2017年，中国光伏新增装机超53GW，同比增长53%。其中，光伏电站3362万千瓦，同比增加11%;分布式光伏1944万千瓦，同比增长3.7倍。到12月底，累计装机超130GW，新增和累计装机规模均居全球首位。
“光伏新增装机规模继续扩大，分布式光伏发电爆发式增长，发电量占比持续提高，弃光问题得到有效缓解。”国家能源局新能源和可再生能源司程晨璐在1月24日中国光伏行业协会主办的光伏行业“2017年发展回顾与2018年形势展望研讨会”上如是总结。
尽管光伏行业在2017年成绩喜人，但也面临着可再生能源电价附加缺口持续扩大、国际贸易形势等方面的挑战，另外，产业过热问题也需警惕。
分布式呈爆发式增长
根据国家能源局1月24日公布的2017年新能源并网的相关数据，中国光伏累积发电量达1182亿千瓦时，同比增长78.6%。
同时，全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点，弃光问题得到一定程度上的缓解。
西北地区各省区除陕西省以外，均实现了弃光率下降，而在弃光最为严重的新疆和甘肃，弃光电量分别为28.2千瓦时、18.5亿千瓦时;弃光率分别为22%和20%，降幅均接近10个百分点。
此外，分布式成为2017年市场发展的新亮点。国家能源局公布的数据显示，分布式光伏发电2017年新增装机超过19GW,同比超过360%，远超5年分布式光伏总装机量，在新增装机占比重超过36%。其中，浙江、山东、安徽三省分布式光伏新增装机占全国的45.7%。
在分布式爆发增长，成为可喜变量的同时，光伏发电成本进一步降低。
据程晨璐介绍，骨干企业通过黑硅、PERC、双面发电等技术对现有生产线进行技术改造，新建N型电池、HIT电池生产线，单晶、多晶电池的平均转换效率已分别达到21.3%和18.8%，同比上升0.5%以上，远高于此前的年均效率提升幅度;金刚线切割等技术持续进步也降低了成本;同时，光伏制造智能化的趋势明显，生产自动化、数字化水平不断提高，单位产出的用工量明显下降。
“生产成本和价格在快速下降，特别是在光伏组件和系统价格方面。在投资成本方面依然处于比较快速的下降的过程，从2007年至2017年可以看到光伏组件和系统价格下降大约在90%左右。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示：“高效技术的发展非常迅猛，2005年—2015年电池片的转换效率的提升每年约在0.3%,但是近两年已提升至1%以上。2018年——2020年在这方面还有相当的发展空间。”
“平价上网”为期不远
“竞争性配置发现的合理电价已成为完善光伏发电价格政策的主要参考，与电价下调以循环递进的方式相互促进。”程晨璐表示。
据统计，2017年普通光伏电站通过竞争性资源配置降低上网电价10%，2018年的上网电价在此基础上进行了进一步下调。目前，在电价下调和技术进步的双重作用下，光伏组件的生产成本已降至近2元/瓦，系统设备投资已降至近5元/瓦的全球领先水平。
受投资成本下降与发电量提升的影响，“平价上网”为期不远，甚至会比预期的时间更快。
“由于国家政策方面的大力支持，非技术成本(土地成本、接网费用)也在加速下降，预计部分地区竞标电价可进入0.4元—0.5元/度，在资源最好的地区甚至有可能报出低于0.4元的价格。此外，分布式的增速会继续增长，但是由于2017年的增速太快，相形之下会有所减缓，自发自用的项目比率将有所提高。”王勃华表示。
展望2018年的光伏市场，王勃华认为市场热度将有增无减，“保守估计国内新增装机容量将在30GW—45GW之间，其中来自地面电站的22GW已经是确定的，变量在于分布式，但分布式市场较难预测，如果分布式市场有很好的表现，不排除会超过50GW。”
据悉，全球光伏行业自2013年下半年后开始回暖，经历了中美日市场4年的接力过程，形成了良好的发展态势。随着上述市场增速放缓，接下来像印度、巴西这样的新兴市场是否能够“接棒”，还需考量。
行业仍存发展问题
这边厢“莺歌燕舞”，那边厢问题犹存。
在业内专家看来，光伏行业的补贴缺口在短期内尚无有效的解决机制，另外西北部弃光限电问题仍然较为严重，并且可能会延伸至华北或中部地区。此外，国内产能势头仍然较旺，产业发展存过热风险。
据悉，随着装机规模的持续扩大，可再生能源电价附加缺口持续扩大，弃光限电形势依然严峻。据财政部估算，截至2017年底，光伏发电补贴缺口达1000亿元。
此外，光伏行业的管理体系亟待完善。
程晨璐表示，由于部分地区实施“先建先得”政策，促进了光伏发电行业发展的同时也带来了项目超规模建设问题，分布式发电的爆发式增长使得与之相配套的管理方式也亟待进一步明确。
因此，下一步，国家能源局计划进一步推动电价降低，进一步降低光伏发电标杆上网电价，并对2018年电价进行调整。
“通过竞争性配置方式加快补贴退坡，充分发挥市场在资源配置上的决定性作用，建立竞争性项目配置制度，并将上网电价作为主要的竞争条件。领跑者计划及分布式发电交易中，分别提出了上网电价降低，通过市场发现价格，启动光伏市场的专项监管，规范光伏发电市场环境，实现行业优胜劣汰。”程晨璐表示。
由此，国家能源局2018年计划启动光伏平价上网示范基地，进一步推动技术进步和非技术成本的降低，为平价上网做好示范带头作用;此外，还将健全光伏行业管理制度，把控项目建设的进度和节奏。落实环境监测评价机制，完善发电规模管理机制，尽快制定光伏扶贫和分布式光伏发电的管理办法，实现光伏发电的规范化、制度化管理。
另外，通过实施可再生能源配额制，明确地方政府和相关企业消纳可再生能源的目标任务，进一步完善价格政策和市场交易机制，调动各主体消纳可再生能源的积极性;通过加强输电通道建设，落实可再生能源全国收购和优先调动制度，提高电力系统消纳可再生能源的能力。
来自国家电网甘肃省电力公司的最新数据显示：2017年，甘肃新能源发电量261亿千瓦时，风电发电量同比上升37.4%，光伏发电量同比上升22%；弃风率下降10.4%，弃光率下降10.36%。至此，2017年初甘肃省政府提出的新能源“双升双降”目标全面实现。
甘肃是我国重要的新能源基地，近年来在新能源开发规模不断扩大的同时，电力装机增长与用电能力增长反差不断加大，加之自身消纳市场培育不足，系统调峰能力有限、外送通道不畅等因素，导致新能源出力受限，甘肃也成为全国弃风弃光最为严重的地区之一。
为促进新能源产业健康发展，甘肃省政府在2017年4月份出台新能源消纳方案，提出了2017年弃风弃光率分别降低10%的控制目标和配套措施。为此，甘肃省电力公司“内消”“外送”双管齐下，将市场手段和技术手段合并实施，多措并举破解新能源消纳难题。
据甘肃电力交易中心有限公司总经理杨建宁介绍，2017年，通过落实保障性收购、自备电厂置换、跨省跨区发电权置换、争取临时性短期外送等手段，甘肃电网全年外送电量202.96亿千瓦时。其中，中长期新能源71.03亿千瓦时，占外送电量的35%。同时，甘肃省电力公司深入开展电网调度技术创新和管理创新，2017年通过电力调度口径增发新能源电量90亿千瓦时，占新能源发电量的35%。
水电和光伏都是清洁能源，在白天河西地区光伏发电高峰阶段，甘肃省内的水电机组减少出力，把来水储存在水库，等夜间光伏电站停止发电时，水电机组顶上来再增加出力。这种水光互济的调度方式，在保证了水电厂完成发电计划的同时，也提高了新能源的发电能力。2017年，甘肃通过水光互济的方式，使新能源增发电量9亿千瓦时。
记者在采访中了解到，2017年对甘肃新能源增发拉动作用最大的电力调度管理创新是现货交易。现货交易是在中长期交易合同之外，由调度机构根据省内新能源发电企业的申请，按照价格匹配西北地区外的购电需求，达成次日的新能源电力交易。据甘肃电力调度控制中心主任行舟介绍，2017年甘肃电力调度部门共组织了1848笔短期现货交易，交易新能源电量占新能源发电量的12.7%。
为了保证现货交易的顺利开展，甘肃省电力公司开发了现货交易技术支持系统。这套系统不用额外增加人工，通过开展新能源富裕电力的实时监测，实现了交易的自动申报、出清、执行、结算。同时，在国家电网公司的支持下，甘肃省电力公司新能源全网调度技术创新多点开花：一是通过增加紧急回降银东直流的稳控措施，提升了甘肃电网河西断面的输电能力，全年增加河西新能源送出电量9亿千瓦时；二是采取西北电网同意留取备用容量模式，降低甘肃火电开机方式；三是采取新能源西北电网统一调峰、统一调度策略，利用省间联络线交换能力及外省调峰能力，全年增加新能源输出39.1亿千瓦时。
对于这么多高深艰涩的专业术语，行舟解释说，这些技术措施，相当于西北区域的电网都来参与甘肃新能源调度，保证了甘肃电力蓄水池的平稳。“充分利用西北各省调峰互济能力，开展精细化调度，将技术创新和管理创新转化为高质量发展。”行舟说。
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