展望2018年，由于指标管理政策的严格，已建成但无法获取指标的项目可能不再出现，因此我们认为需求端普通指标项目(普通集中式、集中式扶贫、地面分布式)会有所下降大约18GW;领跑者基地规模会进一步扩大，预计在6-8GW左右;分布式电站会延续高增长，预计有23-25GW;光伏扶贫力度将进一步增强，预计有4GW，示范电站和其他项目预计4-5GW，因此2018年国内装机规模约为55-60GW，需求依然强势。2017和2018年中国光伏新增装机结构对比见下表(单位：GW)。
1、潜在因素一：淡季转旺，需求环比改善
一季度是光伏行业传统的淡季，2017年12月，发改委发布2018年光伏发电项目价格政策。2018年标杆电价由0.65、0.75、0.85元/千瓦时下调至0.55、0.65、0.75元/千瓦时(含税)，“自发自用，余量上网”分布式光伏是项目的度补贴由0.42元/千瓦时下调至0.37元/千瓦时。受标杆电价下调政策影响，2018年中国光伏市场将出现两次抢装节点。截止3月5日，8个光伏领跑者基地、累计38个项目已经报名完成，每个基地项目容量为500MW，共计4GW。本次领跑者计划提出新的要求：应用领跑基地应于2018年3月31日前完成竞争优选，6月30日前全部开工建设，12月31日前全部容量建成并网。可见二季度光伏新一轮的抢装即将开始，且“6.30”之后由于分布式电价的调整，市场还会持续抢装直到“12.30”。
2、潜在因素二：产业链价格已经完成一轮相对完整的下跌周期
可以看到从2017年底开始，组件环节首先开始降价，此时产业其他环节价格还比较平稳，甚至多晶硅料环节还在涨价。进入2018年后组件售价依然缓慢下降，上游硅片出现断崖式下跌，之后电池片环节开始大幅降价，进入2018年2月后，以隆基股份为代表的龙头企业再次主动降价，同时硅料端开始大幅降价。产业链价格已经完成一轮相对完整的下跌周期，我们预计随着二季度开始需求的好转，各个产业环节价格开始企稳。
3、潜在因素三：印度反倾销政策可能撤回
据印度媒体报道，印度针对中国，台湾，马来西亚的有关于进口太阳能电池板和组件的反倾销法案已撤回。关于印度国内太阳能产业保护法的诉讼也有很大可能败诉。关于印度国内太阳能产业保护法的听证会延期到3月9日在Madras最高法院举行。印度作为光伏新兴市场的代表，正在快速崛起2017年印度新增太阳能装机装机容量达到9.6GW，2018年3月，印度已经开始公开招标3GW的光伏项目，另外也有8GW的项目会在3月底完成，可见印度市场已经是全球光伏的“新战场”。因此也有专家表示，70%的进口关税会大大提高本土的光伏用电成本，无疑是对行业进步的重大打击。但是低价的进口产品确实对本土制造业产生较大冲击。因此印度需要在“便宜电力”和“本土制造”之间平衡。
印度的太阳能产业正在以指数级的速度增长，过去三年的增长速度达到了900%。由于目前具体的税率以及征收时间的不确定，已经使印度市场的太阳能开发商们陷入了困境：不确定是否要继续竞标，也不知道在项目投产阶段会发生哪些状况。所有利益相关方都在等待政府最后的定论。
对中国企业而言，面对反倾销已经不是新鲜事，一部分企业已经通过投资或合资的方式在印度本土建厂，以面对关税增加。参考美国“201”法案，对进口太阳能产品征收30%的关税，并不能显著的提高本土行业的市场竞争力，反而是扼杀了光伏事业的成长，同时也降低了本土的就业人数。因此我们认为本次印度反倾销方案最终结果会比市场预期要理想。
4、潜在因素四：领跑者竞标价格出现0.39元/度，拉动平价上网预期
3月5日吉林白城的领跑者项目投标截止日，本次投标有企业在多个标段报出0.39元/度的竞标电价，刷新我国光伏项目竞标的报价新低。项目所在地的脱硫燃煤标杆上网电价为0.3731元/度，若0.39元的报价中标，则仅比当地燃煤上网电价高4.5%，基本已经实现“发电侧平价上网”这一行业重大目标。
2016年在内蒙乌海基地招投标中，就已经出现0.45元/度的报价，这两年组件端成本快速下降，大大降低了初始投资成本;同时相比第二批项目，能源局在对第三批领跑者基地项目中，对可能出现的各种非技术成本、外部成本做了严格控制，如土地租金设限、外送线路共建等建议，令第三批项目的投资环境大幅改善，也降低了运营期间的成本。因此我们也有理由相信0.39元这样的报价也不是企业在有意的恶性竞争，而是有信心通过技术革新和成本控制实现盈利。同时从2018年产业链各个环节的降价幅度来看，硅片和硅料率先降价，趋势将向下降的电池片和组件进一步传导，因此项目承接方的技术成本将大幅减低。
工业和信息化部近日披露，为推动我国光伏产业持续健康发展，《光伏制造行业规范条件(2018年本)》正式发布。《条件》在生产规模、工艺技术、资源综合利用及能耗、环境保护、质量管理等方面，对光伏制造企业提出了全面的要求。
《条件》明确，严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目，引导光伏企业加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建多晶硅制造项目，最低资本金比例为30%，其他新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。
现有光伏制造企业及项目产品则应满足一系列技术指标要求，其中多晶硅电池和单晶硅电池的最低光电转换效率分别不低于18%和19.5%;硅基、铜铟镓硒(CIGS)、碲化镉(CdTe)及其他薄膜电池组件的最低光电转换效率分别不低于8%、13%、12%、10%。新建和改扩建企业及项目产品的技术指标要求则更高：多晶硅电池和单晶硅电池的最低光电转换效率分别不低于19%和21%;硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的最低光电转换效率分别不低于12%、14%、14%、12%。
《条件》还明确，现有光伏制造企业及项目未满足规范条件要求的，根据产业转型升级的要求，在国家产业政策的指导下，通过兼并重组、技术改造等方式，尽快达到本规范条件的要求。
本次《条件》对行业提出了更高的要求，较此前执行的《光伏制造行业规范条件(2015年本)》有较大改变。主要表现在：(1)个别不得建设光伏制造项目的区域条件放宽，;(2)多晶硅制造项目最低资本金比例要求提高;(3)申报符合规范名单时上一年实际产量要求提高;(4)电池和组件光电转化率、逆变器中国加权效率要求提高;(5)组件衰减率要求提高;(6)现有多晶硅项目电耗、电池项目电耗和水耗要求提高;(7)环境保护要求提高。
可以看到本次《条件》提高了行业门槛，对现有企业提出更高的要求，进一步加速产能的优胜劣汰，行业集中度将进一步提高。整体市场竞争格局将会好转，龙头议价能力将进一步增强。
来源：新能源投融资圈
