党的十九大报告指出，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

1月太阳能电池产品出口金额10.54亿元，同比增长28.1%，环比下降3.8%。而国家对于自备电厂政策开始收紧，可能会抬高企业生产成本，此消彼长导致多晶硅利润收缩，预计将会淘汰一批成本竞争力不高的企业。

三、存在问题(一)可能会出现政策变动2018年2月初，国家发改委组织召开会议，就光伏产业发展过快、补贴数额巨大等社会各界提出的争议在会上征求相关企业意见，并提出了严控光伏发电发展规模和速度，并将分布式光伏发电纳入规模管理的设想组件方面，2017年组件盈利能力较差，好的企业也仅有1%左右的净利润率。(三)完善行业支持政策尽快出台可再生能源配额制，转变可再生能源政策支持方式。选择条件较好的地区，实施平价上网示范基地，解决土地、电网接入、低息融资等问题，开展平价上网的试点示范。(二)理性引导行业扩张加强行业预警，引导企业理性扩张。

部分多晶硅生产企业在2018年底至2019年也会因为生产成本不能覆盖产品价格而停产。我国光伏产业将面临又一轮的供需失衡局面，并且由于国内市场已经充分释放，没有增量，企业现金流也捉襟见肘，因此可能陷入比2011-2012年更为严重的光伏寒冬。光伏组件转换效率每提升1%，单块组件发电量将提高约6%。

以上述黄河晨阳共和100MW光伏项目为例，若全部采用PERC双面双玻345W组件，仅安装90MW就可以达到相同的发电量，将减少近10MW的安装量，节省项目投资近6000万元。双面组件的发电量增益主要来自于背面，通过接收大气散射光及地面的反射光，进而提高组件整体发电量。据介绍，PERC双面双玻组件在电池印刷环节改变了背面结构，与原有的PERC系列产线兼容度高，在组件环节，采用现有的双玻产线即可生产，量产化条件相对成熟。其中，既具有高转换效率又可实现商业化批量生产的莫过于PERC组件，2016~2017年从领跑者项目到普通光伏电站，发电量得到大幅提升，PERC技术日趋成熟，迭代传统组件技术成为主流。

但考虑电池成本低及技术约束小，P型PERC双面双玻组件当下成为被更多企业所认可的量产化路线，代表企业如晶澳太阳能、天合光能、隆基乐叶等。从系统端考虑，由于PERC双面双玻组件功率提升及1500V的优势，还可有效减少土地、支架、汇流箱等BOS成本。

一组来自国内首次大规模应用PERC双面双玻组件的黄河晨阳共和100MW光伏电站的对比数据显示，与常规单晶相比，PERC双面双玻组件的单瓦发电量平均提高13.35%。PERC双面双玻组件还具备双玻组件的天然优势，玻璃结构耐磨损、抗腐蚀性更强，透水率几乎为零，从根本上杜绝PID现象，防火等级也由普通晶硅组件的C级升级到A级，30年功率质保，广泛适用于高温、高湿、沙漠、海边等各种应用环境。随着补贴的不断下调，进一步要求组件厂商推出度电成本更低的高效产品，PERC双面双玻组件应运而生。P型PERC、N型PERT、IBC、HJT等不同电池均可制备双面组件，一般用玻璃代替传统背板封装。

事实上，不仅仅是测算数据，越来越多的实际电站运行数据也在证实着PERC双面双玻组件的高电力产出。增效双面组件，顾名思义两面均可发电。重新定义度电成本众所周知，作为光伏系统的核心设备，光伏组件的成本约占总系统成本的45%。企业和行业积极呼吁尽快出台标准，合理界定背面发电量增益，以充分发挥PERC双面双玻组件对平价上网的积极作用。

降本除了具备高电力产出优势，接下来决定组件技术价值的则是量产的可行性，只有可快速普及的技术才有更高的价值。如匹配跟踪支架，更能凸显1+1>2的叠加优势，有望达到46%的发电增益。

顶层政策也印证了这一点，不仅领跑者基地将单、多晶组件门槛提高至17.8%、17%，而且2018年工信部跟进，抬高组件行业门槛，且新建和改扩建组件企业的产品，单晶组件和多晶组件的转换效率分别不低于17.8%和17%，与领跑者同步。另一组数据则来自于南非Boston70kW屋顶光伏项目，该项目系非洲地区首个双面双玻光伏项目，电站运行数据显示，PERC双面双玻组件发电量增益超过14%。

自2015年国家光伏领跑者计划实施以来，光伏组件转换效率提升进入加速期，与此同时也开启了组件技术的高效时代。相较常规组件，当下，PERC双面双玻组件无疑是重新定义度电成本的高效技术。一手高效，一手低度电成本，围绕光伏产业发展的两大核心关键词，PERC双面双玻组件正在开启新一轮光伏技术革新战。有效降低度电成本，提升组件效率是至关重要的。据拥有PERC双面发电完全自主核心知识产权的晶澳太阳能测算，PERC双面双玻组件的发电量增益可达5%~30%发电量从2012年的约5.0万亿千瓦时到2017年的近6.5万亿千瓦时，实现了年均增长5.4%的稳步发展。

风电的快速发展，是建立在产业技术水平显著提高、行业管理逐步完善，以及相关补贴政策出台落实的基础之上，得益于加快开发中东部和南方地区陆上风能资源、有序推进三北地区风电就地消纳利用的建设布局。太阳能发电的高速发展，是基于我国光伏发电技术进步迅速、成本和价格不断下降，以及光伏设备制造产业化不断发展的基础之上，并得益于光伏产业政策体系的建立，发展环境不断优化。

分地区看，发电情况呈现以下几个特点：一是中西部电力资源较丰富地区的发电量和电力外输量均增长较快。2017年，太阳能发电量967亿千瓦时，比上年增长57.1%。

二是经济总量前列地区发电量也排位在前。2017年，水力发电量11898亿千瓦时，比上年增长0.5%;与2012年相比，水力发电量增加3177亿千瓦时，年均增长6.4%。

分地区看，内蒙古是我国最重要的风电基地，2017年其风力发电量为551亿千瓦时，接近全国的五分之一。附注1.统计范围发电量数据统计口径为全部工业企业。2017年，风力发电量2950亿千瓦时，比上年增长24.4%，已成为我国第三大类型电源。山东、江苏、广东发电量位列前三，分别为5161、4915和4503亿千瓦时，主要是因为经济发展带来了较高的用电需求。

一、发电量稳步增长2017年，全国共计发电64951亿千瓦时，比上年增长5.9%，增速比上年加快0.4个百分点，近两年增速均在5.0%以上。与上年相比，2017年发电量增长10%以上的地区有6个，集中在中西部，即宁夏、青海、内蒙古、山西、甘肃和新疆，其发电量分别增长20.7%、13.3%、12.3%、11.4%、11.1%和10.7%，外输电量分别增长37.1%、64.1%、13.9%、16.5%、38.8%和22.0%。

2017年，全国发电量6.5万亿千瓦时，比上年增长5.9%。其中，火电增长5.1%，水电增长0.5%，核电增长16.3%，风电增长24.4%，太阳能发电增长57.1%。

2.资料来源电力外输量、电力外调入量数据来自中国电力企业联合会;降水量数据来自国家气象局;其他数据均来自国家统计局。我国核电技术快速发展，特别是华龙1号的自主研制成功，标志着我国完成核电技术的自主创新，我国核电迈向国际市场，进入新的阶段。

2017年，需要从本地区以外调入电量的地区有15个，其中净调入电量在五百亿千瓦时以上的7个地区多集中在东部地区，为广东、江苏、浙江、河北、北京、上海、山东。2017年水电增速放缓主要是受降水量大幅下降、来水差影响，2016年平均降水量730毫米，为历史最多，2017年仅为641毫米。三是东部地区电力需求较集中。近年，电力行业主管部门合理规划电力资源富集地区发电量外送，加速推进建设特高压输电和常规输电技术的西电东送输电通道。

特别是分布式光伏、光伏+应用和光伏扶贫的大力推广，极大地推动了太阳能发电的发展。分地区看，山东、江苏、内蒙古、广东火力发电量分列前四位，分别为4914、4530、3750、3329亿千瓦时;火电比重在90%以上的地区有天津、上海、北京、山东、安徽、河南、江苏、山西8个地区，其中北京基本为燃气发电，天津、上海燃气发电占火电比重在六分之一左右，其余地区多为燃煤发电，电源结构有待进一步优化。

这主要得益于积极推进大型水电基地开发政策的实施，特别是金沙江中下游、雅砻江、大渡河等水电基地建设工作的不断推进。2017年，火力发电量46627亿千瓦时，比上年增长5.1%，增速慢于清洁能源发电增长速度;与2012年相比，火力发电量增加7699亿千瓦时，年均增长3.7%。

分地区看，核电生产集中在东南沿海的浙江、福建和广东，三个地区占全国核能发电量的四分之三。分地区看，四川、云南、湖北水力发电量分列前三位，均超过1000亿千瓦时，分别为3041、2493、1499亿千瓦时，比上年分别增长6.6%、9.4%和6.3%，三个地区约占全国水力发电量的六成。