排产情况更新
1、硅料环节，9月份国内多晶硅产量为4.28万吨，环比小幅增加0.2%，与8月份产量基本持平，低于原计划创新高的产量预期，主要是由于江苏和内蒙地区受限电因素影响，个别企业被迫停产、减产。10月根据各硅料企业生产运行计划，协鑫和天宏检修企业逐步恢复，东立进入检修，在硅粉供应保障充足的前提下，10月份国内多晶硅产量预计将环比持平，但根据目前的硅粉供应情况看，各硅料企业按计划产出存在难度。

2、硅片环节，9月两家一线企业开工率已逐步恢复至80%以上，一体化企业基本维持满产运行，新建产能稳步释放，国内单晶硅片产量继续增加至18.8GW，环比增幅为6.2%。10月当前仍保持9月排产水平，一线开工率80%左右，一体化企业维持满产，后续保留调整可能，主要视硅料供应及下游价格接受度而定。

3、电池环节，9月电池片有硅片供应的厂商基本满产，爱旭四期、五期的产能新开启。10月长假期间国内不少电池企业放假、减产，166尺寸等小尺寸产线减（停）产最为明显。节后提产的观望情绪浓厚，或主要取决于下游对涨价的接受程度，10/9通威发布最新报价，本月166和210电池分别上涨0.06元/W、0.08元/W，均至1.12元/W。

4、组件环节，9月行业开工率达到80%-90%，一线接近满产。10月过半厂商在长假期间放假，节后一线基本恢复，二线保持低开工率，行业整体排产强度预计环比下滑20%-30%，但仍处年内第三且同比基本持平。根据统计数据，JK未放长假，当前规划10月排产环比基本持平，规模预计在2.6-2.7GW左右；LJ、JA、TH放假4-5天，当前恢复至9月水平，预计排产规模分别在3-3.5、2、2GW左右。同样，组件企业且行且看的心态浓厚，加之组件开工率调整灵活，后续或调整，决定因素亦在于原材料的供应和价格的接受程度，组件最新报价重回2元/W时代，在2-2.1元/W左右。

5、辅材环节，9月胶膜企业开工率取决于EVA粒子的供应，9月上半月基本满产，下半月粒子因海运及部分企业限产供应收紧，同时胶膜产能持续释放，下半月开工率有所调整。10月胶膜产出取决于粒子的供应，随着船运压力的改善和粒子限产的恢复，预计排产持平或仅小幅调整。光伏玻璃，10月因限电因素，加工环节减低负荷成品产出减少，库存维持低位，叠加成本端纯碱、天然气价格的上涨，10/8价格大幅上涨，3.2mm镀膜玻璃价格上涨4元/平米至30元/平米。

6、当前时点，类似于今年的5-6月，产业链博弈情绪浓厚，但不同的是运营商及制造商装机和出货的诉求都很强烈，达到平衡点历经的周期预计缩短。虽然具体的平衡价格尚难判断，但可以肯定的是组件均衡价格势必上移，其背后反应的是潜在需求的超预期，进一步可以肯定的是在保障原材料供应的背景下，明年的需求增速应上调。结合近期大基地的密集申报、整县推进的有序进行及海外需求的持续高景气，22年40%左右需求增速支撑充分。

招标情况更新
1、大基地的推进情况：目前7个大基地的优选情况已经公示（内蒙2个，陕西3个，青海和吉林各1个），优选项目规模达24.6GW（光伏17.18GW，占比是70%；风电是6.85GW，占比不到30%；此外还有数百MW的光热项目），主要以央企和地方国有企业为主，民营企业占比不到10%。首批大基地项目规模在103GW，光伏在53-54GW左右，从我们这边拿到的项目看是18个省份共53个项目，和之前总理提出要推进沙漠地区的大型基地电站建设是契合的，其中有特高压项目也有一部分就地消纳的项目。如果这部分项目要2023年并网的话，明后年就要进入快速推动期。我们认为，特高压项目可能会稍微慢些，就地消纳项目会稍微快一些（甘肃、陕西、辽宁、山东、山西、广西等主要以就地消纳为主，会稍微快一些）。

2、近期各省推出的优选项目情况：今年保障性规模中光伏已公布60GW左右（还有几个省份没有公布），预计保障性规模在65-70GW，时间节点在2021-2022年，因此这部分对明年的装机也有较强的支撑。从市场化项目情况看，国家不会再进行额外审核，当前青海公布了大名单（8GW），行业中市场化项目也在陆续启动。发电企业在推进清洁能源方面都是比较积极主动的，例如国家能源集团作为最大的煤电企业也第一次启动了组件项目的集采招标。

3、组件招标情况：大部分央企的组件招标基本在上半年就结束了，不过近期非常规的企业也启动了GW级的招标。7月份以来大概有10GW左右（中石化、山东能源集团、广核、华润、三峡、国电投等）不到GW级的招标。从均价看，7月份在1.8元/W以下，8月基本到1.8元/W以上，9月就接近1.9元/W左右，9月底已超过1.9元/W（最高接近2元/W）。此前，大家可能预期3季度价格会有下降，但目前组件价格上涨幅度很快，10月以来部分成交价也超过了2元/W。大尺寸组件占比比较超预期。此前大家预期分布式或户用方面大尺寸组件可能并不适用，不过从近期10GW的招标情况来看，500W以下的占比仅20-30%，不少户用组件都采用530-540W的组件。近期很多组件的议价频率非常高，很多组件企业也都在重新溢价，实际成交价和招标价格的差异也是比较明显的。此外，9月之后二线组件企业的报价是拉高了平均价格，不少二线企业目前也放弃了招标，因此一线组件企业在这一方面的主导权是比较明确的。

4、整县推进目前在持续推进。申报完之后大家比较关注的是示范地区会有哪些支持的政策，例如电网改造等待。其实各个省对此的态度有所不同，主管部门的态度可能也有所不同。例如山东、浙江对整县推进非常积极。在双控限电的背景下对分布式也提出了更高的要求，因为分布式提供的电可以不受限也可以自发自用。十四五中后期，我们认为分布式光伏的比例可能和集中式光伏相近。在整县推进过程中也有不少新进企业，例如国家电投在这一块的推动是比较积极的。此外，中核、国家能源集团、北京燃气、河北省电投公司等企业也在积极参与，有数十MW到数百MW的规模都有，分布式项目也一定程度反映了市场的动向。成本方面，分布式低压电路不到3元/W也可以做，对组件价格的敏感度相对较低，对投资企业来说可能更多的还是商业模式的问题。整体看，分布式也是在多点开花，和不少民生工程也在结合。目前，在浙江、云南大概有十几个县级的分布式整县项目已经开始前期工作了。整县推进对社会、对民众来说都有个比较显著的示范作用。

Q&A
1、五大组件企业发了联合声明，对此如何看待？
这个呼吁主要反映了成本压力，但这个不会对装机产生实质的影响，今年的装机数应该也不会差太多。因为项目进度有个时间期限，此外清洁能源还有年度考核的压力，这两个都是比较硬性的指标。从实际情况看，投资商需要交货，但供应链无法根据之前的价格进行交货。从供应链的压力来看，今后可能会相对平缓一些。

2、在2元/W左右的组件价格下IRR的情况？
2元/W左右的IRR的确会有压力，目前的价格水平对大型地面电站压力是比较大的，例如部分内蒙的项目可能要到1.8元/W-1.85元/W才能启动。当然，部分资源条件较好的项目2元/W的价格经济性还不错，这一价格对部分户用和分布式项目有部分成交；大型地面电站目前还没有2元/W左右的成交价格。

3、之前提到保障性规模有65-70GW左右，市场化规模可能也有超过10GW的规模。大基地项目是否包含在保障性规模内？
大基地项目目前是比较敏感的，不过根据最开始的版本说法是优先纳入保障性规模，如果从这个层面来理解的话应该是纳入的。但这个说法也变化比较多，目前还没相关的文件。我认为各个省份会自己来规划。

4、就地消纳和特高压项目的比例？
消纳：特高压的比例大概在4：6左右，其中安徽、广西、云南、贵州、河北等省份都是消纳为主。当然，各个省份对清洁能源的占比也会优先考虑这点。

5、第二批大基地项目的规划有时间表吗？
有规划，但时间还没明确。原来预计今年10月公布第二批项目，但现在看还不太确定。此外之前也预期10月可能会安排第一批项目的开工仪式，但这个目前还没定下来。

6、根据未来5年非水可再生能源占比25%的要求风光装机100GW左右就可以了,不过从大基地项目来看是超过这个规模的， 电网如何来接纳这个规模？
按电网目前的情况看是无法消纳快速增长的清洁能源，因此在电网端也需要做较大的改变。电网在目前的条件下调峰压力也很大，未来新能源和电网两方面都要有较大的改进。

7、今年是否会出现先并网再安装的情况?
这个情况应该也是比较普遍的，2020Q4也有类似情况（12月并网20GW多,但部分组件项目也在2021Q1并网，大概有5-6GW），因为组件也会有供货的压力。

8、明年如果工业硅价格比较坚挺的话，2022H1是否会存在装机压力或价格压力？
对硅料环节而言，当前超过250元/KG的价格已经非常高了, 明年价格向下趋势还是比较明确的，毕竟2元/W左右的组件价格很难维持，整体看明年的价格还是取决于供给与需求两方面。

9、每年到年底会有延期装机，这部分统计口径是算在哪一年？
国家能源局的统计口径是电网的口径，因此会算到上一年数据中。

10、各个省份发布的保障性规模时间?
取决于各个省份的推进情况。今年主要源于政策发布比较晚，同时各个省份需要摸清规则，如果未来规则相对比较顺畅的话可能会早一些

11、目前210组件比182组件有几分的折价？
PVinfolink价格的确相较210会便宜一些。一方面，市场对大尺寸组件有个引导，会有让利的情况；另一方面210的下游相对比较集中。

12、绿电未来是否可能顺利向下游传导？
目前电价浮动比例有所提升，一定程度上提升了分布式光伏的收益率。例如，在煤电价格向上的背景下大家安装分布式光伏的意愿可能会进一步提升，放开市场化也是时间问题。中长期看，电力本来是一个消费品，光伏电力需要持续降本来提升价值。