2016年12月26日，国家发改委公布了2017年光伏上网电价调整方案。即自2017年1月1日起，一至三类资源区光伏地面电站的标杆上网电价分别下调19%、15%、13%至每千瓦时0.65元人民币(下同)、0.75元、0.85元，分布式光伏补贴维持每千瓦时0.42元不变。对于光伏行业来说，此次电价的下调幅度还在可接受范围之内，加上分布式光伏电价不变，2017年的光伏电价下调可谓温和至极。彼时，光伏行业刚刚经历史上最强的抢装潮，整个行业欣欣向荣，虽然下半年市场有所趋冷，但不可否认的是2016年我国光伏行业取得了跨越式的发展。在光伏电价下调幅度低于业界预期的情况下，参照2016年光伏业的发展曲线，业界人士普遍认为2017年上半年将再次迎来抢装潮。一时之间，整个光伏行业都在期待新一轮的抢装潮。
然而令人预想不到的是，时间来到三月底，2017年的光伏市场仍然不温不火。预期的抢装潮不但不见踪影，市场反而渐现颓势。
多晶电池价格跌跌不休
事实上，一直到春节前夕，业内人士对2017年光伏市场的发展前景依然保持乐观。大部分人认为春节之后光伏各产业链价格将迎来上涨。但与2016年初多晶硅价格强势反弹对比，2017年春节后组件价格仅仅小幅上调两三分钱后就开始了下跌，多晶电池、多晶硅片价格更是一路下滑。据数据显示，由于内需走弱，太阳能多晶电池价格持续下跌，不少多晶电池厂商已经面临成本保卫战。数据显示，多晶电池片成交价格降至US$0.20-0.205/W、RMB1.62-1.67/W，已经跌破部分厂商的成本线。与此同时，受多晶电池价格下跌影响，多晶硅片价格也在三月跌至US$0.63/pc上下。
2016-2017年单多晶组件投标价格统计图
与多晶产业链普跌不同的是，2017年2月份单晶市场却异常火爆，一直到三月，单晶硅晶圆仍供不应求、价格开始上升。单晶电池片的销售状况与价格也相当稳定，单晶PERC电池价格达到US$0.31/W左右。
但是在多晶硅价格持续下跌的情况下，火爆的单晶市场也难以独善其身，最新的数据显示，单晶硅片价格已稍微走弱至US$0.05-0.1/pc，单晶电池片均价亦受微幅调整，均价在US$0.248/W。与此同时，中国大型电站标案的单多晶组件最低报价已双双跌破RMB3/W。
近日，国电投2017年度第十批组件集中招标案在北京展开，该招标项目分成普通单晶、普通多晶、高效单晶、高效多晶四个类型。其中，普通单晶组件报价介于每瓦2.92~3.36元，普通多晶2.72~3.11元，高效单晶3.05~3.51元，高效多晶2.6978~3.2038元。
而从四个项目的投标价格来看，单晶整体价格仍高于多晶，但高效单晶最低价已比普通多晶的高价来得更低，足见普通多晶受到极大挑战。
受到价格下跌的影响，2月28日晚，行业龙头保利协鑫下调了3月份的硅片销售价格。部分业内人士认为，一轮光伏景气大周期或许就此终结，光伏市场将面临“降温”。
弃光限电依然难解
虽然光伏行业在2016年一路高歌猛进，但是“弃光限电”问题不但没有缓解，反而因为部分区域光伏装机增长过快而愈加趋于严重。如今，弃光限电的问题已经严重阻碍了行业的健康发展，不少主要市场在西北地区的光伏企业已经蒙受巨额损失。
据数据显示，2016年我国光伏发电量287.17亿千瓦时，占全网总发电量的4.57%;利用小时数1151小时，弃光电量70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。西北五省(区)中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率为32.23%和30.45%。此外，宁夏弃光率7.15%，青海弃光率8.33%，陕西首次发生弃光限电情况，弃光率为6.89%。
2016年我国各区域弃光电量及弃光率
为了缓解弃光限电以及新能源发电消纳难题，2016年3月份，国家发改委出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。该政策提出，电网企业(含电力调度机构)应根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。此后，国家能源局又发布了《关于做好风电光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》，核定“三北”地区风电场保障性收购小时数在1800到2000小时之间。
一连串的政策出台，让新能源人士看到了解决消纳难题的希望，甚至有业内人士评价道：“这是新能源行业的救命稻草”。
但是，此后部分省区出台的保障性收购小时数显示，保障性收购并没有得到落实，在省级层面就打了折扣。据了解，目前只有河北、新疆、宁夏等省区出台了保障性收购小时数，河北最低小时数为风电2000小时、光伏1400小时，新疆风电、光伏分别为700小时和500小时，宁夏风电、光伏分别为1050小时、900小时，甘肃为风电500小时、光伏400小时。而其中只有河北省达到了国家的要求，其余三省区都没有达到。
据最新数据显示，2016年全国“弃水、弃风、弃光”电量共计近1100亿千瓦时，超过当年三峡电站发电量约170亿千瓦时!越来越严重的弃光问题已经成为光伏行业难以摆脱的痛点。事实证明，弃光问题并不会随着行业的发展而渐渐消失，反而会在未来给行业造成更大的损失。光伏行业要想早日实现平价上网，必然要先解决弃光难题。
在西北地区弃光问题日趋严重的情况下，国家政策已经开始向分布式光伏倾斜，鼓励光伏行业发展重点向中东部转移。与此同时，国家还出台政策加强电网建设，鼓励弃光问题严重的区域将富余电力外送。特高压、储能行业的发展也将对弃光限电问题起到积极的作用。2017年以来，由于弃光问题以及国家政策上对分布式的倾斜，西北部地区的大型地面电站装机将会大幅缩减，分布式光伏正式站上了风口，这也从一定程度上杜绝了弃光限电问题的恶化。但目前来看，短时间内弃光限电问题还会一直存在，要想彻底解决还需要整体光伏人士长久的努力。
补贴缺口不断扩大
虽然近几年光伏行业飞速发展，但是仍然对补贴有所依赖。目前光伏发电项目的盈利仍然有很大一部分是来源于可再生能源补贴。而近年来，光伏装机规模得到爆发式的增长，可再生能源补贴早已不能按时发放。光伏项目投资方的现金流压力也越来越大。补贴的拖欠不但影响了新能源发电运营企业的现金流，更严重打击了投资的积极性，其中光伏企业更加严峻。
数据显示，在2016年，我国新能源补贴资金缺口已经达到600亿元。一些已经进入补贴目录的光伏电站项目无法按时拿到补贴，大大增加了这些光伏电站偿还贷款的难度。业内专家认为，中国已经连续多年新增光伏装机量保持100%以上的增长，2016年中国装机量达到34GW，较2015年就大幅增长126%。这样迅猛的增长造成了国家可再生能源补贴总额的入不敷出，拖欠问题日益突出，2017年光伏补贴缺口有可能进一步加大。
在新能源发电补贴缺口一直不断扩大的情况下，2月3日，国家能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，“绿色电力证书”是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，由国家可再生能源信息管理中心按照国家能源局相关管理规定，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台向符合资格的可再生能源发电企业颁发。任何企业和社会公众均可以自愿认购“绿证”，作为消费绿色电力、支持绿色电力发展的证明。
由于光伏项目技术较为成熟，该政策考虑首先将列入国家可再生能源电价附加补助目录内的光伏发电项目(不含分布式)作为“绿证”核发对象。未来随着产业发展及技术进步，再考虑将分布式光伏发电、光热发电等项目逐步纳入核发对象。
“绿证”的出现让很多新能源发电企业瞬间感觉被打了一针“强心剂”，卖“绿证”及时回笼资金或将成为新能源发电企业的新选择。
对于“绿证”，不少光伏企业认为，就光伏发电项目而言，绿色电力证书交易所获得的收入可适当缓解光伏补贴拖欠带来的现金流压力。
但也有专家认为，现有绿证制度实际上并不能从根本上解决问题，它只是在现有补贴体系上打了一个补丁，其实际运行效果还是个问号。所以绿证很难成为光伏企业解决补贴拖欠问题的最佳解决方案。
结语
综上所述，由于弃光限电问题的恶化，再加上国家政策对分布式光伏的倾斜，使得今年我国西北部地区的光伏装机量大幅缩减。同时，补贴拖欠一定程度上打击了投资积极性，在众多原因的共同作用下，我国光伏市场热度开始下降。
无论2017年的光伏抢装潮还能否到来，光伏行业的发展形势都没有业内预期的那样美好。当前我国光伏行业无论是新增装机量还是总装机量都已经站在了世界之巅，但是离光伏平价上网的目标还相差甚远。在这个关键的发展时期，我国光伏行业不能一味追求装机量，而是要在保持发展的同时警惕产能过剩，摒除痼疾，坚持技术创新，降低发电成本;并将我国的光伏电站质量提升，让光伏发电成为电力市场最有力的竞争者。
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