年前光伏组件下跌的时候，行业预测2023年是光伏行业大年，今年光伏行业热情高涨，突破100GW应该没问题。

中国光伏行业协会名誉理事长王勃华表示，预计2023年我国光伏新增装机在95-120吉瓦，预计全球光伏累计装机量在2024年就将超过水电、2027年将超过煤炭。

在2023光伏发电项目经济性分析论坛上，国家发改委国家能源研究中心主任陶冶也预测，2023年我国光伏新增装机约为120GW。

120GW成为今年国内光伏装机“天花板”级指征，随着近期硅料价格的稳步下降，行业对2023年国内光伏新增装机有了更高“期待”。

成本变化带来装机结构改变：组件价格下降

从近两年的光伏新增装机基本面来看，光伏成本的变化带来了装机结构的改变。2021年-2022年，组件价格持续高价运行，我们看到分布式光伏装机占比在飞速提升。

其中，2021年中国分布式光伏占比达到55％，2022年分布式光伏新增51.1GW，同比增长74.5％。

然而，随着分布式整县推进政策的实施，分布式整县推进项目也在等待组件价格的下降，此外还有大量此前未启动安装的大型电站项目。

“组件每下降1毛钱就能解锁大量待装项目，这些项目都有并网的时间要求，并不是说没有补贴了，项目可以无限期等待。”一位电站建设知情人士表示。

涨价两年，终端电站业主、开发商对组件价格的下降需求也表现得比以往更加明确和“急切”。在3月9日华能贵州分公司2023-2024年1GW光伏组件招标中，就指出最高投标价格（招标人项目现场交货价）不得超过1.55元/瓦。

当前，随着供应体量增加及产能释放，硅料逐渐回归下降通道，组件价格的下降将成为推动今年国内装机的正面因素。

打通光伏+产业、源网荷储：超150GW可期

“今年大基地的开工量比去年要高，至于高多少，需要辩证地看待。”国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任李鹏表示，除了组件价格，并网政策也有待明确，项目投资的边界条件存在不确定性。此外，大基地如果单纯外送光伏，通道的利用率最多是1700-1800小时，经济性不足，必须跟其他能源互补。因此，今年估计有更大规模的新能源电量进入市场交易，项目投资模型会发生很大变化。

在他看来，在组件之外，上述其他影响因素在技术上很难改变。如果还是大电网消纳，即使今年真的能达到150GW、200GW，明年要么是大规模的弃光，要么是大规模的装机量下滑。如果把电网消纳这一部分作为行业发展的基本盘，那么基本盘之外的增量一定要去扩展“光伏+产业”就地消纳的路径。

只有打通光伏+产业和源网荷储的链条，我国光伏装机规模才能更上一个台阶，达到乐观预期的150GW甚至200GW/年，如果还是依赖大电网的消纳能力，从长期平均值来看，恐怕100GW是天花板，甚至持续下去这一目标都很难达到。说到底，有没有天花板取决于我们自己。

对此，中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝持相同意见，大基地的外送工程从规划、审批、建设到投运，至少需要三到五年时间。另外，大基地的新能源送出还需要配套一定的火电，也需要一定的时间滞后，光伏新增装机规模不等同于并网规模，其中也涉及到统计口径的问题。

据国网能源研究院预测，在“十四五”期间，经过努力，我国每年新增风光规模达到1亿千瓦可能消纳问题不大，但只能给出这样一个抽象的概念，受边界条件影响，需要每年根据实际情况测算。

国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧表示，电力系统消纳能力与电源、电网、负荷水平和特性以及系统调度运营水平有关，核心取决于系统的可调节水平对波动性、随机性电源的支撑能力。