全球太阳能光伏发电累计装机容量由2012年的100.5GW增长到2016年的306.5GW，年均复合增长率高达32.15%；2017年，全球光伏市场新增装机容量达到102GW，同比增长超过37%，累计光伏容量达到405GW。
2015年，中国光伏装机总量为43.18GW；2016年达到77.42GW；2017年，我国光伏新增装机量达到53.06GW，累计装机量已经达到130.25GW。
2015年，中国光伏电池（太阳能电池）产量为58.63GW；2016年产量达到76.81GW；2017年产量达9，453.9万千瓦。
那么，在2018年的今天，中国太阳能光伏行业在这么庞大体量的基础上又将有怎样的发展，又有哪些因素会影响未来的发展趋势与市场动态呢，本文试图就已经明晰的种种有利不利信息做一个小结。
一、有利条件
（一）光伏上网电价政策调整，促进光伏发电产业健康有序发展
2017年12月，国家发改委发布了关于2018年光伏发电项目价格政策的通知并表示，为落实《能源发展战略行动计划（2014－2020）》关于新能源标杆上网电价逐步退坡的要求，合理引导新能源投资，促进光伏发电产业健康有序发展，决定调整2018年光伏发电标杆上网电价政策。
通知规定，2018年1月1日之后投运的光伏电站，一类、二类、三类资源区标杆电价分别降低为每千瓦时0．55元、0．65元和0．75元，比2017年电价每千瓦时均下调0．1元。自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
另外，2018年1月1日之后投运的分布式光伏发电，属于“自发自用、余电上网”模式的，全电量补贴标准降低为每千瓦时0．37元，比现行补贴标准每千瓦时下调0．05元。对于采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。
（二）跨越式发展
在一系列有利政策措施的带动下，2013年以来，我国光伏实现了跨越式大发展。统计数据显示，自2013年起，我国光伏发电连续3年新增装机容量超过1，000万千瓦，位居世界首位；2015年，我国光伏新增装机容量1，513万千瓦，占全球新增装机的四分之一以上；2017年我国新增光伏装机5，306万千瓦。截至2017年底，我国光伏累计装机超1．3亿千瓦，新增和累计装机规模均居全球首位。
不仅如此，2017年我国光伏产业链各环节也都实现了大发展。中国光伏行业协会公布的数据显示，2017年，我国多晶硅产量24．2万吨，同比增长24．7％；硅片产量87吉瓦，同比增长39％；电池片产量68吉瓦，同比增长33．3％；组件产量76吉瓦，同比增长43．3％；逆变器产量62吉瓦，同比增长55％。产业链各环节生产规模全球占比均超过50％，继续保持全球首位。
（三）技术进步为我国光伏企业赢来了旺盛的市场竞争力
2017年，欧美的SolarWorld、Suniva、Sunpower等大型光伏企业面临减产甚至破产局面；2017年前9个月里，日本总共倒闭了68家光伏企业。相反，中国的光伏产品出口金额则保持了稳定增长。天合光能有限公司、晶科能源控股有限公司、晶澳太阳能有限公司等主要企业普遍扩产，一些中小型企业还加速了IPO进程。
（四）光伏应用市场格局和结构大幅优化
2015年，全国累计光伏装机容量超过100万千瓦的省份就达到11个。其中，中东部地区有6个省累计装机容量超过100万千瓦。西部地区光伏装机独大的局面已经改观，呈现出东中西部共同发展的格局。
2016年，我国光伏应用市场格局得到进一步优化。数据显示，2016年全国新增光伏发电装机中，西北以外地区为2，480万千瓦，占全国的72％。其中，中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达到9个，分布式光伏比例迅速提高。
2016年我国光伏应用市场格局和结构发生了“双变换”：一是市场格局重心从西北部逐渐向中东部地区转移；二是市场结构重心也随之从地面光伏电站向分布式光伏转移。
2017年，分布式光伏成为我国光伏市场发展的一大亮点。国家能源局公布的数据显示，2017年分布式光伏新增装机达到1，944万千瓦，同比超过360％，远超5年分布式光伏总装机量。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％。
二、不利条件
（一）非技术成本有待突破
中国的光伏电价仍与国际最低电价存在一定差距。在2017年10月沙特阿拉伯北部一个300MW的光伏项目竞标中，阿布扎比未来能源公司联合法国EDFEnergiesNouveles报出了1．79美分／千瓦时的25年长期合同电价，折合人民币0．12元／千瓦时，这是目前全球最低的光伏电价。
对比沙特阿拉伯，中国的光伏电价究竟高在了哪里？除去日照好这一客观因素，沙特政府在税收、土地、并网等方面给予的一些补助，为其降低了发电成本。
目前阻碍光伏成本下降的因素主要集中在非技术成本方面，包括征地成本、融资成本、税务以及并网成本等。随着技术水平不断提升，光伏发电成本快速降低。从2016年到2017年，光伏组件的价格降幅接近21％，系统设备投资成本也下降至5元／瓦。但是非技术成本上升过快，很大程度上抵消了技术带来的红利。以土地成本为例，国外在投资阶段投入的土地费用并不高，主要用于支付每年的土地租金。但在国内，由于地方的土地政策不明确，税费标准执行也不统一，多年的征地费用大多都是一次性付清。
另外，国内融资成本过高也是阻碍光伏发电成本下降的一个重要因素。建电站一般都需要融资，业内多是自己投资20％——30％，剩下的都依靠融资解决。2016年民营企业融资利率在7％——8％；2017年4月之后资金紧张，利率走高，年化10％的也不少见。所以降低国内的融资成本才是未来光伏产业持续降低度电成本的关键。
（二）弃光率高
2017年，全国光伏发电量1，182亿千瓦时，弃光电量73亿千瓦时，弃光率6％，同比下降4．3个百分点。
在全国弃光率大幅下降的同时，作为重点区域的西北五省（区）弃光率也大幅下降，据统计，2017年，西北五省（区）全年光伏发电量407．3亿千瓦时，弃光电量66．7亿千瓦时，弃光率14．1％。
这个数据，在2016年时是这样的：2016年，西北五省（区）光伏光伏发电量287．17亿千瓦时，弃光电量70．42亿千瓦时，弃光率19．81％。
相比起来，2017年西北五省区的弃光率确实已大幅下降。但和其他地区相比，该区域的弃光率仍然可用居高不下形容：2017年，新疆地区弃光率为21．6％，高居西北五省区乃至全国榜首，其他西北四省（区）弃光率由高到低依次为甘肃20．8％、陕西13．0％、宁夏6．4％、青海6．2％，均高于全国平均线。
此前，国家能源局方面提出，到2020年，努力把“三北”地区弃光率控制在5％以内，其他地区基本做到不弃光。目前看来，这一目标仍需努力，尤其是在随着光伏电站规模的持续扩大，弃光规模甚至有可能反弹。由于西北地区的弃光限电问题只是得到缓解而始终没有得到彻底解决，加上该地区光伏电站集中，未来的消纳任务将十分繁重。
原文来源：中投投资咨询网
