在分析2024年国内光伏装机的前景时，我们必须全面考虑多个关键因素。首先，土地资源的有限性和并网消纳能力的挑战，使得光伏装机的整体增量在2024年难以出现显著的增长。特别是考虑到风光大基地项目的第二批与第三批尚未有明确的实施时间表，这使得装机规模难以像2023年那样实现爆发性增长。

以土地资源问题为例，2023 年 3 月，国家自然资源部办公厅、国家能源局等联合发布《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，对光伏电站建设用地方面提出了一系列的规范措施。提出新建或扩建的光伏发电项目不得占用永久基本农田、基本草原、I 级保护林地和重点国有林区。随后国内多地光伏用地政策缩紧，各地亦发布相应通知文件。例如山西、吉林、江苏、湖北以及广西等省份均发布了适合各自地区条件的光伏用地政策，重点规划在荒漠、盐碱地、边境沿线、采煤沉陷区和露天煤矿排土场等地区布局光伏项目。

倡导基地化、集约化和规模化开发。此外，2023 年下半年以来，多地废除违规建设的光伏项目，很大程度上是由于土地合规等方面的原因，这也代表着未来光伏用地政策将会愈发严格，对无序化的光伏扩张构成一定约束。在土地资源愈发严格的政策管控下，集中式光伏装机增速亦难以有较大的增量。

至于并网消纳问题，一方面为部分地区电网承载能力不足，另一方面则为新能源电网建设尚无法配套跟进。电网承载能力不足尤其在分布式光伏装机中表现较为突出，2023 年下半年国家能源局也出台政策，要求试点地区开展分布式光伏接入电网承载力评估，并根据结果划分红色、黄色、绿色区域，此外从装机数据上亦可看出分布式光伏呈现“由北向南”的转移趋势，也侧面印证了并网消纳问题的严重性。

配套电网建设的矛盾更多表现在西北地区的集中式电站。2024 年 5 月 28 日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），提出进一步提升电网配置能力，加快推进新能源配套电网项目建设，科学确定各地新能源利用率目标。《通知》尤其提出部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于 90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。此可看作是进一步放开新能源消纳红线，增加新能源安装项目的批复，部分资源较好地区的装机量或有进一步增加。因此，在加速推进配套电网建设的政策驱动下，预计长期会对光伏装机构成一定的利好，但短期难言有明显改善。主要系按照特高压建设规划，多数在 2023 年才开始建设，使得 2024 年能够落地的项目偏少，短期内影响集中式装机落地的可行性。

此外，新能源入市带来的电价变化亦会影响光伏电站并网收益。2024 年 2 月 8 日，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（以下简称《办法》），并于 4 月 1 日起执行。《办法》中首先明确了保障收购范围，将可再生能源发电项目的上网电量划分为保障性收购电量和市场交易电量。此代表着后续新能源发电除了并网之外，也能够参与电力市场化交易，而由于新能源发电的边际成本更低，长期来看上网电价重心将会下行，此也会对光伏装机的收益性构成一定影响。此外，部分省份开始执行的分时电价政策也会对分布式装机上网构成影响。

综合以上因素，我们调整了对2024年国内新增光伏装机体量的预测，预计将达到约240GW的水平，增速将回落至11%。从时间节奏上看，三季度可能会进入传统的淡季，装机体量环比缩减；而四季度虽然受到年底抢装的光伏翘尾效应影响，装机体量会有所回升，但整体力度相较于去年将显得较为疲软。

综上所述，2024年国内光伏装机市场面临着多方面的挑战和限制，预计整体增长将保持相对稳定的态势，但难以出现大幅的增长。这要求光伏产业界和相关部门在资源分配、政策支持等方面做出更为精准和有效的调整，以推动光伏产业的持续健康发展。