新能源：能源局风光政策强化短中期风光规模超预期可能，存量项目减补换指标方案缺细节、执行难、阻力大，后续或有变数；短期产业链价格博弈加剧，需求负反馈调节能力强，对全年需求维持乐观。
国家能源局本周就一年一度发布的“风光项目开发建设有关事项的通知”征求意见，时值我国风光发电市场从全面补贴向全面平价过渡的第一年，政策部分内容较往年变化较大，引起市场热议，我们与产业多方交流并结合我们自己的判断，总结要点如下：

1）进一步打开中长期风光装机空间：明确由各省级主管部门依据国家执行的新能源消纳责任权重，自行确定新增规模，并首次提出“保障性并网”和“市场化并网”概念，意味着基于消纳权重测算的各地“保障性并网”规模仅为未来风光装机规模的“底线”，在未来风光储成本持续下降、碳减排目标明确的大背景下，“市场化并网”机制的建立从政策层面彻底打开了风光装机超预期的天花板

2）今年光伏新增装机超60GW 确定性提升：作为2021 年光伏装机主力的递延竞价项目及2019/2020 两批平价试点项目因享有极高的并网消纳/补贴发放优先级，为锁定政策红利，年内并网积极性高（预计超50GW），叠加明确今年仍有补贴的户用项目预计规模不会少于去年的10GW，全年新增装机超60GW大大可期。

3）鼓励减补换指标的方案阻力大执行难，或有变数，且不影响新增装机需求：对于这条大家争议最大的内容，我们认为①大量缺少细节：减存量已拖欠补贴or 未来发生的补贴、减补金额与指标规模如何挂钩；②执行难度大：无论是减哪部分补贴，对于存量项目运营企业，将不可避免产生应收账款或固定资产减值，同时引发企业已缴税款是否退还、银行项目贷款是否需重新评估等连锁问题；③打开了“承诺可违”的潘多拉魔盒，或将打击项目投资企业未来开发积极性，与碳中和主旋律不符。因此我们认为最终对该条政策进行调整，或补充更明确、易接受细节的可能性较大。

产业链方面，近期部分央企国企组件集采呈现比较明显的报价分化，一线大厂报价坚挺，希望通过涨价获得合理盈利，而二三线企业则普遍采取报低价争取市场份额的策略，业主面临1）降低预期收益率换得供货可靠性，和2）承担供货风险让小厂大范围中标，之间的抉择，在行业优质产能加速向头部企业集中、且2020H2 小厂大比例撕单毁约仍历历在目的背景下，我们倾向于认为，央企客户大比例选择前者的概率较大，根据我们上周的分析以及近期与部分项目开发商的交流，1.7~1.8 元/W 或将是一个能被接受的价格区间。

3 月初玻璃价格普遍下调1.5~2 元/平米，节省组件成本1~1.5 分/W，仍无法抵消硅料引发的主材涨价影响，近期部分组件企业开工率下调、交货延迟等短期需求负反馈开始出现，在一段时间的博弈期过后，产业链价格将在新的水平上找到平衡。考虑到我们近期一直强调的今年海外需求对价格接受度高、国内装机确定性强，我们预计大部分环节价格回调空间有限，博弈期也不会太长。再次重申下我们上周的观点：在今年整体终端需求强劲的背景下，对于具有优良客户结构和供应链管理能力、自身技术及成本控制能力过硬的龙头企业，不存在“有价无量”或“有量无利”的风险。

新能源车：1-2 月新能源车累计销量维持同比高增，产业链涨价及高频扩产延续；政府工作报告再提充换电；板块估值回落提供左侧布局机会，重点关注享涨价红利或格局优化的环节，同时建议关注受益电动化的优质零部件企业。（后页正文续）

风险提示：产业链价格竞争激烈程度超预期；全球疫情超预期恶化。