核心结论：
（1）上半年情况：光伏新增装机14GW，同增22%，其中户用同增180%、工商业分布式同增24%、地面电站同降26%，地面与分布式的装机比例从去年的6:4调整到4:6。
（2）地面电站：7月定标价1.8-1.85元，除个别案例外大多在1.8元以上；按照6%的收益率，全国仅45%左右的地方可以投资。
（3）分布式：截至3月底分布式累计81GW，其中户用21GW、工商业60GW；已经出现价格下降趋势，前段时间二三线企业交易价格1.7元左右；户用增长较快主要源于政策支持，今年装到20GW没有问题。
（4）全年装机预期：户用15-17GW，工商业7-7.5GW，地面电站28-31GW，整体50-55GW；分布式占比提高到43%。
（5）十四五需求展望：十四五期间光伏年均新增80GW，分布式五年新增130-150GW，即每年新增26-30GW，较十三五实现倍增。
（6）近期组件定标情况：1-6月地面电站组件招标量28.5GW，7月招标7GW；定标量：1月1.3GW，3月4GW，4月8.2GW，5月6.8GW，6月0.3GW，7月3.34GW；价格：1-3月1.56元左右，4月1.67元，5月1.7元，6月1.8元，7月1.8-1.85元。
（7）投资建议：当前行业2021年估值中位数38倍，横纵向对比性价比高，看好三条主线：1）竞争格局稳定，龙头优势明显，长期成长性标的：硅片（隆基股份），胶膜（福斯特）；2）供需边际向好或者短期偏紧：硅料（通威股份、大全能源），光伏EVA树脂（联泓新科、东方盛虹）；3）行业趋势下结构性机会：玻璃（亚玛顿、关注福莱特、福耀玻璃、信义光能），大尺寸电池（爱旭股份），海外逆变器（阳光电源、关注锦浪科技、固德威等）。
一、中泰电新：招标和需求逐步常态化，继续坚定看多
市场担忧短期价格影响需求，我们认为价格波动是短期供应短缺导致的，不改变行业长期过剩的市场化经济状态，不影响产业需求驱动因素和平价长逻辑。本轮涨价不是供给扰动导致的，而是紧缺环节供给不变时，需求增加导致的，全球需求最终仍由硅料供应决定，我们预计全球光伏同增约30%，保持显著的高增长，短期主要组件企业反馈二季度订单较满，行业高景气背景下多环节继续拐点向上。当前行业2021年估值中位数38倍，横纵向对比性价比高，看好三条主线：
（1）竞争格局稳定，龙头优势明显，长期成长性标的：硅片（隆基股份），胶膜（福斯特）；
（2）供需边际向好或者短期偏紧：硅料（通威股份、关注大全新能源），光伏EVA树脂（联泓新科）；
（3）行业趋势下结构性机会：玻璃（亚玛顿、关注福莱特、福耀玻璃、信义光能），大尺寸电池（爱旭股份），海外逆变器（阳光电源、关注锦浪科技、固德威等）。

二、王老师观点：分布式光伏市场近况解读
上半年分布式新增装机亮眼，光伏新增装机14GW（中电联口径13GW，但20年底累计装机253GW、6月底累计267GW），同增22%，其中户用光伏新增装机同增180%远高于市场增速，分布式新增占比62%，叠加整县推进政策，近期分布式市场关注很高。
上半年主要特点是1-6月整体装机比较均匀（除2月春节受影响），去年春节后受疫情影响2-5月装机较少，今年2-5月同比增长70-80%，量比较大；1月、6月传统抢装月出现了同比下降。
虽然上半年新增14GW，但大家对下半年比较乐观，从近五年的数据看，除了18年受到531政策影响，其他几年下半年装机规模都比较大，尤其是去年，如果按照去年上下半年的装机比例看的话，今年全年的装机量应该还是比较大的。
上半年整体装机同增22%，其中户用同增180%、工商业分布式同增24%、地面电站同降26%，地面与分布式的装机比例从去年的6:4调整到4:6，户用新增亮眼。
地面电站：
新增装机同降26%，最大的影响因素是组件价格高、而且变化快，不稳定是除价格高之外更重要的原因。春节前后组件招标价格1.5-1.6元,6月份走高至1.8元，7月定标价1.8-1.85元，除个别案例1.72元之外，大多在1.8元以上。目前很多地方要配10%、2小时储能，在这种价格下，即使按照6%的收益率全国可以投资的地方也很少，只有三北、东部沿海（山东、广东）等高电价区域才具备投资价值，全国仅45%左右的地方可以投资。
户用分布式：
户用增长较快主要源于政策支持，去年补贴8分、今年3分，享受补贴的指标从6GW增长至16.5GW，增幅很大。去年6GW指标最后抢装了10.1GW，按照去年抢装速度，今年装到20GW没有问题，发改委一些文件中指出要保15GW，更多是考虑了实际情况的影响。
户用的增长主要集中在东南沿海地区，河北、河南、安徽、江西增长率很快，今年上半年户用接近6GW，已经达到了去年的60%，而且下半年也是户用的大头，但发展很不平衡，山东占比42%、河北占比21%、河南11%，其他所有省份占比只有26%。户用装机量与农村人口基数相关，目前户用在城市比较难推广，主要在有一定经济实力的人口大省推广，山东、河北、河南经济实力比较好、人口多，适合户用推广。我们统计过农村人口前十的大省，除了四川，都是户用发展很好的省份。
目前建设户用不是为了自用，而是当做投资理财的产品。去年户用平均单套装机21kW，上半年达到24.4kW，单套15-30kW成为主流型号，出货最好，占比60%以上。
工商业分布式：
工商业分布式同增24%，截至3月底分布式累计81GW，其中户用21GW、工商业60GW，主要分布在浙江、江苏、山东、安徽、广东等经济较为发达的省份，工商业发展与当地商业发展水平相关性很强，除了四川这种光照资源特别差的省份，上市公司数量排名前十的省份与工商业装机前十的省份非常吻合。
分布式：
分布式与地面电站不一样，分布在人口多、工商业发达的地区，浙江、河北、江苏、山东四个省份分布式装机在全国占比52%，装机前十省份占比81%，前十五省份占比92%，全部集中在东南沿海。但不同省份特点不一样，山东、河北是人口大省，户用比例60%；浙江、江苏经济大省，工商业占比90%。
整县推进政策推出后有23个省份推出相关政策，投资分布式项目时收益率是最重要的考核指标，但也与人口基数、经销商数量、当地用电量等都有关，人口、工商业发展水平是分布式的发展基础，不可能凭空做大规模。
之前分布式做得最多的是工商业项目，因为目前分布式全额上网没有补贴，收益相对差，所以现在分布式通过自发自用方式、执行工商业高电价。在现在造价水平下不能全额上网是分布式量起不来最重要的原因。如果光伏组件价格进一步下降，在系统成本很低的情况下做全额上网项目，那时候分布式能够大规模发展起来。

现在自发自用模式下分布式受到很多条件限制，如用电水平、用电负荷。
截至2020年底党政机关、公用建筑装机量只有5.8GW，总体占比只有7.4%，有两个原因：1）现有电价体系下党政机关、公用建筑电价与居民电价差不多，而且学校1/3的时间都在放假，项目收益比较差；2）屋顶可用面积很小，电梯间、中央空调等占了大量的面积。但农村能做很大，因为农村屋顶可以成片开发，大大企业会做县域开发，将大量小项目打包成大项目、降低成本。
工业建筑、商业建筑（占比67%）电价水平高、用电负荷也高，但最大的问题是经营稳定性，工商业建筑收不到电费的风险比较大：1）最近几年工商业电价下降接近30%，这对自发自用分布式业主来说是纯利润损失；2）存在3-5年后商户倒闭、拖欠电费等情况，目前全国自发自用的工商业项目有10%左右收不到电费，所以大家希望工商业项目收益率比较高，工商业项目收益率10%以上甚至12%以上才会投（地面6%），因为要考虑到收不上电费的因素。
整县推进：
目前整县推进报了很大的规模，但也会有些不实践的，像有些现在分布式发展相对不好的地区，一年报了2GW，但一个省这么多年累计才做了零点几GW，不太符合市场规律。
整县推进政策最大的作用是解决金融问题。地面电站可以通过贷款解决资金问题，但分布式开发商不是屋顶业主、无法抵押贷款，而且很多是民营企业，融资难、融资贵，之前好一点的项目是通过融资租赁的模式做的，融资成本6%，差一点的项目融资成本要7-8%。通过整县推进，央企的融资方式比较灵活，可以用集团信誉找国开行等政策行进行整体授信，融资成本降低，而且对收益率的要求也降低了。之前有些项目全额上网收益率太低了运营商不想做，融资成本降低之后就可以做了。
分布式应用场景：
去年以来高层的信息反映出对分布式比较支持，交通部的文件提出在服务区、边坡等地区布局分布式光伏，现在火车站、机场、加油站、停车棚都做了分布式光伏项目。前段时间大家很看好BIPV，车棚就是很好的BIPV应用场景，别的BIPV要求可能比较多，要考虑美观、防火，而车棚相对简单，分布式光伏的应用场景很广。
未来最重要的一个应用场景可能是党政机关。6月初国管局要求今年6月底中央机关要建成节约型机关，到十四五末80%以上的地区机关建成节约型机关。
在双降大背景下，最快、最有效、商业化最好的就是分布式光伏。去年以来，在双降压力下，企业会主动找光伏企业做分布式光伏项目。现在降碳排量，每个企业都会背一定的任务额，大家认为分布式光伏是降低能耗、降低碳减排的好手段。
发改委每年下发非水可再生能源消纳指标，北京上海等大城市没办法做风电光伏大型项目，只能给分布式补贴，北京、上海、广州、浙江都有分布式补贴。
分布式比地面电站更加市场化，最终的规模取决于未来的造价水平。如果未来造价能实现全额上网收益，举个极端的例子，如果组件价格1元/W，那么所有屋顶都适合分布式项目，两年就能回本，相对安全。
就现在而言，本月大型集采价格在1.8元甚至往上，但其实分布式市场已经出现价格下降趋势，前段时间二三线企业分布式市场交易价格在1.7元左右。分布式市场更关注投资回收期，地面电站运行25-30年，但没有人期待分布式项目运行25年，运行10年以上就是很好的项目了，所以分布式项目更关注初始投资，希望尽快收回成本，不在乎之后的收益多少。二三线企业因为价格低，在分布式市场会相对受欢迎。之后整县推进的过程中，央企进来很多会加大分布式集采量，但目前看分布式市场二三线企业量比较大，因为价格便宜。
今年装机预期：
户用：1）顺利情况，23GW；2）受到经销商数量限制，20GW；3）户用市场增长太快导致逆变器、电表等设备供应增长速率跟不上市场变化，考虑设备限制，15-17GW。
工商用：上半年同增24%，下半年预期同增1/3-1/2的量，总量是7-7.5GW。个人感觉今年下半年组件价格不会大幅下降，因为上半年硅料、硅片价格大幅上涨的时候组件没有大幅上涨，而其他各类成本（铝边框、背板等）都是上涨的，组件企业利润有所损失，所以后面组件价格会相对缓和下降，利润修复。在这种情况下工商业分布式不会有特别大的增长，因此预期同增1/3-1/2。
地面电站：去年下半年环比上半年增长26%，今年预期同比增长3.8%。央企表示如果价格相对稳定，有些项目是可以执行的。去年下半年新增25GW，今年还是按照25GW预期，这样地面电站全年28-31GW。
户用15-17GW，工商业7-7.5GW，地面电站28-31GW，整体50-55GW。2020年底分布式占比33%，今年能提高到43%。
BIPV：
原来夹在墙上其实属于BAPV，将双玻组件嵌在幕墙里才是真正BIPV，如果组件直接贴在墙上，可以完全替代建筑材料。现在很多地方要求新建商业建筑符合绿建标准，会推动大家在幕墙和屋顶上装分布式光伏，而且他们对造价并不敏感。
商业建筑屋顶会有构筑物，导致屋顶可用面积比较小，而且朝向、遮挡等因素会导致发电量比较低。另外建筑物一般50-70年以上寿命，对光伏组件提出更高要求，比如平时用的双玻组件玻璃2毫米，BIPV用的更多是6-8毫米，对建筑防火性等要求也更高。
经济角度，BIPV回收期缩短到6-7年，比BAPV好。
单体规模不大，更多的是示范项目。
碳交易：
碳排放交易管理办法征求意见稿里提到，风电光伏可再生能源经过核准后叫做CCER，可以抵销5%的碳排放指标，但正式稿没有提到5%，具体怎么执行不是特别清楚，只提到重点排放单位可以使用生态环境部规定的国家核证的自愿减排量抵消。
核证也要成本，现在一吨碳减排量卖20-30元，核准成本要3-5万，小项目就很难做了。而且要认证额外性，认证额外性之后核准才能产生CCER，这样平价上网项目会面临困境。所以还是要看新的方法出台有无准确评估。
2017年后CCER就停止签发了，何时开始重新签发不明朗。按照未来8大行业全纳入，较为宽松的情况下全社会配额约90亿吨，CCER可抵消配额比5%，全年可用于抵销的CCER量约为4.5亿吨，倒算需要约6000亿度风电、光伏，而今年预计风光发电量1.1万亿吨，市场供大于求。
绿证市场：
碳减排将来肯定要发展起来，但短期内政策不明确，而绿证市场相对明确，5月开始启动平价绿证签发工作，国电投辽宁项目已经签发（50元/个）。海外也有绿证企业，如苹果要求供应商必须100%绿电。
需求展望：
十四五期间光伏年均新增80GW，这是从可再生能源在总体能耗占比25%的消纳权重倒推过来的。今年国家能源局正式意见稿发了21、22年的规划，两年提高一点几个百分点，按照这个计算光伏平均每年新增80GW，5年新增400GW；另外有26各省下发了省内十四五规划，基本都提到相对十三五倍增，十三五期间新增光伏206GW，实现倍增的话400GW左右，所以400GW是可预期的。
按照三分之一分布式、三份之二地面电站测算，分布式五年新增130-150GW，即每年新增26-30GW，十三五期间分布式新增72GW，发展最好的17-18年每年新增20GW，这样看增量是比较大的，基本实现倍增。
三、问答环节
Q：组件招标量价更新？
A：1-6月地面电站组件招标量28.5GW，6月定标量较少，7月价格明晰后量上来了，7月招标7GW。定标量：1月1.3GW，3月4GW，4月8.2GW，5月6.8GW，6月0.3GW，7月3.34GW。
组件价格从3月开始一直上升，1-3月1.56元左右，4月1.67元，5月1.7元，6月1.8元，7月1.8-1.85元。
Q：户用、分布式市场对组件价格的接受度？
工商业部分接受度较高，一些央企认为风险可控、收益率较高的自投项目，可以接受1.8-1.85元的价格。上半年价格变动太快，之前与央企交流的时候提到上半年有好几个项目流标了，组件定标后企业在供货时涨价，但央企决策流程较长，前次涨价批下来时组件又要涨价，有好几个项目因为这种情况流标了。如果下半年组件价格不往上涨，工商业项目都是可以做的。
户用市场受涨价影响较大，河北户用市场超过3元的系统就卖不出了，价格杀的比较厉害。
原来户用市场40%贷款投资、30%全款投资、30%屋顶租赁（企业来投、租屋顶），今年由于价格上涨，老百姓对价格比较敏感（户用不是必需品），贷款和全款自投均有所下降，现在市场上70%-80%是融资租赁模式。户用市场量增加了，但结构也有很大改变。
分布式市场潜力很大，调研的时候山东一个非常大的经销商提到，前三个月收单量已经超过去年全年的量，好多之前要去开发的业主来主动找他们，双降压力下市场潜力非常大。如果不是涨价影响的话应该可以做到特别大的增幅，明年价格降下来的话分布式市场还是可以起来的。
Q：如果组件价格回到1.5左右，对分布式会有多大的促进？
1.5元以内全额上网可以做了，且有很好的盈利，现在户用发展不起来就是全额上网不能做。有很多业主反应如果价格降到1.3-1.5，有大量全额上网项目可以做。
Q：组件价格1.5元的话，分布式全额上网项目的回报率？
如果组件价格在1.4-1.5元，低压并网的分布式总成本可以控制在2.5元/W以内。
东南沿海工商业电价较高，0.6-0.8元，电价即使有折扣也基本能达到0.5元以上，山东好的地方利用小时可以达到1300小时，差的地方也有1000-1100小时，投资回收期会很短。如果电价0.5-0.6元/度，1年可以收回600-700元，回收期4-5年。
全额上网电价0.35-0.45元/度，利用小时1200小时，一年收益400-500元，回收期大约5年。
Q：4.5亿吨碳汇约90-130亿，分给企业的量不是很显著？
目前碳交易的市场交易价格50元出头，里面包含了排放权的价格，国际绿证基本20-30元一个，碳汇最后基本也可以折合到20-30元，乘以0.7-0.8的系数，度电收益2-3分，对于平价上网项目可以提高收益率0.7-1PCT（如果所有的电都能卖碳汇）。如果电站所有项目都能卖碳汇，那收益是很明显的，但这可能是供大于求的市场，而且绿色电力属性不能卖两次，绿证和碳汇只能选一个。
Q：光伏投资力度比较大的大企业？
国家能源集团、华能集团新能源发展力度最大。
四、风险提示
1、新能源政策不及预期；
2、扩产导致新能源价格波动超预期。