据我们的不完全统计，目前全国大型光伏电站项目的规划已经接近10GW（总量预计达到20GW），这批项目中一期建成并网的量已经超过314MW，其中除了少数特许权招标项目及发改委特批项目有国家承诺的上网电价补贴外，其他多是地方政府的协议电价，盈利风险较高，无法申请贷款。
光伏上网标杆电价的出台，稳固了项目盈利能力，并会进一步促进后续项目的推进速度以及新规划项目的增长。西北各省地方政府在国家支持下，也将因光伏发电项目带来税收与就业，具备长期的发展动力。但我们认为超过10GW的各地规划很难一蹴而就，市场预期成功兑现后，将会维持相对较高但合理的增速。
市场增速受光伏中期规划与财政补贴基础的制衡
从目前可再生能源规划草案及财政补贴专项基金的角度看，中国光伏市场将维持一个相对合理的市场增速，超预期的空间不大。假设十二五规划的光伏累积装机目标为如期的20GW，则年均市场增量为3-4GW。光伏上网电价的推出是多出了一种经济效率补贴的手段。
同时，目前可再生能源电价附加为每度4厘钱，由2009年11月之前的1厘钱上调而来，可用资金150亿元左左右。以当前风电40-50GW的累积装机量，年所需补贴约100-150亿元，按照每年2000千瓦新增装机量，则风电所需补贴以100亿元速度递增；光伏金太阳与光电建筑政策当期300MW左右的规模，所需补贴近30亿，假设未来保证500GW的年增量，5-8元/W的补贴标准，年所需补贴25-40亿元。仅此两项补贴就已经接近甚至超出了可再生能源附加的可用资金。
此次光伏标杆上网电价的推出，每1GW光伏装机按照0.7元/度补贴计算，需年增11亿元/GW左右补贴。假设今年维持1GW左右的规模，从国家财政的角度看是可行的。今年6月份传出，可再生能源电价附加有望进一步上调至6-8厘钱，则整个附加补贴将扩大到原来的150%-200%。在此基础上，光伏上网电价预计5年内可支撑2-4GW的年增量。
以此为依据判断，十二五期间中国光伏整体的发展速度将达到年均3GW左右。年均市场增量符合我们此前的预期。
补贴标准合理，不存在暴利的驱动
假设光伏上网电价执行15年，后5年执行地方的脱硫燃煤机组标杆电价。经我们测算，今年1.15元/kWh，及后续1元/kWh的电价支持下，西北各省光照普遍在1600峰值小时数以上，项目内部收益率将一个合理的区间，除西藏等少数光照丰富地区，很难实现暴利。而东、南地区由于光照资源相对较低，在此次的上网电价下的收益率较低，不适宜投资。
中国太阳能资源分布(资料来源：风能太阳能资源评估中心)
后续1元/kWh将极大程度上影响到下半年的项目规划量及2012年的项目开工量。经我们测算，要维持7%以上的收益率，该电价仅能支撑光照在2000小时以上的区域，对应系统价格在12-14元/W的低位，组件价格也将继续承压。
因此，从利益驱动的角度看，除西藏之外的大部分省份，2012年上网电价仅保证基本的投资回报。对电力公司来讲是有吸引力的，但对民间投资的拉动力非常有限。（以下模型假设：光伏上网电价1元/度（含税）；运营时间15年；系统效率80%，年均衰减1%；贷款比例70%，利率6.8%。）
2012年上网电价的内部收益率敏感性分析（资料来源：华泰联合证券研究所）
政策仍然保守，发展存在瓶颈
1）补贴政策仍存疑点
此次光伏上网电价政策未明确规定发电项目所能享受补贴电价的年限，造成收益率无法计算，银行难以为项目贷款；且只说是会适时调整未来的上网电价，但没说时间和力度。以特许权招标的案例参考，上网电价保证的25000小时发电时间，2000光照资源、在80%系统效率下，对应15年左右的时间，余下的运营时间按地方脱硫燃煤机组的标杆电价上网。因此我们认为政策虽然利好，但政策制定者的态度是偏于保守的。
2）发展的瓶颈
光伏虽然提供峰值电力，在调度方面比风电更有优势，但同样受到电网建设瓶颈与并网稳定性的限制。同时在国家可再生能源配额制未确定的情况下，电力公司的投资热情也很难预估。
国内/全球的光伏市场增长趋势进一步明朗化
我们维持此前对于国内市场的观点，今年国内光伏市场安装将实现100%以上的大幅增长，并且驱动力的主体来自地方大型地面电站项目。但上调2012年中国市场的增量，预计达到2.9GW。
格尔木地区是此次光伏电站项目的主力军，截止2011年5月28日，格尔木已获批的光伏企业达19家，共计495MW。其他州尚未有正式官方文件披露，我们预计已获批项目总计为900MW-1000MW之间，保守预计今年西部大型电站项目并网装机量为600MW，比上年增长172%。
对全球装机的预测基本维持此前的判断，小幅上调2012年的市场增速。同时不排除2012年中国市场进一步超预期，达到3GW以上规模的可能性。
全球光伏装机量预测(资料来源：EPIA, 华泰联合证券研究所)
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