行业发展形势与展望》，2020年上半年中国组件产量53.3GW，同比增长13.4%，电池片、硅片环节产量更是达到59GW和75GW。该数据为行业协会统计数据，准确度较高。
（3）根据能源局数据，2020年上半年新增光伏装机11.5GW，与2019年上半年11.4GW基本持平。而根据中电联1-6月及1-7月数据轧差计算，7月新增光伏装机量约2.9GW（故而不存在特别明显的“抢装”现象）。上述数据为官方数据，准确度较高，但考虑交直流口径的容配比问题，则可能对应组件10-15%左右的额外装机量（对应1.2-1.7GW左右）。
基于上述测算：2020年上半年光伏组件产量53.3GW、国内新增装机量11.5GW（直流侧比交流侧可能多+1.2~1.7GW）、组件出口量32.2GW，由此出现了7.9-8.4 GW（误差±1GW）左右的国内“增量”库存。这相当于是1个月的需求水平。
需要说明的是，上述库存的产生，是在2020年上半年全球疫情较为严重的时期形成的。其当时的组件价格处于较低水平。而从当前的组件价格来看，上述库存已经获得了一定的收益。但这一部分库存是否会在市场上抛售，这取决于组件价格的变化以及金融市场的支持程度。
我们知道，组件库存收益=出售价格-库存形成时的成本-资金成本=（出售价格-库存形成时的价格）+（库存形成时的价格-库存形成时的成本）-资金成本=价格变化+锁定的利润-资金成本。其中，第二项“锁定的利润”是固定的，第三项随着时间的推移而不断积累，唯一变化的是第一项“价格变化”。因此，从2020年上半年国内库存形成至今而言，由于组件价格上涨，这一部分行业库存是获利的（无论在厂商手里，还是在渠道手里）。但如果组件价格一旦出现小幅下跌，则这些库存的浮盈将快速收窄，这将导致其库存的集中抛售行为。
因此，从当前时点来看，判断组件价格的拐点，对于判读后续库存行为、组件价格变化速度有重要的指导作用。一旦组件价格出现比较明确的松动，则将引发以下机制：
（1）国内部分项目“抢装”动力提升。
（2）国内外“非抢装”需求观望和部分“抢装”需求观望（期待明年1季度组件价格下跌0.10元/W以上或上半年下跌0.20元/W以上，从而四季度不抢装而转为明年上半年抢装）。
（3）库存抛售。
其中，第一个机制有利于需求，第二个机制不利于需求，第三个机制增加供给。鉴于国内增量“抢装”的总量与国内外“非抢装”需求观望推迟的规模可能基本相当，故而决定价格的主要变量将是国内增量的7.9-8.4 GW（±1GW）的库存何时抛售。
除此以外，2020年上半年海外疫情明显，而海外出口量的下滑只有8%。但海外上半年装机量到底有多少？目前而言，还无法获得准确的全球统计数据。因此，我们也无法准确估计海外库存的水平到底有多少。但如果存在海外库存，那么这些库存的行为也必然会随着组件价格的变化而变化。
六、光伏组件四季度价格该怎么看？
基于上文的完整分析，我们可以得到以下结论：
（1）从需求角度看，四季度有较强的支持（国内+海外高端市场，海外新兴市场指望不上），且由于国内“抢装”的存在而有较强的刚性需求特征。
（2）从成本推动的角度看，多晶硅料的价格下跌主要取决于新疆硅料厂何时全面复产（根据SOLARZOOM智库的调研，预计在9月末），硅片环节的利润释放有较大空间，大宗商品的价格上涨可能对冲一部分上述机制导致的组件价格下跌。
（3）根据相对准确而清晰的数据计算，2020年上半年国内新增了大约7.9-8.4 GW（±1GW）的库存（部分在厂商手里，部分在渠道手里），海外库存增量水平暂无法准确计算。这部分增量库存当前是盈利的，但一旦组件价格开始下跌，则其库存收益可能出现快速下滑，由此将导致其库存行为由“积累”转为“抛售”。
（4）未来组件价格一旦出现下跌，因刺激国内“抢装”而增加的需求和因引发国内外“非抢装”项目+“抢装”项目观望而导致的需求减少，两者在规模上可能基本相当。但相比7.9-8.4 GW（±1GW）的国内库存规模+无法准确计算清楚规模的海外库存，上述真实装机需求的规模增减并不占主导。最终决定组件价格下跌速度的将是库存的行为。
（5）我们认为：如果四季度组件价格在组件供给曲线下移、右移的作用下出现松动或小幅下滑，有必要特别关注彼时国内外的库存变化。如果库存在那时做出符合其自身收益最大化的“追涨杀跌”的正反馈行为，则有必要关注“小幅价格松动转变为较大幅度价格调整”的可能性。当然，最终决定今年四季度末组件价格的最大影响因素还是2021年的全球新增装机量预期；如果当时行业对2021年需求的预期仍然较为乐观甚至是极度乐观，则库存在今年四季度维持稳定甚至继续积累的可能性也同样存在。
【附录】
图 1 SOLARZOOM光伏产业全局均衡模型兼系统动力学模型
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