1、源网荷储一体化再次突围 新型电力系统寻求突破

近日，河南省人民政府印发《加快推进源网荷储一体化实施方案》，大力推进源网荷储一体化进程，标志着新型电力系统建设从地方层面突破。源网荷储一体化作为新型电力系统建设的核心内容，不仅是能源转型进一步深化的关键标志，更预示着电力行业将迎来新的市场机遇。在新能源发电占比持续攀升的形势下，源网荷储一体化在保障电力系统稳定、灵活、高效运行方面的作用日益凸显，已成为推动能源转型的重要步骤。因此，深入探索源网荷储一体化的技术路线与政策措施，对于实现中国能源系统的低碳、高效、安全发展具有重大意义。

2、从分布式光伏及虚拟电厂等新业态成长看配电网转型

与碳达峰、碳中和目标相适配，以风、光为代表的新能源在电力系统中的占比持续攀升，规模不断扩大，成为构建新型电力系统的先锋力量。众所周知，任何新生事物融入传统业态，势必经历过渡阶段，需要磨合与适应，在物理约束严格、复杂程度高的电力系统中，这种现象更为突出。以风、光为代表的新能源其本质是不可调度的，会给系统带来更多的随机性、波动性，其物理特质会导致系统惯量降低和无功支持不足。这种适配度不足产生的问题首先出现在电网的主网，而随着分布式光伏的发展，其影响在配电网中也愈发突出。据预测，截至2024年底，中国分布式光伏装机占比将超过光伏总装机的43%，占所有电源总装机的接近10%。看似“小、散、多、杂”的分布式光伏，已经悄然间变得“举足轻重”。与主网遇到的挑战并不完全相同，分布式光伏给配电网带来了电压越界、反向过载、破坏继保逻辑、引起主网震荡等系列问题。分布式光伏的高速发展与配电网传统的治理方式，在当下这一历史时点，已经矛盾凸显。

分布式光伏高速发展

倒逼配电网变革

目前分布式光伏发展的突出矛盾主要体现在两个方面：其一是部分省份及地区宣称电网承载能力不足，划定所谓“红区”，以限制分布式电源新增并网。其二是电力市场化改革正在加快推进，分布式光伏过去享受的固定的上网电价将逐渐转向市场电价。无论是“量”还是“价”，分布式光伏都将失去所谓的“保障性”，行业发展情境正在发生转变。据不完全统计，2024年已超过450个县分布式光伏容量“告急”，与此同时，投资端多家能源央国企也减缓或调整了分布式光伏的开发计划。

新型电力系统建设的“万里长征”才刚起步。如果从更长的历史视角来观察目前行业的发展，“困境”反而蕴含“机遇”，分布式光伏也只是在经历“成长的烦恼”。基于推进“双碳”目标的大局，目前的问题应该予以重视，并应由各方共同努力，合力解决。这些问题的解决并非配电网单方面满足分布式光伏的接入要求，分布式光伏也要主动创新以适应新型电力系统的发展。二者应相得益彰，协同共进，才能破解发展遇到的“困境”。

随着分布式能源的发展，特别是其渗透率、穿透率的提升，配网“有源化”特征日益凸显，分布式电源、新型储能、虚拟电厂、智能微网等新业态不断发展，配电网日益成为构建新型电力系统的“主战场”。在我国传统的五级调度体系中，配电处于最末端，一般归属县调级别，由于其承担的工作任务和归属层级较低，配电网长期以来缺乏自主能动性和创新性。配网的关注重点主要在于设备运维和可靠性保障，其规划和运行并没有考虑到如此大规模的新能源和储能，现在的问题是“旧瓶装不了新酒”，确需“先立后破”，有所改变。

从工程角度思考，对配电网进行改造升级必不可少。扩充变压器和线路容量是最直接也是最常规的做法，但这同时也意味着巨大的投资和成本。相比之下，基于现有的配电网能力，提升管理水平，也许是更为先导、快捷且全社会成本最低的路径。管理方式改善效果最为突出的就是优化承载力的计算方法。基于负荷容量和220kV变电站不能返送等基本条件，反算出一条动态的区域新能源承载力曲线是我国目前主要的承载力计算方法。这种方法很直接，但也相对保守，只考虑了安全稳定，没能兼顾更多新能源的发展。更为积极的态度是以保障电网安全稳定为前提，调整计算方式来尽量多地接纳新能源。事实上，在国际上分布式能源渗透率、穿透率较高的国家和地区，都已遇到了类似的问题，“动态承载力”和“柔性接入”等方式值得我国参考借鉴。“动态承载力”是将传统承载力的“一条直线”变成“时变曲线”的分析方法。分布式光伏对配电网的影响主要有以下三个方面：其一是电压管理。日间光伏大发时，电压可能过高而越限，夜间光伏不发时，电压可能过低；其二是设备过热管理。逆向潮流可能超过变压器或线路能承载的容量；其三是对配网中的故障诊断和清除。基于此，应充分将电压越界、反送过热等因素作为共同约束，结合光伏时变出力，形成更为科学和真实的承载力“时变曲线”，根据一天内不同的时间量化新能源容量，释放新增并网空间。在“动态承载力”计算的基础上，如果分布式能源可以以更具电网友好的“柔性接入”替代被动的“刚性接入”，灵活地降低部分时间出力，主动控功率，电网便将承担更低的新能源尖峰，从而实现区域分布式能源的变相扩容。当管理水平“软实力”提升再也无法满足新能源增长时，再启动配电网设备改造，更具经济性。

除了接入端释放容量，配电网的设计规划也要进一步适应新变化。传统的“电从远方来”，决定了配电网多呈现“树状拓扑”结构，但随着新形势不断演化，配电网的角色正经历从接收与分配电能的基础功能，向深度集成源、网、荷、储等多元要素并实现与输电网高效互动耦合的智能型电力载体的转变。各类型分布式能源资产增多，使得配电网与主网连接的单一馈线“压力”愈发增大。由“树状馈线”向网格化的转变，正成为新型配电网规划的可能发展方向。单纯的网格化规划，有利于分布式新能源的本地消纳，并可有效减轻树状结构单一馈线的过负荷压力，但会增大投资。需要在此基础上充分考虑负荷、各类型分布式能源的变化，通过线路及台区间的转供、串供、站内联络等负荷转供手段，响应区域层线路运行方式调整，实现不同电源点不同线路之间的灵活调整和功率互济，在减少投资的情况下增强配电网网络的灵活性和自平衡恢复能力。其间，能量路由器等交直流混联变换设备，在关键网格节点将有望发挥重要作用。

立足于分布式能源发展的视角，配电网的分层分区治理也至关重要。对于点状的分布式能源，配电网应从台区、馈线、节点等不同角度，从上往下，层层分解技术边界，进行有效的功率和电压管控，实现每个点的本地优先。在调度运行时，再聚合回节点、馈线、台区，做到各个层级的互济和消纳。因配电网的时变和不可控因素较多，传统的全参数全变量的建模方法可能并不完全适用，数据驱动和人工智能等先进技术将有可能应用于复杂的配电网运行管控之中。

整合用户侧灵活性资源

重塑配网新形态

除了配电网外，各类型分布式能源资产自身发挥的作用也不容忽视。其中虚拟电厂因其数字化、轻资产、广域聚合等特性，更为适合于分布式光伏的发展。事实上，分布式光伏发电主体正在逐步转变为以虚拟电厂为代表的新型主体。以河北等省份为代表，推动分布式能源入市的相关政策陆续出台，其中方式包括直接交易、价格接受者和以虚拟电厂等为主体的聚合交易。作为灵活性资源的有效组织方式，虚拟电厂在服务大电网上正在发挥作用。但是，相比于远方的风、光发电，虚拟电厂更应为分布式光伏提供技术支撑和服务。虚拟电厂技术可以有效地将分布式光伏与工商业储能、可调负荷等资源进行集中代理，联合优化运营，以交易技术和并网技术实现分布式光伏的提质增效。针对电力市场风险和电网友好互动要求，虚拟电厂聚合的分布式光伏更具有优化空间和抗风险能力。具体而言，光伏不可调度，但储能可以充、放，负荷灵活性也可以挖掘，用储能和负荷来协同分布式光伏，则可实现一体化的可调可控。光、储等分布式能源资产一体化业务将以虚拟电厂主体的身份参与电力市场，更灵活地以买方或卖方身份参与电力交易，并适时参与到“隔墙售电”等创新性交易形式中，扩大分布式光伏发展空间。

对于配电网的电压越限或者电流返送问题，配电侧管理目前通常采用台区或馈线拉闸限电等予以解决。配电管理至今尚无充分信任分布式电源的自主性。事实上，只有“源”与“网”互动，才能创造更有利于促进分布式能源发展的生态。以虚拟电厂或分布式能源管理系统等数字化方式整合的分布式资源，已具有自我监测、调度、控制能力。配电网可以将目标明确给到信任的聚合主体，并借由他们实现相应的高效治理。以数字化聚合的用户侧分布式能源，可将自平衡作为重要目标。在相同的配电台区下，这样的有效平衡将减少对配电网容量的占用，减少馈线压力，增强韧性。聚合的分布式能源资产，从无序变为有序，将无计划更新为有计划，对配电网友好性大幅增加。有效整合起来的分散资源，将极大减少配电网的治理难度。事实上，配电网不需要“一管到底”，以平台思维搭建生态反而更为高效。

但在实际发展过程中，虚拟电厂等类似主体与配电网的互动，存在很多现实障碍，缺乏明确的政策支持和可遵循的示范案例。具体而言，物理上，电网治理上分层分区和虚拟电厂打破地理维度的“聚沙成塔”，在电压、潮流等约束下并不容易解耦；市场上，至今也没有很好的电力市场交易品种或电价机制来支持虚拟电厂等主体参与和配电网相关的互动。

在分布式光伏的发展上，配电网是其依托，虚拟电厂是其组织形式。二者缺一不可，需要相向而行、正向耦合。政策层面，如何界定新型主体的责任，如何设计合理的价格机制，如何保障整个电力系统的安全稳定运行等问题亟待进一步思考和理顺。分布式光伏看似“小、散、多、杂”,实则可以“星火燎原”“聚沙成塔”、大有作为。各类型分布式能源资产构建了国家能源供应安全的“新基石”，更成为能源技术创新实践的“广阔场景”。可以确信，配电网和虚拟电厂的有效协同共进，必将有助于分布式光伏更为健康、有序、快速的发展。

3、十四五期间哪个省下发的风光指标最多

十四五以来，新能源项目投资已被各省份视为关键的投资领域，其中，风光指标的分配与下发在新能源建设中扮演着至关重要的角色。

2021年至2024年间，全国共有25个省市发布了超过1000GW的风光开发项目指标，涉及项目数量超过8000个，成为支撑我国能源转型的主力军。

年度指标情况

从年度视角审视，各年下发的风光项目指标均保持在200GW以上的规模，显示出新能源投资在“十四五”期间的强劲势头。

具体来看2021年、2022年各年指标规模分别约为227GW、232GW，2023年达到历年之最，各省合计下发指标规模超过350GW，但2024年规模有所回落，合计规模约为260GW左右。

项目类型情况

从项目类型来看，主要是光伏、风电、一体化项目，4年合计指标规模依次约为330GW、510GW、230GW。

细分类型来看，光伏项目主要为集中式光伏项目，以及部分省份下发的分布式光伏项目以及海上光伏项目，比如河南2022年、2023年各下发了一批0.6万kW以上分布式光伏发电项目，山西省2022年、2023年也各下发一批分布式可再生能源项目；海上光伏方面主要是山东2022年下发的第一批竞争配置的桩基固定式海上光伏项目。

风电情况与光伏类似主要以陆上集中式风电项目为主，也包括内蒙古、山西、陕西等地下发的分散式风电项目，但不包括海上风电项目。

一体化项目类型较多包括源网荷储一体化、新能源基地、绿色供电、风光制氢一体化项目等，比如内蒙古2022年下发的风光制氢一体化示范项目、火电灵活性改造项目，山西省2023年、2024年下发的煤电和新能源一体化都被归纳进一体化项目之中。

需要指出的是，国家下发的1-3批风光大基地项目并未列入指标中，但部分省份有个别项目将其列入指标中，在此并未做出区分。

指标占比情况

从年度指标结构来看，光伏指标在年度指标中一直占据大头，比例保持在40%以上，年均新增规模超过100GW。2021年、2022年规模分别约为128GW、127GW，2023年为历年最高达超过140GW，但2024年规模有所下降，约为118GW。

风电指标占比在逐年上升，2021年、2022年风电尚不足光伏指标的一半，但2023年和2024年，风电指标与光伏指标逐步相当，2023年风电光伏指标都超过了140GW，2024年风电光伏指标都在100GW上下，显示出地方政府的指标逐步向风电倾斜。

风光储一体化、水光一体化、源网荷储一体化等项目在年度指标中也占据了一定规模，2021年、2022年、2024年规模都在50GW上下，2023年下发的规模最高一度超过70GW。

并且，一体化项目在各省指标中呈现上升趋势。以河南为例，2024年下发指标全部为源网荷储一体化项目；内蒙古在2024年下发的风光项目指标也以源网荷储一体化、工业园区绿色供电等一体化项目为主。

年度指标下发形式

从指标类型来看，主要有保障性并网项目、市场化并网项目，以及各地市组织的竞争优选项目。各地指标类型不同，比如河北等地在下发中会明确保障性并网、市场化并网项目，也有部分省市直接以年度指标形式下发，对各类型并网形式并不明晰，且近年来逐渐呈现以市场化并网项目为主。

从项目下发形式来看，各省市组织的指标分配规则各不相同，大部分省份以年度风电、光伏开发建设项目清单形式下发，部分省份如甘肃、内蒙古、云南等地主要由各地市、旗县以竞争性配置、优选等形式下发。

指标地域分布情况

综合4年指标规模来看，并未呈现明显的地域性特征、西北的新疆、青海；西南的云南、贵州；东部沿海的山东，累计下发的规模都都较为突出。

具体来看，新疆、广西、河北三省在四年间累计下发的风光项目指标规模超过100GW，位居全国前列。

其次是贵州、内蒙古、山西、山东、云南、青海等省份，累计规模在50-100GW区间。

再者是甘肃、湖北、陕西、福建、江苏、安徽、宁夏等省份累计规模在20-50GW区间。

此外，河南、江西、吉林、湖南、广东、天津、四川等省份累计规模也在10GW以上。

需要特别指出的是江西，2022年度、2023年度江西多次调整优化调整新能源规划项目库，目前规模已经下降至40GW左右，项目库并未列入指标清单。

各省指标类型情况

从各省下发的指标类型，并非所有省份光伏项目都占据大头，各省因能源结构不同分别呈现不同的特点。

具体来看、广西、贵州、河北、四川等地下发的风电项目在总规模中占比较高，山西、山东、云南、湖北、江西等地光伏指标较高，新疆、内蒙、青海西北等地区一体化项目在其中占据主导。

同时具体到各年度又有所差别，比如山西在年度指标中，2021年、2022年光伏规模远远超过风电，2023年两者年度规模相当，到了2024年山西风电、光伏发电开发建设竞争性配置项目中风电规模已经远远超过光伏。

4、山东电网风电光伏装机容量突破1亿kW

随着滨州滨港华能69.54万kW集中式光伏项目建成投产，山东电网风电与光伏装机容量历史性突破1亿kW大关，达到1.002亿kW，成为全国首个风光装机过亿的省级电网。

“十四五”以来，山东新能源持续保持快速增长态势，全省风光装机年均增长超25%。风光装机超过1亿千瓦，意味着一年可以发出1900亿度“绿电”，相当于节约标煤5400万吨、减少二氧化碳排放超1.4亿吨，山东电力供应绿色化进入新阶段，“煤电大省”向“绿”而行迈出又一里程碑式的关键一步。

国网山东电力坚持电力先行，创新打造“清风暖阳”新能源并网服务管理体系，服务新能源项目优质高效并网。今年以来，全省光伏、风电装机分别新增1660.51万kW、77.73万kW，新增规模占全省电源装机新增规模的76.65%。截至目前，全省光伏、风电装机分别达7352.53万kW、2668.78万kW，较去年底增长29.16%、3.00%，其中光伏装机规模连续7年位居首位。

今后，国网山东电力将夯实筑牢电网资源配置物质基础，深化“清风暖阳”新能源并网服务，扎实推动科技创新与产业创新深度融合，为山东高质量发展厚植绿色底色。

5、2025年全球光伏新增装机达596GW 新兴市场表现亮眼

能源转型的大背景下，光伏产业乘风而起，光伏装机规模持续增长，预测2025年光伏新增装机达596GW，同比+6%，增速大幅放缓，中欧美三大主流增量市场占比下降，东南亚、拉美、中东等新兴市场表现亮眼，为光伏装机增长注入新动力。

2025年新增装机达596GW

光伏装机从2019年的113GW快速增长至2023年的462GW，年均复合增长率达42.3%，在经历了前5年的高增速后，预计2025年起，光伏新增装机增速将大幅回落，进入到调整阶段，2025年光伏新增装机达596 GW，同比+6.0%。

从占比上看，亚太市场占比小幅回落至61.1%，美洲市场增长至15.6%，欧洲和中东非市场占比变化不大。

从四大区域市场2025年光伏新增装机数据来看，美洲增速小幅领先，增量仍以亚太为首。2025年美洲在美国、巴西两大市场带动下，增速保持领先状态；中东非新兴增量国家仍有待开发，增速大幅放缓；亚太增量领跑全球光伏市场，然高基数下，装机增速放缓；欧洲在退煤和可再生能源总目标下，增量稳步增长。

中欧美2025年新增装机占比71.6%

随着能源转型的加速，各国愈发重视可再生能源发展，中国、欧洲、美国依旧是全球光伏的主流增量市场，2025年光伏新增装机占的71.6%，然在高基数效应下，增速逐步放缓，装机占比呈现下滑态势，而非中欧美地区在电力刚性需求、能源转型需求迫切、能源战略目标等的驱动下，光伏需求增长迅速，装机占比呈现上涨趋势。

以下将重点分析中美两大市场的发展趋势。

中国市场方面，集中式光伏依旧是需求大宗，增量市场转向工商业光伏。预测2025年中国光伏新增装机达265GW，同比增长约1%，整体增速大幅放缓。

从细分类别上看，户用光伏受限于电网容量不足和经济性下滑，预计2025年依然呈现疲软态势；工商业光伏在能耗双控专项碳排放双控以及工业电价上涨的背景下，有望继续保持增长的态势；集中式光伏未来2年装机需求将围绕风光大基地项目开展，长期仍需等待特高压输送线路建设完成，才能有效解决消纳瓶颈的问题。

美国市场方面，特朗普2.0导致美国光伏装机阶段性摇摆，长期仍不改高增长趋势。预测2025年美国光伏新增装机有望达60GW，同比增长20%，整体增速小幅放缓。

受用电量与电网设施供需错配影响，未来美国或面临较大的用电缺口，而光伏市场方面，虽贸易壁垒和供应链问题持续限制着装机需求的释放，在12.5GW的电池配额下，美国仍有机会进口东南亚四国生产的电池，以满足当地终端需求，叠加美国IRA补贴扶持，本土产能将加速释放。

四大区域市场新增装机增速放缓

亚太市场方面，预测2025年亚太光伏新增装机有望达364.3GW，同比+4.0%，中国、印度占据主导地位，东南亚地区在能源转型及工业用电需求增长下，光伏装机需求呈高增态势。

亚太市场分布式光伏补贴逐步退坡，装机需求由补贴驱动逐步转向市场化驱动，集中式光伏依靠光伏招标项目推动，目前的增长瓶颈在于电网消纳问题。

美洲市场方面，预测2025年美洲光伏新增装机有望达92.8GW，同比增长15.4%，装机增量仍以美国为主，巴西增速放缓占比有所下滑。

美洲主流国家分布式光伏仍依赖补贴推动装机需求，叠加部分国家电价处于高位，有望刺激自发自用型光伏装机需求，集中式光伏主要依靠PPA项目来推动，目前，电网消纳以及拉美地区的财政压力将是未来美洲地区发展的主要障碍。

欧洲市场方面，预测2025年欧洲光伏新增装机有望达101.5GW，同比增长6.2%，德国、西班牙、荷兰占比位列前三。

欧洲市场分布式光伏主要依赖补贴政策来推动，然补贴政策依然面临逐步减少的态势，集中式光伏依赖政府招投标和PPA项目推动。虽然，欧洲面临电力需求低迷、负电价频发等问题，但在其长期可再生能源目标和退煤目标的总目标下，光伏装机需求依然呈现强劲增长的态势。

中东非市场方面，预测2025年中东非市场光伏新增装机达37.5GW，同比增长约3.3%，装机需求主要由沙特、阿联酋和南非贡献，埃及、阿曼等新兴增量市场有待开发。

当前，中东非市场光伏装机需求主要依靠政府或政府授权的机构招标拉动，近年来，随着光伏组件价格持续下跌，私人PPA项目凭借较高的市场化电价，也逐渐在市场活跃。

总的来看，2025年光伏新增装机增速大幅放缓，中欧美三大传统市场因其体量较大，增速逐步放缓，非中欧美市场有望在低基数下实现高速增长，新兴市场加速崛起，光伏装机需求高增。

光伏装机增速放缓的主要原因是电网容量不足和风光消纳问题日益凸显；部分地区经济下行、财政支出受限，补贴政策的执行力度不足；部分主流国家户用光伏面临增长瓶颈，未来，工商业和集中式光伏有望成为市场的主导力量。