2017年，中國光伏新增裝機超53GW，同比增長53%。其中，光伏電站3362萬千瓦，同比增加11%;分布式光伏1944萬千(qian)瓦，同比增(zeng)長3.7倍。到12月底，累計裝機超(chao)130GW，新增(zeng)和累計裝機規模(mo)均居全球(qiu)首位。
“光伏新增裝機規模繼續擴大，分布式光伏發電爆發式增長，發電量占比持續提高，棄光問題得到有效緩解。”國家能源局新能源和可再生能源司程晨璐在1月24日中國光伏行業協會主辦的光伏行業“2017年發展回顧與2018年形勢展望研討會”上如是總結。
盡管光伏行業在2017年成績喜人，但也面臨著可再生能源電價附加缺口持續擴大、國際貿易形勢等方面的挑戰，另外，產業過熱問題也需警惕。
分布式呈爆發式增長
根據國家能源局1月24日公布的2017年新能源并網的相關數據，中國光伏累積發電量達1182億千瓦時，同比增長78.6%。
同時，全國棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點，棄光問題得到一定程度上的緩解。
西北地區各省區除陜西省以外，均實現了棄光率下降，而在棄光最為嚴重的新疆和甘肅，棄光電量分別為28.2千瓦時、18.5億千瓦時;棄光率分別為22%和20%，降幅均接近10個百分點。
此外，分布式成為2017年市場發展的新亮點。國家能源局公布的數據顯示，分布式光伏發電2017年新增裝機超過19GW,同比超過360%，遠超5年分布式光伏總裝機量，在新增裝機占比重超過36%。其中，浙江、山東、安徽三省分布式光伏新增裝機占全國的45.7%。
在分布式爆發增長，成為可喜變量的同時，光伏發電成本進一步降低。
據程晨璐介紹，骨干企業通過黑硅、PERC、雙面發電等技術對現有生產線進行技術改造，新建N型電池、HIT電池生產線，單晶、多晶電池的平均轉換效率已分別達到21.3%和18.8%，同比上升0.5%以上，遠高于此前的年均效率提升幅度;金剛線切割等技術持續進步也降低了成本;同時，光伏制造智能化的趨勢明顯，生產自動化、數字化水平不斷提高，單位產出的用工量明顯下降。
“生產成本和價格在快速下降，特別是在光伏組件和系統價格方面。在投資成本方面依然處于比較快速的下降的過程，從2007年至2017年可以看到光伏組件和系統價格下降大約在90%左右。”中國光伏行業協會副理事長兼秘書長王勃華表示：“高效技術的發展非常迅猛，2005年—2015年電池片的轉換效率的提升每年約在0.3%,但是近兩年已提升至1%以上。2018年——2020年在這方面還有相當的發展空間。”
“平價上網”為期不遠
“競爭性配置發現的合理電價已成為完善光伏發電價格政策的主要參考，與電價下調以循環遞進的方式相互促進。”程晨璐表示。
據統計，2017年普通光伏電站通過競爭性資源配置降低上網電價10%，2018年的上網電價在此基礎上進行了進一步下調。目前，在電價下調和技術進步的雙重作用下，光伏組件的生產成本已降至近2元/瓦，系統設備投資已降至近5元/瓦的全球領先水平。
受投資成本下降與發電量提升的影響，“平價上網”為期不遠，甚至會比預期的時間更快。
“由于國家政策方面的大力支持，非技術成本(土地成本、接網費用)也在加速下降，預計部分地區競標電價可進入0.4元—0.5元/度，在資源最好的地區甚至有可能報出低于0.4元的價格。此外，分布式的增速會繼續增長，但是由于2017年的增速太快，相形之下會有所減緩，自發自用的項目比率將有所提高。”王勃華表示。
展望2018年的光伏市場，王勃華認為市場熱度將有增無減，“保守估計國內新增裝機容量將在30GW—45GW之間，其中來自地面電站的22GW已經是確定的，變量在于分布式，但分布式市場較難預測，如果分布式市場有很好的表現，不排除會超過50GW。”
據悉，全球光伏行業自2013年下半年后開始回暖，經歷了中美日市場4年的接力過程，形成了良好的發展態勢。隨著上述市場增速放緩，接下來像印度、巴西這樣的新興市場是否能夠“接棒”，還需考量。
行業仍存發展問題
這邊廂“鶯歌燕舞”，那邊廂問題猶存。
在業內專家看來，光伏行業的補貼缺口在短期內尚無有效的解決機制，另外西北部棄光限電問題仍然較為嚴重，并且可能會延伸至華北或中部地區。此外，國內產能勢頭仍然較旺，產業發展存過熱風險。
據悉，隨著裝機規模的持續擴大，可再生能源電價附加缺口持續擴大，棄光限電形勢依然嚴峻。據財政部估算，截至2017年底，光伏發電補貼缺口達1000億元。
此外，光伏行業的管理體系亟待完善。
程晨璐表示，由于部分地區實施“先建先得”政策，促進了光伏發電行業發展的同時也帶來了項目超規模建設問題，分布式發電的爆發式增長使得與之相配套的管理方式也亟待進一步明確。
因此，下一步，國家能源局計劃進一步推動電價降低，進一步降低光伏發電標桿上網電價，并對2018年電價進行調整。
“通過競爭性配置方式加快補貼退坡，充分發揮市場在資源配置上的決定性作用，建立競爭性項目配置制度，并將上網電價作為主要的競爭條件。領跑者計劃及分布式發電交易中，分別提出了上網電價降低，通過市場發現價格，啟動光伏市場的專項監管，規范光伏發電市場環境，實現行業優勝劣汰。”程晨璐表示。
由此，國家能源局2018年計劃啟動光伏平價上網示范基地，進一步推動技術進步和非技術成本的降低，為平價上網做好示范帶頭作用;此外，還將健全光伏行業管理制度，把控項目建設的進度和節奏。落實環境監測評價機制，完善發電規模管理機制，盡快制定光伏扶貧和分布式光伏發電的管理辦法，實現光伏發電的規范化、制度化管理。
另外，通過實施可再生能源配額制，明確地方政府和相關企業消納可再生能源的目標任務，進一步完善價格政策和市場交易機制，調動各主體消納可再生能源的積極性;通過加強輸電通道建設，落實可再生能源全國收購和優先調動制度，提高電力系統消納可再生能源的能力。
來自國家電網甘肅省電力公司的最新數據顯示：2017年，甘肅新能源發電量261億千瓦時，風電發電量同比上升37.4%，光伏發電量同比上升22%；棄風率下降10.4%，棄光率下降10.36%。至此，2017年初甘肅省政府提出的新能源“雙升雙降”目標全面實現。
甘肅是我國重要的新能源基地，近年來在新能源開發規模不斷擴大的同時，電力裝機增長與用電能力增長反差不斷加大，加之自身消納市場培育不足，系統調峰能力有限、外送通道不暢等因素，導致新能源出力受限，甘肅也成為全國棄風棄光最為嚴重的地區之一。
為促進新能源產業健康發展，甘肅省政府在2017年4月份出臺新能源消納方案，提出了2017年棄風棄光率分別降低10%的控制目標和配套措施。為此，甘肅省電力公司“內消”“外送”雙管齊下，將市場手段和技術手段合并實施，多措并舉破解新能源消納難題。
據甘肅電力交易中心有限公司總經理楊建寧介紹，2017年，通過落實保障性收購、自備電廠置換、跨省跨區發電權置換、爭取臨時性短期外送等手段，甘肅電網全年外送電量202.96億千瓦時。其中，中長期新能源71.03億千瓦時，占外送電量的35%。同時，甘肅省電力公司深入開展電網調度技術創新和管理創新，2017年通過電力調度口徑增發新能源電量90億千瓦時，占新能源發電量的35%。
水電和光伏都是清潔能源，在白天河西地區光伏發電高峰階段，甘肅省內的水電機組減少出力，把來水儲存在水庫，等夜間光伏電站停止發電時，水電機組頂上來再增加出力。這種水光互濟的調度方式，在保證了水電廠完成發電計劃的同時，也提高了新能源的發電能力。2017年，甘肅通過水光互濟的方式，使新能源增發電量9億千瓦時。
記者在采訪中了解到，2017年對甘肅新能源增發拉動作用最大的電力調度管理創新是現貨交易。現貨交易是在中長期交易合同之外，由調度機構根據省內新能源發電企業的申請，按照價格匹配西北地區外的購電需求，達成次日的新能源電力交易。據甘肅電力調度控制中心主任行舟介紹，2017年甘肅電力調度部門共組織了1848筆短期現貨交易，交易新能源電量占新能源發電量的12.7%。
為了保證現貨交易的順利開展，甘肅省電力公司開發了現貨交易技術支持系統。這套系統不用額外增加人工，通過開展新能源富裕電力的實時監測，實現了交易的自動申報、出清、執行、結算。同時，在國家電網公司的支持下，甘肅省電力公司新能源全網調度技術創新多點開花：一是通過增加緊急回降銀東直流的穩控措施，提升了甘肅電網河西斷面的輸電能力，全年增加河西新能源送出電量9億千瓦時；二是采取西北電網同意留取備用容量模式，降低甘肅火電開機方式；三是采取新能源西北電網統一調峰、統一調度策略，利用省間聯絡線交換能力及外省調峰能力，全年增加新能源輸出39.1億千瓦時。
對于這么多高深艱澀的專業術語，行舟解釋說，這些技術措施，相當于西北區域的電網都來參與甘肅新能源調度，保證了甘肅電力蓄水池的平穩。“充分利用西北各省調峰互濟能力，開展精細化調度，將技術創新和管理創新轉化為高質量發展。”行舟說。
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