结合新周期复苏的特点，我们认为本轮复苏仍将持续：1、中、美、日等新兴市场从政策承受能力、可承建面积等均强于意、西等早期市场；2、成本下降使得分布式优势放大，更容易催生政策；3、部分高电价地区进入用电侧平价，光伏有望逐步摆脱政策，进入真正的成长周期。预计2014、2015年装机将分别达到45、53GW，同比增长15.78%、18.75%。

近年来国内大气污染现象日趋严重，在“去旧”政策遭遇瓶颈的背景下，相比往届，习李政府表现出了更为明显的迎“新”能源的态度，国内光伏等可再生能源发展的政策亦持续加码，带动光伏装机爆发增长。2014年国内确立分布式光伏的发展方向，在政策支持、规划明确、分布式驱动下，预计国内光伏装机将持续增长，2014、2015年有望分别达到14、18GW，同比增长17%、28%。

作为能源对外依赖度极高的国家，去核化后的能源缺口是驱动本轮新能源政策的关键因素，也决定了日本发展新能源的必然，而作为一个地域面积等自然禀赋匮乏的国家，具有分布式优势的光伏无疑首当其冲，这点从日本2014年光伏政策调整中也可以得到印证。同时，日本国内高电价也有利于光伏的推广。预计日本2014、2015年装机分别为8.0、8.5GW，同比增长6.67%、6.25%。

美国近年新能源发展源于奥巴马政府相比布什政府对新能源态度的转变，同时装机成本下降带来的收益增长使得美国流行的租赁模式逐步打开增长空间。相对市场化的政策（ITC、RPS、净电量结算）与企业模式创新将驱动美国市场持续增长，预计2014、15年装机分别为6.5、8GW，同比增长18.18%、23.08%。

最后我们落在投资上，通过对行业需求与供给的判断，我们认为全球光伏依然处于供需偏松局面，产业链各环节仍存在一定程度的产能过剩，但一线企业产能相对偏紧，行业呈现“有分化、有弹性”格局：企业盈利分化，季节性冲击、成本下降、品牌效应等为企业带来盈利弹性。这种背景下，龙头企业更具投资价值，重点推荐制造业中单晶硅片龙头隆基股份和国内逆变器龙头阳光电源。

在光伏周期系列报告一中，我们逐一分析了新周期的复苏相比早期周期的几个不同，我们认为在现有的政策与环境条件的约束下，新周期的复苏仍将持续：1、主导本次复苏的中国、美国、日本等新兴市场从经济可承受能力、可承建面积等方面均强于意大利、西班牙等早期主导光伏周期的国家，光伏政策的可持续性也更强；2、成本的快速下降使得光伏的分布式等比较优势被放大，更容易被政府政策采用；3、成本的下降同样使得部分高电价地区进入光伏用电侧平价，进而使得光伏可以逐步摆脱政策，进入真正的成长周期；4、短期看，支撑本轮复苏的中国、美国等约束条件难以突然改变，同时亦不存在政治换届风险。

综之，我们认为全球光伏装机的复苏仍将持续，预计2014、2015、2016年装机量将分别达到45、53、62GW，分别同比增长15.78%、18.75%、16.92%。

一直以来，中国都是全球最大的碳排放国，但我国新能源发展明显滞后于德国等发达国家，根本原因如我们在光伏周期系列报告一中所言，可再生能源的发展与一个国家的能源资源禀赋、社会经济条件密切相关，而我国具有丰富的煤炭资源，煤炭在国内能源消费以及电力消费中占据主导地位，国内能源整体对外依赖程度不大，因此对于成本较高的新能源，尤其是光伏的发展明显重视不足。

我们从国内风电与光伏发展来看，具有成本劣势的光伏发展明显慢于风电：2009年我国风电装机已突破10GW，达到12GW水平，光伏则在2013年才首次突破10GW水平。

同时，由于国内缺少强有力的支持态度，风电发展也并不算顺利，具体来看：

1、 我国与2003年推出第一批风电特许招标，但规定“电价投标价格最低者中报”，导致厂商间投标电价恶性竞争，第一批中标电价仅为0.437元/千瓦时，投资商无利可图，投资积极性不足；

2、 2005、2006年的第三批和第四批招标中我国大幅降低投标电价在评分体系中的占比，分别为40%、30%的水平。这虽然在一定程度上拉动了我国风电的快速发展，但行业仍未形成规模发展趋势。

3、 2007年，第五批特许招标中将投标电价在评分体系中占比进一步下调为25%，同时出台《可再生能源中长期发展规划》，这在一定程度上促进了我国风电的发展。

4、 2009年，我国正式出台风电标杆电价，风电装机实现规模发展，首次突破10GW水平。此后的2010年，国内风电保持了较快的增长速度。然而，对于可再生能源缺少强有力的支持态度以及特殊的电网构架等导致国内风电弃风限电严重，导致2011、2012年国内风电装机持续下滑。

然而，进入2013年以后，国内新能源，尤其是光伏发电，呈现蓬勃发展的态势：1）支持光伏、风电的政策持续出台；2）装机量大幅增长，2013年国内实现光伏装机超12GW，同比增长260%左右。结合国内环境与行业自身发展，我们认为环保压力下政策持续加码、行业自身成本持续下降是本轮国内光伏增长的核心原因。

2012年以来，国内雾霾等大气污染现象日趋严重，国内对于节能环保的呼声越来越高。同时，随着国内经济的快速发展及国际地位的提升，降低碳排放成为一项重要的国际大国责任，我国在哥本哈根会议上提出“到2020年单位GDP碳排放比2005年下降40-45%”的目标，减排压力相对较大。

解决环境、碳排放等问题，不外乎以下两条路径：“去旧和迎新”。

去旧：加大对重污染行业的治理。可行的手段有：1、以行政手段推动重污染行业去产能，如明确淘汰落后名单、提高行业准入门槛等；2、提高企业环保成本，促进企业自身落后产能调整，如严格排放标准、控制排放量等。

迎新：加快推进清洁能源产品替代。一方面加大清洁能源投资，如燃气发电、可再生能源发电等，另一方面加大新能源产品对传统产品替代，如电动车对传统汽车替代等。

从我国前期的治理思路来看，过去主要以“去旧“为主，如加大对钢铁、水泥、化工、铅酸电池等行业淘汰落后产能力度，提高汽车排放标准等。然而，虽然我们在化工、铅酸电池等方面产能淘汰上取得了一定成效，但在对国民经济影响较大的钢铁、汽车等行业治理效果并不算明显，同时也面临较大的压力。如此，第二条路径的重要性也就开始体现，两条腿走路的政策也显得更为稳妥可行。
 

此外，由于国内经济的快速增长及传统化石能源的利用，国内能源对外依赖度逐步加大，最为明显的变化是我国由煤炭净出口国变为煤炭净进口国，能源压力加大。

在此背景下，相比往届政府，习李政府表现出了更为明显的重视可再生能源发展的态度，国内支持风电、光伏等可再生能源发展的政策亦持续加码，进而带动了2013年国内风电行业的复苏及光伏行业的爆发增长。

驱动国内光伏与行业装机增长的另一个重要原因则是行业自身成本的下降。

自2008年以来，国内光伏装机成本持续快速下降，装机成本由2009年的20元/W下降至2013年的8.5元/W。

在此期间，虽然国内光伏标杆电价同样有所下调，但成本更快的下降速度使得电站投资收益率持续上升，进而驱动国内光伏装机快速增长，2014年电价调整前的抢装进一步带动了光伏装机增长。

展望后期发展，我国分布式发展方向明确，短期、中期目标清晰，规模庞大。1月17日，能源局发布《关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》，指出2014年全国光伏备案目标为14GW，其中分布式8GW，大型电站6GW；3月24日，发改委出台《能源行业加强大气污染防治工作方案》，进一步指出分布式中期目标：2015年达到20GW，2017年达到35GW。

年初以上，受投资收益不确定高等问题影响，国内分布式推进缓慢，但国内支持光伏，尤其是分布式发展的态度并未改善：1）《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》正式文件发布，从配额、备案、并网、融资等多个方面，出台多项措施解决国内分布式投资不确定等问题，促进分布式发展；2）可再生能源配额制通过发改委主任会议，预计年内有望发布。配额制将强化电网与地方政策推动分布式发展的动力，利于行业中期发展。

我们认为，不管是从上层政府政策意愿，还是从产业发展规划，亦或是行业自身发展，国内光伏行业所面临的局面均将持续向好：

综上，我们预计2014、2015、2016年国内光伏装机分别为14、18、22GW，分别同比增长17%、28%、22 %。

日本市场的快速崛起是2013年光伏装机需求触底复苏的主要动力之一。日本市场的启动源于2012年补贴政策的升级，其核心驱动力则是去核化与能源对外依赖度的提高。

2011年3月，日本大地震导致核电站出现核泄漏，核污染问题导致日本国内去核电化的呼吁愈演愈强，最终使得日本政府放弃核电。而核电站装机容量及发电量占到日本总发电容量及发电量的20%以上，核电的退出导致日本火电发电比例上升，这对于能源短缺的日本带来的最直接的后果便是能源对外依赖度的快速上升。

能源对外依赖程度的快速提升迫使日本加大光伏等可再生能源发展，政府于2012年7月修改光伏补贴政策，加大大型光伏电站补贴力度，此后在光伏产品价格快速下跌后的2013年，日本政府仅对补贴标准下调了10%，保证了光伏政策的稳定性。

在较高的投资收益率下，2012年下半年起，日本光伏装机快速增长，2013年保持了前期的增长趋势，全年装机7.5GW，同比增长204%。

中期来看，由于日本国内能源资源紧缺，在发电核电事故前就已是一个能源对外依赖严重的国家，2010年日本能源对外依赖度为80.52%，远超美国、中国、德国等主要经济体。核电事故后的2011年，日本能源对外依赖度快速上升至89.62%，摆脱能源依赖成为日本发展可再生能源最重要的动力，也决定了日本可再生能源发展的必然。而在国土面积等自然禀赋受制的情况，发展具备分布式优势的光伏发电无疑是重中之重。

 

进一步，如果仅从能源依赖的角度看，政策持续性较短的西班牙与意大利曾经同样是由于能源短缺而选择大力发展光伏，然而不同于意大利、西班牙主动发展光伏的是，日本当前的去核电化导致了其发展光伏的被动性。同时，虽然日本债务水平较高，但其外债水平较低，且存在完善的可再生能源附加税制度，光伏等可再生能源的发展并不会对其增加过大的债务压力，因此，整体上我们对日本光伏政策平稳性保持乐观态度。

事实上，日本2014年的标杆电价政策已经一定程度上证明了这点，根据日本产业经济省发布的政策调整参考，光伏标杆电价的调整以维持2013年的光伏电站IRR水平为前提：10KW以下项目标杆电价由38日元/千瓦时调整为37日元/千瓦时；10KW以上项目标杆电价由36日元/千万时调整为32日元/千万时。

除了能源对外依赖高决定的政策方向外，用电侧平价是日本光伏发展的另一重要动力，同时也将促进日本光伏长期发展逐步摆脱政策以来。

由于能源短缺及体制等原因，与其他主要发达国家相比，日本国内电价水平相对较高，尤其是居民电价。目前，日本居民电价共分为三个用电阶梯，根据我们的统计，日本10大电力集团第一阶梯、第二阶梯、第三阶梯平均电价分别为18.59、23.95、26.22日元，约合0.19、0.24、0.27美元，

高电价水平使得日本市场占比较高。从装机类别来看，分布式在日本光伏装机中持续占据重要地位，虽然2013年政策推动下地面电站装机大幅增长，但分布式装机占比依然达到68%，其中住宅项目占比30%，工商业占比38%。
 

随着装机成本的持续下降，高电价水平下的用电侧平价将驱动日本居民市场持续平稳增长。

 

综上，我们预计日本2014、2015、2016年光伏装机分别为8.0、8.5、9.0GW，分别同比增长6.67%、6.25%、5.88%。

美国近年来清洁能源的发展首先源于政府理念的改变。

作为全球最大的经济体，美国碳排放量位居全球第二，仅低于中国，人均碳排放量则处于全球首位。然而，在布什政府时期，美国政府忽视节能减排问题，不参与国际节能减排会议，且2001年退出京都协议，成为全球唯一一个未加入京都协议的发达国家。

然而，奥巴马政府上台后对于节能环保问题明显更加重视，提出新能源经济，参与哥本哈根世界气候大会，并承诺2020年温室气体排放量在2005年的基础上减少17%，2025年减排30%，2030年减排42%，2050年减排83%。

政府态度的转变使得资金为美国国内新能源发展持乐观态度，进而吸引更多的资金进入新能源领域投资。2012年底美国累计风电装机60GW，是2007年底的3.56倍；累计光伏装机12.42GW，是2007年底的12倍。

2013年，受生产税抵免（PTC）等政策到期影响，美国风电装机明显下滑，但光伏装机仍将维持了快速增长的趋势，且奥巴马政府对支持具有分布式优势的光伏发展的态度更为坚定，2014年5月奥巴马发表了促进以光伏发电为中心的能源高效率化技术实现普及的行动计划，计划今后10年将住宅、办公室和工厂等消费的能源利用效率提高20%以上。

另一方面，从光伏行业自身来看，装机成本的持续下降是美国光伏快速的另一主要原因：根据统计，由于美国国内的消费文化，其占据装机40%以上的居民与工商业项目以租赁模式为主，即由专业开发商进行电站开发，然后租赁给下游客户。租赁模式对光伏电站的投资收益进行了分割，在光伏电站本身收益空间不大的情况下，难以大面积推行，而光伏成本的下降提高的光伏电站的收益率，从而放大了光伏的应用范围。

 

成就美国光伏市场持续发展的另一主要原因则在于其相对市场化的补贴政策与企业的模式创新。

首先，政策方面，美国光伏政策主要包括联邦政府政策与州政府政策两个体系，其中联邦政策主要包括投资税减免（ITC）、加速折旧、金融支持等；州政策包括净电量结算、可再生能源配额（RPS）、补贴等。整体来看，相比于欧洲等采用的传统的FIT政策，美国的光伏政策更为市场化，也更为健康。

根据ITC政策，美国居民或企业法人在住宅和商用建筑屋顶安装光伏系统发电所获收益享受投资税减免，减免额相当于系统安装成本的30%。加速折旧政策则允许光伏、风电等可再生能源项目采用5年的折旧期，且第一年可以折旧50%折旧。

ITC相当于给予光伏电站30%的税收初装补贴，而加速折旧则可以为项目带来避税效果，因此美国光伏、风电等可再生能源项目吸引大型公司，如石油公司、谷歌等，作为税务投资人，参与光伏电站投资，一定程度上解决电站建设资金需求。

更为重要的是，相比于欧洲、日本采用的FIT模式，减税模式不涉及可再生能源附加的收取、支付等问题，一方面投资企业不存在政府补贴结算问题，现金流确定性好较好，且一次性税收减免后面临的政策风险较小；另一方面政府方面不存在收入与支出，所以对财政压力和表面冲击较小；第三，无需可再生能源补贴，也就不存在明确的可再生能源电费附加，电站总装机量的增长不会导致电价水平的持续上升。因此，整体上，相比于FIT，ITC模式更为市场化，可持续性也更强。

可再生能源配额制政策是一个国家或者一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性的规定。配额制最大的特点是以法律的形式规定在总电力供应量中必须有规定比例的电力来自可再生能源，从而强制地方推行可再生能源建设。

目前美国多数州政府已经推出了可再生能源配额制（RPS），对支撑可再生能源发展具有重要作用。

目前美国有43个州以及华盛顿特区实行净电量结算模式。（目前欧洲部分国家亦开始使用净电量结算模式）

所谓净电量结算，即用户用电电量和光伏电站发电电量按照差值结算，结算周期一般为一年，以省电方式直接享受电网的零售电价。净电量结算要求用户用电量必须大于光伏发电量，电站的并网点处于用户侧，自发电通过推动电表倒转或者双向计量的方式运行。

净电量结算模式下，相当于将电网作为一个天然的大型储能站，可以实现光伏发电的全额消纳，而不用考虑自发自用、发电与负荷匹配等用电方面的问题，并且属于直接替代高阶梯的电价。

接下来，企业层面，美国光伏企业的创新性商业模式同样激活了美国光伏市场，其中最具有代表性的便是Solarcity。

自成立以来，Solarcity以其独特的商业模式，实现了光伏装机的快速增长，2011年公司装机量为72MW，2012年则快速增长为157MW，2013年为280MW，今年预计达到475-525MW。

Solarcity成功的关键在于以创新性的PPA/租赁商务模式为机构投资者和中小型终端用户（屋顶提供者）建立了连接平台，解决了终端用户和机构投资者各自的需求：

（1）小终端用户方面，由于美国中小个体较高的电价水平，使得他们具有降低电费的需求，但光伏电站较高的初始投资使得多数人望而却步，Solarcity推出的租赁模式使终端用户不承担电站建设一次性投入，也能享受到分布式电站带来的收益。

（2）机构投资者方面，以税务投资人为例，主业盈利使得他们具备避税需求，进行光伏电站投资，可以享受到ITC政策的30%退税。

整体来讲，Solarcity的商业模式主要包括合资模式、转租模式、售后回租模式。

合资模式即开发商（Solarcity）和投资机构共同出资成立合资公司，购买开发商建造的光伏电站，并与用户签订PPA/租赁协议。投资收益由用户电费或租金、税收抵免、加速折旧避税和电价补贴构成。

在合资模式下，一般会根据合同约定投资回报率设计“权益转折点”：在达到约定投资回报率前，电站收益大部分收益由投资机构获取；当达到约定投资回报率之后，开发商与投资机构收益权比例互换，由开发商获取大部分收益。

在合资模式下，开发商与投资机构共同负责初始投资，投资机构获取早期收益，收益相对有保障，因此更容易吸引投资机构参与。在这一模式下，Solarcity要承担一定比例的初期投资，且收益获取要在权益转折点后，既造成了Solarcity的资金压力，也加大了电站投资不确定性。不过，如果后期电站盈利超预期，将增加Solarcity的盈利水平。

在转租模式下，投资机构与开发商（Solarcity）签订主租赁合同，租赁开发商承建的电站，然后投资机构再将光伏电站转租给用户。在这一模式下，投资机构收益的主要来源为用户租金，30%的投资税收减免以及加速折旧避税绝大部分；开发商（Solarcity）的来源则主要为投资机构支付的租赁费、电价补贴、加速折旧避税的小部分。

在转租模式下，开发商面临较大的初期投资，但由于投资机构一般具有良好的信用，因此收取租赁费确定性高。另一方面，如果电站表现超预期，可以在主租赁合同到期后收回电站租赁权，获取更多收益。

我们认为Solarcity引入转租模式的根本原因在于保证电站可以享受到美国ITC规定的30%投资税减免的政策：由于Solarcity并没有较大的税负，因此如果不引入税务投资人，而采取直接与用户签订租赁合同的模式，电站将无法享受ITC政策带来的投资收益。

在售后回租模式下，投资机构一次性购买开发商建造的光伏电站所有权，然后返祖给开发商，开发商再租给用户。

在这一模式下，投资方享有全部的税收抵免、加速折旧避税和电价补贴等政策性收益以及电站租赁收益，开发商（Solarcity）赚取主次租赁费之间的差价，并在主租赁合约结束后重新买下电站，获取电站后期运营收益。

在这一模式下，开发商（Solarcity）无需初始投资，而是提供运营管理服务以及投资结构与用户之间的中介机构，相当于开发商提供BT业务和运维服务，属于开发商的轻资产业务。

综上，我们认为美国政府的重视、相对市场化的政策以及企业的自主创新等将有望带动美国光伏市场持续增长，预计美国光伏装机仍将维持较快增长，2014、2015、2016年装机量将有望分别达到5.5、6.5、8GW（2016年政策调整，或存在抢装），分别同比增长22.22%、18.18%、23.08%。

传统欧盟市场方面，受德国、意大利等削减光伏补贴影响，欧盟市场装机快速回落。不过，部分光伏装机水平较低的国家依然实现了较大幅度的增长，如英国、罗马尼亚、瑞士等。

长期来看，一直以来欧盟均是全球可再生能源的引领者，较高的能源依赖及领先的环保理念是支持其可再生能源发展的主要原因，同样也是支撑其后期可再生能源发展的主要动力，根据欧盟可再生能源规划，规划2020年可再生能源占能源的比重达到20%，2012年底为14.1%。

此外，随着光伏装机成本的持续下降，在电价较高的欧盟地区已经达到用户侧平价，如德国等，由用户侧驱动的消费型装机将是支撑欧盟后期光伏发展的另一主要动力。

整体而言，我们预计后期欧洲市场光伏装机将趋于平稳，2014、2015、2016年光伏装机分别为10、10.5、11GW，分别同比增长0%、5%。

前面，我们从“历史、现在、未来”三个时间维度，对光伏新周期进行了讨论与分析，最后回归到投资上面。

根据前面对需求的判断以及我们对供给的统计，我们认为整体上，目前全球光伏依然处于供需偏松的局面，主要产业链环节多晶硅、硅片、电池、组件等均存在一定程度的产能过剩。不过，伴随需求增长，一线企业，尤其是龙头企业产能出现相对偏紧的局面。

我们认为，在行业供需弱平衡下，光伏行业内企业将整体呈现“有分化、有弹性”的格局，具有品牌与成本优势的龙头企业将更有盈利弹性与增长空间，因此制造业的投资也必然是落在“拥龙头”上面。

目前，从组件企业盈利与出货量来看，不同企业之间已经出现明显的分化。

首先出货量方面，伴随本次复苏，天合、晶科、晶澳、阿特斯出货量增长幅度明显，而英利、韩华、昱辉、中电的增长幅度相对较小。

盈利方面，与出货量相同，出货量增长较快的晶科、阿特斯、晶澳、天合等率先实现盈利，具有成本优势的晶科，电站业务的阿特斯盈利水平相对较高。而英利、韩华、中电盈利改善明显滞后，而采用代工的轻资产模式的昱辉在今年2季度同样实现盈利。

在行业供需弱平衡的格局下，盈利的弹性主要来自品牌、成本、结构（产品、区域）、短期供需冲击等等，具有品牌与成本优势的龙头企业更容易受益。

在行业整体“有分化、有弹性”的格局下，我们认为具有品牌与成本优势的龙头企业更具投资价值，也是我们需要重点关注的品种：

具体到国内市场，我们重点推荐隆基股份与阳光电源。

公司为全球单晶硅片龙头企业，目前具备单晶硅棒产能2.2GW，硅片产能1.6GW，2014年公司推出2GW单晶硅棒及硅片产能扩张的增发项目，随着后期公司募投项目的建设投产，以及现有产能的改造，预计公司后期产能将快速增长，2015、2016年有望达到4.5GW、6GW以上水平，在单晶硅片领域占有率将有望从目前的15%左右提升至30%左右。

相比其他单晶硅片企业，公司良好的产业布局与技术优势为公司带来明显的成本优势。同时，作为全球单晶硅片龙头企业，公司具有广泛的客户基础与客户优势，目前公司客户中包括LG、新日光、京瓷、Solarworld、博世等大型单晶电池企业，同时此前参股的赛昂电力近期被Solarcity收购，后期有望成为公司另一主要客户。

综合来看，我们认为管理层优势、技术优势、成本优势、客户基础等将保证隆基股份在单晶行业成长中最大程度受益，我们看好公司未来规模扩张与盈利能力提升带来的利润增长，预计2014-2015年EPS为0.61、0.96元，强烈推荐。

公司是国内逆变器龙头企业，2013年出货量超3.5GW，国内市场占有率达35%，较2012年的29%有所上升。受益光伏政策的持续出台，预计2014、2015年国内光伏装机将继续快速增长，装机量有望达14、18GW。虽然目前有科士达、华为、汇川等企业不断加大逆变器业务投入，但公司技术积累较深，成本优势明显，龙头地位稳固，预计2014年市占率将仍在30%以上，全年国内出货4.2-4.5GW左右。同时，2013年公司加大海外市场开拓，目前已取得一定成效，日本、美国等市场已经突破，预计2014年海外出货在500MW，是逆变器业务的另一增量。

我们预计公司2014、2015年EPS分别为0.64、0.90元，强烈推荐。