甘肃市场
新能源电力让路外，市场交易体系的完善也将是弃电率的重要渠道。
2017年，三北地区风电消纳有所好转，西北地区弃光矛盾也出现缓解，但弃电率仍高居不下，其中甘肃弃风率同比下降12%后，仍高达32.9
，西北五省(区)弃风率33.3%、弃光率19.8%。《白皮书》也指出，受网源规划不协调、就地消纳空间有限、跨区输送通道和调峰能力不足、市场化机制不健全等因素制约，三北地区新能源消纳矛盾突出，弃风弃光
形式，而分布式光伏获得快速持续发展不仅需要先进光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。而笔者认为，这一政策支撑体系的核心可以概括为16个字：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴。
「 就近建设
甘肃省、内蒙古自治区率先开展可再生能源就近消纳试点，为其他地区积累经验，是努力解决当前严重弃风、弃光现象的大胆探索。新疆和吉林也依据此文件很快制订了可再生能源就近消纳的行动方案。
这些地区已经
一系列政策的影响下，根据国家能源局的统计数据，2017年全国范围内弃光率有所好转，弃光率同比下降4.3个百分点。其中，弃光率较严重的甘肃地区下降9.8个百分点至20%。
但尽管如此，财报显示，2017
光伏电站主要来自于河北、山西等华北地区，江苏、山东等华东地区，甘肃、陕西等西北地区，以及华中地区的河南。
截至目前，其仍有3座尚未竣工的光伏电站，分布于山东、安徽和青海等省份。其中，山东和安徽两座光伏电站合计规模为
2017年，我国光伏产业延续了2016年以来的回暖态势，发展势头良好，产业规模持续扩大，应用创新不断增强，产业布局进一步优化，实现了持续超预期增长。然而，在光伏产业快速发展的背后，也潜伏着国内市场
提前透支、国外市场壁垒加重、补贴大幅拖欠、弃光限电严重等危机，须引起高度关注并积极应对。
纵观当前发展形势，笔者认为光伏产业须警惕如下四重危机。
第一，国内市场后继乏力。2017年，我国光伏累计装机
亟待关注解决一些问题：一方面，如何增强新能源产业内生动力，提升平等参与市场的竞争力;另一方面，现有补贴政策推动了产业快速发展，但也面临补贴资金亏空逐年加大的困难，影响可持续发展。因此，本文就中
)，仍高于燃煤标杆电价(0.25~0.45元/(kW˙h))。
光伏发电成本
随着光伏发电的技术进步、产业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本持续下降，单位容量造价从2010年的约20 000元
光伏发电市场环境监测评价结果：一类资源光照区的宁夏、甘肃、新疆全境均被列入红色区域;二类资源区的青海、内蒙古、吉林、陕西、云南以及河北部分地区;三类资源区中的除上海、福建、海南、重庆、西藏以及陕西
光伏行业，这个时代有这样几个特点：
1. 全球市场占有率超过50% ，国内累计130GW的装机量。中国光伏产业几经曲折，目前已经形成成熟且有竞争力的光伏产业链，在国际上处于领先地位，并且仍然在加速提升
%
四川91%88.5%
贵州29.2%21.6%
云南80%70%
西藏59%68.5%
陕西15.5%18.5%
甘肃41%38%
青海58.5%69%
宁夏23%23%
新疆
%
四川4.5%4.5%
贵州4%4.8%
云南10%10%
西藏13.5%17.5%
陕西8.5%11.5%
甘肃15%15%
青海21%25.5%
宁夏21%21.5%
新疆14.5
技术成果向市场转化和推广，推动光伏发电成本下降提出了更高要求。在风电领域，2017年开始启动风电平价上网示范项目，河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省(区)等地共计13个风电项目开始试点。首批20个
我国新能源电力市场、技术取得全球瞩目的成绩，但度电成本高于煤电等传统电力。
土地、税收等非技术因素是当前导致新能源电力成本高企、难以在发电侧平价上网的关键因素。
推动技术成本和非技术成本的双降
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
水电基地建设工作的不断推进。
(三)核电增长较快。
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
建设特高压输电和常规输电技术的西电东送输电通道。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
迈向国际市场，进入新的阶段。2017年，核能发电量2481亿千瓦时，比上年增长16.3%;与2012年相比，核能发电量增加1507亿千瓦时，年均增长20.6%。
分地区看，核电生产集中在东南沿海的浙江
