2023年中国光伏产业发展年度总结
（一）光伏新增装机规模再创历史新高 根据国家能源局官方数据显示，2023年全国光伏新增装机规模达到216.30GW，较2022年增幅达到147.5%，超过了2021年和2022年两年新增装机规模总和，再创历史新高。 在疫情影响消退后，叠加上游组件价格大幅下行利好，前期积压待建项目今年陆续开工、投产，光伏投资建设已经形成中国经济发展不可或缺的增长力量。 （二）光伏产业链上游价格大幅回落 随着光伏上游产业链各环节产能释放到逐步走向过剩，2023年，上游价格进入持续下降通道，组件中标价格年底较年初下降超过40%，跌破1元/W。 上游制造环节价格下降迅速释放了电站成本空间，提升了电站投资收益率水平，提振了广大下游电站投资商的热情。此外，由于成本的下降，很多原本受制于光照、场地等条件一般的区域和场景，也具备了电站开发所要求的收益率条件，市场空间进一步打开。 与此同时，快速波动的上游价格也对公司供应链快速响应能力提出了新要求，快速决策、快速下单、快速交付成为2023年电站投资领域采购的主旋律。 （三）光伏电站装机形式多样性 2023年中国国内集中式电站与分布式电站双足鼎立，户用市场重心逐步南移，应用场景持续多样化。 集中式电站与分布式电站继续保持双足鼎立的态势，2023年全国新增装机容量按电站类型分布如下：集中式电站新增装机约120.01GW，占比55%，分布式电站新增装机约96.28GW，占比45%。其中，工商业分布式光伏52.80GW、户用光伏43.48GW。 2023年的户用光伏市场也出现重大变化，受各地接入政策和消纳情况影响，区域占比发生转变、逐渐向南转移。同时，户用光伏应用场景也逐步呈现多样化、定制化的特点，从原先基本单一的阵列式场景逐步演变出南北坡、阳光棚、庭院等多种场景，满足不同用户的产品需求，进一步释放户用潜力。 （四）电力市场化交易比例逐年提高，电价交易能力成为电站资产管理核心能力 随着我国售电侧市场化程度的不断提高，市场化交易体系的进一步完善，我国市场化交易电 量占全社会用电量比重将持续增加。 近年来，我国电力参与市场化交易比例持续上升，2023年1-12月，全国电力市场交易电量 5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。 2023年以来，在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动。 2023年国内多地相继出台政策进一步提高地面电站参与市场化交易的电量比例，同时推动工商业分布式和储能项目逐步进入市场，伴随电力市场化交易大趋势，电价交易能力将成为电站资产管理与增值的核心能力。 （五）各地相继开展电网承载能力评估 电网承载能力限制将成为制约规模扩张的关键因素。为解决分布式光伏接网受限等问题，2023年以来国家能源局在全国范围选取6个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，并根据电网承载力情况作出“良好”、“一般”、“受限”的等级评估。 评估等级为红色的区域在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。各地评估结果电网承载力受限（红色区域）比例屡创新高，将推动台区储能和整区汇流模式发展，以突破电网承载限制、实现规模扩张。 （六）CCER正式重启，绿证新规扩大覆盖范围，电碳市场联动成为综合能源服务聚焦重点 2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，通知扩大了原有绿证核发范围，所有种类的可再生能源上网电量均可核发可交易绿证。 2023年10月生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法》，同时发布了4项温室气体自愿减排项目方法学，标志着暂停6年之久的自愿核证减排量CCER申报和交易即将重启。 在我国“3060碳达峰碳中和”宏观政策稳固向前的背景下，各部委相继出台有利政策支持可再生能源变现环境价值，下一步如何打通电量市场和环境权益市场、实现电碳市场的实质性联动和有效协同，将成为综合能源服务的聚焦重点。
来源：晶科电力科技2023年报，《全球光伏》编辑整理
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（一）光伏新增装机规模再创历史新高 根据国家能源局官方数据显示，2023年全国光伏新增装机规模达到216.30GW，较2022年增幅达到147.5%，超过了2021年和2022年两年新增装机规模总和，再创历史新高。 在疫情影响消退后，叠加上游组件价格大幅下行利好，前期积压待建项目今年陆续开工、投产，光伏投资建设已经形成中国经济发展不可或缺的增长力量。 （二）光伏产业链上游价格大幅回落 随着光伏上游产业链各环节产能释放到逐步走向过剩，2023年，上游价格进入持续下降通道，组件中标价格年底较年初下降超过40%，跌破1元/W。 上游制造环节价格下降迅速释放了电站成本空间，提升了电站投资收益率水平，提振了广大下游电站投资商的热情。此外，由于成本的下降，很多原本受制于光照、场地等条件一般的区域和场景，也具备了电站开发所要求的收益率条件，市场空间进一步打开。 与此同时，快速波动的上游价格也对公司供应链快速响应能力提出了新要求，快速决策、快速下单、快速交付成为2023年电站投资领域采购的主旋律。 （三）光伏电站装机形式多样性 2023年中国国内集中式电站与分布式电站双足鼎立，户用市场重心逐步南移，应用场景持续多样化。 集中式电站与分布式电站继续保持双足鼎立的态势，2023年全国新增装机容量按电站类型分布如下：集中式电站新增装机约120.01GW，占比55%，分布式电站新增装机约96.28GW，占比45%。其中，工商业分布式光伏52.80GW、户用光伏43.48GW。 2023年的户用光伏市场也出现重大变化，受各地接入政策和消纳情况影响，区域占比发生转变、逐渐向南转移。同时，户用光伏应用场景也逐步呈现多样化、定制化的特点，从原先基本单一的阵列式场景逐步演变出南北坡、阳光棚、庭院等多种场景，满足不同用户的产品需求，进一步释放户用潜力。 （四）电力市场化交易比例逐年提高，电价交易能力成为电站资产管理核心能力 随着我国售电侧市场化程度的不断提高，市场化交易体系的进一步完善，我国市场化交易电 量占全社会用电量比重将持续增加。 近年来，我国电力参与市场化交易比例持续上升，2023年1-12月，全国电力市场交易电量 5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。 2023年以来，在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动。 2023年国内多地相继出台政策进一步提高地面电站参与市场化交易的电量比例，同时推动工商业分布式和储能项目逐步进入市场，伴随电力市场化交易大趋势，电价交易能力将成为电站资产管理与增值的核心能力。 （五）各地相继开展电网承载能力评估 电网承载能力限制将成为制约规模扩张的关键因素。为解决分布式光伏接网受限等问题，2023年以来国家能源局在全国范围选取6个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，并根据电网承载力情况作出“良好”、“一般”、“受限”的等级评估。 评估等级为红色的区域在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。各地评估结果电网承载力受限（红色区域）比例屡创新高，将推动台区储能和整区汇流模式发展，以突破电网承载限制、实现规模扩张。 （六）CCER正式重启，绿证新规扩大覆盖范围，电碳市场联动成为综合能源服务聚焦重点 2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，通知扩大了原有绿证核发范围，所有种类的可再生能源上网电量均可核发可交易绿证。 2023年10月生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法》，同时发布了4项温室气体自愿减排项目方法学，标志着暂停6年之久的自愿核证减排量CCER申报和交易即将重启。 在我国“3060碳达峰碳中和”宏观政策稳固向前的背景下，各部委相继出台有利政策支持可再生能源变现环境价值，下一步如何打通电量市场和环境权益市场、实现电碳市场的实质性联动和有效协同，将成为综合能源服务的聚焦重点。
来源：晶科电力科技2023年报，《全球光伏》编辑整理
在我国“3060碳达峰碳中和”宏观政策稳固向前的背景下，各部委相继出台有利政策支持可再生能源变现环境价值，下一步如何打通电量市场和环境权益市场、实现电碳市场的实质性联动和有效协同，将成为综合能源服务的聚焦重点。
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