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　　1. 预计2020年全球新增装机108-143GW，比之前的121-154GW有所下调。2020年可能是过去40年中首次出现全球新增装机下降。

　　

　　2. 由于激励政策的推迟、宏观经济以及股市的变动可能会对新能源项目自有资金的筹措、银行贷款以及购电协议签署有延迟的负面影响，对未来2年新增装机下调5-10GW。

　　

　　3. 预计中国2020年新增装机26-37GW，比去年年底的预期(37-45GW)有明显下调。主要原因，一是由于政府补贴预算下调(编者注：指从2019年的30亿元下调至2020年的15亿元)，二是受疫情影响，竞价时间推迟近两个月，项目进程受影响，这也是去年装机量大幅下减的一个主要原因。

　　

　　4. 今年竞价成功的项目，可能延迟到2021年并网，对2021年的装机预期调整为28.5-35GW，中值31.5GW。

　　

　　5. 预计美国2020年新增光伏装机13-17GW，保持第二大市场地位。其中，户用占比约24%，工商业占比约11%。

　　

　　6. 光储一体化在美国开始兴起。随着光伏渗透率不断增长，光伏的波动性可能让电力系统面临挑战。在渗透率较高的加州等地，相关需求更为迫切。当然，联邦投资税减免(ITC)也是一个主要动力。

　　

　　7. 现有光储一体化项目，电池部分约24GWh，前十大开发商占比约31%。

　　

　　8. 美国很多新项目容配比达到1.4，部分甚至达到1.45。

　　

　　9. 印度市场2020年新增装机会下降6%，主要是地方政府推广光伏的动力不足，同时，开发商担心地方政府无法按时支付电费，更愿意参加联邦政府发起的招标。但由于招标电价过低、土地成本高、进口组件关税壁垒等原因，联邦政府招标也面临一定困难。

　　

　　10. 截至2019年底，印度累计光伏装机(交流侧)约37GW，距离2022年100GW目标非常遥远，基本不可能实现。

　　

　　11. 从直流侧看，印度2020年新增装机与2019年持平，约为11.6GW。由于组件价格下降，在系统成本中占比不断降低，新建项目容配比越来越高。2019年时平均为1.28，2020年将提升至1.36。

　　

　　12. 去年年底印度的招标将下游开发许可与上游产能绑定在一起，与中国领跑者计划有类似性，但对电池效率的要求(2022年6月)只有21%，目前中国大多数厂商可以轻松完成这一目标，很难对当地制造业带来帮助。

　　

　　13. 日本市场今年比较平稳，但预计明年会迅速萎缩至2GW。根本原因是当地土地和电网资源的有限性，导致资本更多流向光伏二级市场，或海上风电项目开发等领域。

　　

　　14. 预计荷兰2020年新增光伏装机4.4GW。随着光伏成本下跌，在SDE补贴中的占比持续增加，2017年首次超过40%。

　　

　　15. 预计全球有22个市场在2020年新增装机超过1GW。

　　

　　16. 过去一年有103家光伏相关制造企业破产或宣布退出这一领域，产业集中度有所增强。其中，上游硅料、硅棒领域高度集中，下游电池、组件相对分散。

　　

　　17. 2019年，各环节有效产能均有所增长，其中硅棒/硅锭环节净增长最少，但各环节都存在一定过剩。

　　

　　18. 硅料环节受疫情影响最弱。目前单晶用料价格约为9美元/kg，预计今年会降至8-8.5元/kg。如果今年全球增长不及预期，单晶用料最低价可能达到7.5元/kg。

　　

　　19. 部分成本无优势的企业宣布停产，但其余厂商的扩产规模是这部分产能的数倍。

　　

　　20. 大型硅料企业在2019年生产电耗平均下降7%，其中一个途径是使用更大的生产设备，提升单炉产量。

　　

　　21. 中国硅料企业占据成本绝对优势的重要原因是电价，平均为43美元/MWh(编者注：约为人民币0.3元/kWh)。过去3-4年，新建硅料产能全部位于煤电、水电电价极低省份，甚至使用自备电厂，其中东方希望的电力成本只有0.13元/kWh左右。韩国企业(如OCI)需要支付的电力成本约为中国企业4-5倍。

　　

　　22. 硅棒/硅锭环节原理相近，一次拉4根硅棒，有效减少电耗和坩埚使用。

　　

　　23. 硅片环节降本主要得益于金刚线线径降低，由此造成的损耗减少。2019年，已经有很多厂商在使用直径55微米甚至50微米的金刚线。

　　

　　24. 金刚线企业毛利率一度达到50-70%，大幅扩产导致供过于求，价格下降，2019年上半年毛利率平均只有28%，给硅片企业带来发展机遇。(编者注：根据美畅新材最新数据，60、55、50微米金刚线4月1日起执行49、55、65元/KM价格)

　　

　　25. 单、多晶硅片的单片功率在过去8年提升了27%和18%，而单位硅料用量分别减少50%和40%，有效降低生产成本，提高利润。

　　

　　26. 对于大型一体化单晶组件企业，到2020年底，其不含税运的内部成本最低可达17.1美分/W(编者注：约为人民币1.2元)，72片组件成本约为19.5美分/W(编者注：约为人民币1.37元)。

　　

　　27. 双面组件目前溢价1.3-1.5美分/W，到年底预计为1美分/W。

　　

　　28.2019年，单、多晶比例约为6:4，预计2002年将提升至8:2。

　　

　　29. 166mm及以下尺寸硅片对现有产线调整的要求较低，选择该技术路线的厂商较多，2019年底已有量产。210mm硅片也有数家企业布局电池生产线，但预计未来三年市场份额不超过15%。

　　

　　30. 半片、双面在下游的认可度较高，叠片还存在一定阻力。

　　

　　31. 从过去40年历史数据看，晶硅组件累计装机量每翻一倍，其价格会下跌约29%。

　　

　　32. 预计未来5年系统造价还有15美分/W下降空间。(编者注：约为人民币1.05元)

　　

　　33. 包括HIT、IBC、PERT在内的所有N型产品，在全球光伏市场占比仅有6%，未来3年达到10%的概率不大。

　　

　　34. 至少5年内，钙钛矿对光伏行业影响甚微。如果稳定性能得到持续改善，在具备成本效率优势的情况下，10年后可能迎来一定发展空间。

　　

　　35. 双面组件在全球的市场份额约20%，但在美国，受关税影响，占比有望超过50%，最迟2022年将实现这一目标。