經歷了2014-2017年的高歌猛進之后，光伏產業在2018年進入了行業低谷。受政策影響，行業逐步由過去的粗放式增長、追求規模向精細化發展、追求質量轉變。此外，中歐光伏貿易糾紛得到妥善解決，可再生能源配額制、分布式光伏發電市場化交易、分布式光伏發電項目管理等有利于行業發展的政策也有望加快出臺實施，這些都為產業走出困境、實現可持續發展奠定了堅實的基礎。展望2019年，光伏產業仍將面臨復雜多變的國內外形勢。

形勢判斷

（一）光伏產業規模穩中有升，分布式發電成為發展重點。2018年，全球光伏新增裝機市場將達到110GW，創歷史新高，同比增長7.8%。我國新增裝機量將達41GW，同比下降23%，但仍居全球首位。

展望2019年，在光伏發電成本持續下降、政策持續利好和新興市場快速興起等有利因素的推動下，全球光伏市場仍將保持在較高水平，預計全年全球光伏新增裝機量將達到105GW，我國將保持在35GW~40GW之間。

（二）技術水平不斷提升，生產成本逐步降低。2018年，由于經歷了前幾年的行業峰谷期，光伏企業經營狀況不斷改善，在差異化競爭和光伏領跑基地建設的雙輪驅動下，骨干企業加大了工藝研發和技改投入力度，生產工藝水平不斷進步。我國產業化生產的普通結構多晶硅電池平均轉換效率達到18.7%，單晶硅電池平均轉換效率達到20.3%，屬于全球領先水平。在組件環節，半片、疊瓦、MBB、大硅片等技術已經開始規?；瘧茫@著攤薄每瓦組件成本。與此同時，得益于金剛線切割技術和電池薄片化的大規模應用，硅耗大幅下降。多晶硅生產也步入規模經濟效益階段，在產的多晶硅企業規模普遍在萬噸以上。在生產工藝技術進步、生產的優化布局以及原輔材等各環節降本壓力帶動下，組件生產成本已下降至1.2元/瓦，且仍有一定下降空間。物美價廉的太陽能光伏產品為全球光伏產業發展做出巨大貢獻。

展望2019年，高效電池產品市場需求將繼續擴大，未來技術進步仍將是產業發展的主題。預計產業化生產的P型PERC單晶和N型PERT單晶電池轉換效率均將超過22%，主流組件產品功率將達到310W以上；普通電池技術將逐漸被使用PERC技術的高效電池技術所替代；半片、疊瓦等組件技術將如此前的雙面電池技術一樣，逐步成為市場主流，預計2019年出貨量將在10GW量級。組件生產成本也將進一步下降至1元/瓦。逆變器在大機型等技術和產品帶動下，預計售價也將逼近0.1元/瓦，受此影響，部分項目的系統投資成本有望下降至4元/瓦，在一類地區發電成本有望低于脫硫燃煤標桿電價，從而實現發電側上網平價。

（三）生產規模持續擴大，產業觸底反彈。2018年，全球多晶硅產量受光伏市場影響，產量近20年來呈首次下滑態勢，僅為43萬噸，同比下降2.7%，但電子級多晶硅受半導體硅片價格上漲所影響，市場需求較為緊俏，產量同比增幅達到10%以上。我國多晶硅開工企業約19家，產能為27萬噸，產量約為25.3萬噸，同比增長4.5%，進口量約為12萬噸。受光伏下游市場影響，多晶硅產品價格快速下滑，多家企業止盈轉虧，部分企業甚至開始停產甚至破產。全球光伏組件產量繼續增長至120GW。我國光伏組件產量約為82GW，同比增長逾9%，出口量在40GW左右，占比約為50%，同比增長近27%。

展望2019年，隨著全球光伏市場增速放緩，以及下游硅片、電池片等技術進步，單瓦耗硅量不斷下降，預計市場對多晶硅需求仍將呈下降趨勢，預計全年多晶硅市場需求在41萬噸左右。受市場競爭影響，產業分化進一步加劇，擁有低能源成本優勢和規模經濟效益的西北部地區多晶硅企業市場競爭優勢進一步凸顯，部分中東部地區多晶硅企業仍將面臨較大競爭壓力。在電池組件方面，隨著光伏行業的整體好轉以及組件價格下降使得光伏發電成本不斷逼近甚至達到平價上網，預計全球組件產量繼續呈現增長勢頭，全年仍將保持在120GW左右。我國大陸地區光伏組件有望超過80GW，產業集中度進一步提高。

對策建議

（一）盡快解決補貼問題。建議盡快啟動補貼拖欠解決機制，最為簡單可行的是效仿德國的做法，直接通過可再生能源附加解決，從當前的0.19元/度提高至0.3元/千瓦時。如此方案仍難以突破，短期內可考慮發行綠色債券，由政府進行貼息。

（二）優化光伏發電應用相關政策。建立財政、價格、工信、能源等部門的協調機制，研究制定光伏發債規劃，使得未來每年的光伏市場規模更具有科學性、合理性、透明性和可預期性，避免由于屢次"超預期"而帶來的搶裝或急剎車，降低市場波動對行業造成的影響。在具體指標規模方面，建議2019年全面實施招標機制，制定上網電價天花板，從而在確保新增補貼資金總量可控的前提下，增加規模指標，維持制造業企業一定的出貨量?？紤]到工商業電價與民用電價差別較大的因素，建議對于工商業及戶用分布式光伏發電項目明確定義并分別制定補貼電價。進一步實施光伏領跑基地建設，按半年度或季度分批實施并安排并網時間節點，減小集中供貨壓力。

（三）切實降低電站項目的非技術性成本。建議以支持可再生能源發展為原則，按照已有政策征稅范圍下限規定光伏電站占用土地稅收標準，并對地方在光伏項目土地稅收政策的前后一致性上進行監管。對于企業代建的接入工程，電網無法回購的，可在科學測算總量的基礎上，根據電壓等級的不同，在收購電價上上浮0.01元/千瓦時~0.02元/千瓦時，上浮電價由電網承擔。切實督促地方政府落實《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號）中有關光伏發電保障收購小時數要求。

（四）進一步加強國際合作。貫徹落實"一帶一路"倡議，利用光伏產業外向型發展優勢，推動光伏企業加快國際產能和應用合作進程，積極開拓南美、中西亞、非洲等新興市場，適時適度開展海外建廠和拓展海外業務，促進產業全球合理布局。協調"絲路基金"、亞投行、國開行、進出口銀行等金融渠道，支持光伏企業在"一帶一路"區域投資設廠或開發光伏電站基礎建設。充分發揮行業協會的作用，引導光伏企業在"走出去"過程中增強行業自律意識，避免惡性低價競爭。

（五）加速落后產能淘汰和產業轉型升級。繼續組織實施《光伏制造行業規范條件》，同時對前六批規范條件企業進行動態管理，對已經不符合規范條件的企業及時向社會公告。加強市場監管，對未采用光伏規范條件名單中的光伏供應商或光伏產品關鍵性能指標未達到規范條件要求的投資開發企業和制造企業予以公告。通過多種渠道加大對光伏產業技術創新和智能改造升級的扶持力度，支持骨干光伏企業加強關鍵工藝技術研發和產業化，開展智能制造試點示范，提升光伏制造業核心競爭力。