最近的调研纪要提到光伏行业近期的三个热点：

　　一、如何理解协会周三组织召开的“光伏行业热点难点问题座谈会”？

　　参考去年Q4玻璃价格暴涨期间协会组织的类似会议，本次会议的召开及参与人员均符合预期，但根据我们与部分参会人员的交流情况看，至少在会议现场，主管部门参会人员并未就“热点难点”的潜在解决方案发表明确观点。

　　我们仍然坚持认为，通过行政手段直接干预光伏产品价格的可能性极低，根据我们前期周报中的分析，近期硅料价格确实基本见顶，但市场力量或仍是主导因素，会议本身更多起到催化剂的作用。

　　二、如何理解发改委最新电价政策，对年内、未来装机什么影响？

　　从政策内容来看，取消了此前设定的普遍低于各地燃煤标杆电价的新能源“指导电价”确是明确超预期的表述，并明确了2021年新核准项目（大概率2022年及以后并网）可直接实施平价上网；

　　同时，在官方答记者问中提到“确保今年户用装机达到15GW以上”。根据此前政策，2021年后新能源项目的建设规模确定、指标配置方式等具体权限都已从国家层面下放到地方政府及能源主管部门，唯一的刚性要求是需完成国家设定的可再生能源消纳权重。因此我们认为，发改委本次电价政策的调整，实际上是通过放宽电价限制、给予地方更大的政策自主权，来体现对新能源发电行业的呵护和对3060目标的支持态度。

　　我们再次强调，19/20两批平价示范项目在今年底并网的刚性动力主要来自包括全额消纳在内的多条政策优惠，此批项目不存在“享有同等条件下延期”的可能性，对于以央企/国企为主的此批项目业主而言，只要下半年组件价格在可接受范围内（比如1.8元/W以下），那么在“今年并网=虽略低但高度确定的收益率”和“延期并网=可能略高但高度不确定的收益率”之间，选择年内并网仍是理性且大概率的结果，因此我们认为本次发改委电价政策对年内装机的影响甚微。

　　对于未来装机的影响，我们理解本次政策实际上是提升了未来新核准项目的收益率上限（或许是为了弥补今年各类业主在收益率方面做出的让步），但实际预期收益率的形成，很大程度上还是要看各地方政策所确定的指标配置方式和市场化交易要求（比如近日出台的吉林省风光项目指标分配规则中，虽未将电价列为竞争性配置条件，但要求业主承诺全额发电量参与市场化交易）。

　　三、后续产业链价格走势及需求释放节奏推演？

　　短期硅料价格见顶的态势已经比较明显，我们认为后续产业链价格和需求释放节奏可能主要有三种路径：

　　1）硅料/硅片价格缓跌，且在年底硅料新产能开始释放之前跌幅较小（10%-15%），产业链Q3仍然偏僵持状态但需求陆续释放并在Q4加速；

　　2）硅料/硅片短期内快速下跌至150-170元/kg区间并企稳，组件在1.7-1.8元/W的下游可接受价格区间、组件厂可接受的合理利润空间下，放量生产、交货、安装；

　　3）由于Q3国内外需求刚性相对较弱，在硅料/硅片价格形成下跌趋势后，因下游买涨不买跌的情绪导致短期价格超跌，后续随需求释放再次反弹。无论何种情景，全年150-160GW的需求兑现都仍是大概率事件。对于明年需求，我们也持较为乐观的态度看200GW以上。

　　投资建议方面，维持推荐具备长期alpha能力的、龙头地位相对固化的各环节头部公司，以及对终端需求放量弹性大、且竞争格局稳定的胶膜/逆变器环节，关注：差异化竞争的二线玻璃企业、受益技术变革的设备企业。