形势判断
（一）光伏产业规模稳中有升，分布式发电成为发展重点。2018年，全球光伏新增装机市场将达到110吉瓦，创历史新高，同比增长7.8%。我国新增装机量将达41吉瓦，同比下降23%，但仍居全球首位。
展望2019年，在光伏发电成本持续下降、政策持续利好和新兴市场快速兴起等有利因素的推动下，全球光伏市场仍将保持在较高水平，预计全年全球光伏新增装机量将达到105吉瓦，我国将保持在35-40吉瓦之间。
（二）技术水平不断提升，生产成本逐步降低。2018年，由于经历了前几年的行业峰谷期，光伏企业经营状况不断改善，在差异化竞争和光伏领跑基地建设的双轮驱动下，骨干企业加大了工艺研发和技改投入力度，生产工艺水平不断进步。我国产业化生产的普通结构多晶硅电池平均转换效率达到18.7%，单晶硅电池平均转换效率达到20.3%，属于全球领先水平。在组件环节，半片、叠瓦、MBB、大硅片等技术已经开始规模化应用，显著摊薄每瓦组件成本。与此同时，得益于金刚线切割技术和电池薄片化的大规模应用，硅耗大幅下降。多晶硅生产也步入规模经济效益阶段，在产的多晶硅企业规模普遍在万吨以上。在生产工艺技术进步、生产的优化布局以及原辅材等各环节降本压力带动下，组件生产成本已下降至1.2元/瓦，且仍有一定下降空间。物美价廉的太阳能光伏产品为全球光伏产业发展做出巨大贡献。
展望2019年，高效电池产品市场需求将继续扩大，未来技术进步仍将是产业发展的主题。预计产业化生产的P型PERC单晶和N型PERT单晶电池转换效率均将超过22%，主流组件产品功率将达到310瓦以上；普通电池技术将逐渐被使用PERC技术的高效电池技术所替代；半片、叠瓦等组件技术将如此前的双面电池技术一样，逐步成为市场主流，预计2019年出货量将在10吉瓦量级。组件生产成本也将进一步下降至1元/瓦。逆变器在大机型等技术和产品带动下，预计售价也将逼近0.1元/瓦，受此影响，部分项目的系统投资成本有望下降至4元/瓦，在一类地区发电成本有望低于脱硫燃煤标杆电价，从而实现发电侧上网平价。
对策建议
（一）尽快解决补贴问题。建议尽快启动补贴拖欠解决机制，最为简单可行的是效仿德国的做法，直接通过可再生能源附加解决，从当前的0.19元/千瓦时提高至0.3元/千瓦时。如此方案仍难以突破，短期内可考虑发行绿色债券，由政府进行贴息。
（二）优化光伏发电应用相关政策。建立财政、价格、工信、能源等部门的协调机制，研究制定光伏发债规划，使得未来每年的光伏市场规模更具有科学性、合理性、透明性和可预期性，避免由于屡次"超预期"而带来的抢装或急刹车，降低市场波动对行业造成的影响。在具体指标规模方面，建议2019年全面实施招标机制，制定上网电价天花板，从而在确保新增补贴资金总量可控的前提下，增加规模指标，维持制造业企业一定的出货量。考虑到工商业电价与民用电价差别较大的因素，建议对于工商业及户用分布式光伏发电项目明确定义并分别制定补贴电价。进一步实施光伏领跑基地建设，按半年度或季度分批实施并安排并网时间节点，减小集中供货压力。
（三）切实降低电站项目的非技术性成本。建议以支持可再生能源发展为原则，按照已有政策征税范围下限规定光伏电站占用土地税收标准，并对地方在光伏项目土地税收政策的前后一致性上进行监管。对于企业代建的接入工程，电网无法回购的，可在科学测算总量的基础上，根据电压等级的不同，在收购电价上上浮0.01-0.02元/千瓦时，上浮电价由电网承担。切实督促地方政府落实《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）中有关光伏发电保障收购小时数要求。
（四）进一步加强国际合作。贯彻落实“一带一路”倡议，利用光伏产业外向型发展优势，推动光伏企业加快国际产能和应用合作进程，积极开拓南美、中西亚、非洲等新兴市场，适时适度开展海外建厂和拓展海外业务，促进产业全球合理布局。协调“丝路基金”、亚投行、国开行、进出口银行等金融渠道，支持光伏企业在“一带一路”区域投资设厂或开发光伏电站基础建设。充分发挥行业协会的作用，引导光伏企业在“走出去”过程中增强行业自律意识，避免恶性低价竞争。
（五）加速落后产能淘汰和产业转型升级。继续组织实施《光伏制造行业规范条件》，同时对前六批规范条件企业进行动态管理，对已经不符合规范条件的企业及时向社会公告。加强市场监管，对未采用光伏规范条件名单中的光伏供应商或光伏产品关键性能指标未达到规范条件要求的投资开发企业和制造企业予以公告。通过多种渠道加大对光伏产业技术创新和智能改造升级的扶持力度，支持骨干光伏企业加强关键工艺技术研发和产业化，开展智能制造试点示范，提升光伏制造业核心竞争力。
