幅蓝色画卷的总装机量已达到惊人的 11.1 亿千瓦，较 去年同期增长 50.8%。 中国的光伏图景正在以惊人的速度延展。2024 年，中国光伏新增装机量占全球新增光伏装机量的 61.24%，连续十一年蝉联全球首位，光伏发电量贡献 了全球光伏发电量的 39.38%。当 2025 年第一季度， 中国风电和光伏发电累计装机量达到 14.82 亿千瓦，历 史性超越火电装机量（14.51 亿千瓦）的时刻，中国能 源 化、机制改善、技术创新，促进产业实现绿色能源转型 和可持续发展的深度结合，为建设美丽中国、守护地球 家园，做出更大的贡献。 光之所及，未来已来。 2025 中国光伏建设进展报告 十亿千瓦 向光而行 02 编写单位 公众环境研究中心 公众环境研究中心（IPE）是一家在北京注册的公益环境 研究机构。自 2006 年 6 月成立以来，IPE 致力于收集、 整理和分析政府和企业公开的环境信息，搭建环境信息 肖媛媛、张慧文、鲁丽、金心妮、韦伟、张楠、李思楠、 设计与可视化：石欢、郭华鑫 报告联系人 ipe@ipe.org.cn lvse_jiangnan@126.com 03 04 2025 中国光伏建设进展报告 十亿千瓦 向光而行 摘要 2025 年，正值《巴黎协定》签署十周 年与中国“双碳”目标提出五周年。面对日 益严峻的全球气候危机和复杂多变的国际形 势，中国坚定履行气候承诺，大力推进能源 转型，在光伏建设领域取得了举世瞩目的成

算不同领域可调节负荷资源潜力。研究发现，苏州工业园区可调节资源潜力较高，拥有约 | 02 | 长三角虚拟电厂发展现状分析报告 22.5 万千瓦可调节负荷资源，以及 13.6 万千瓦分布式光伏和 1.06 万千瓦基站储能资源， 对比 2022 年苏州工业园区最高用电负荷 314.8 万千瓦，园区虚拟电厂可建设资源约占最 高用电负荷的 11.8%。 为充分发挥虚拟电厂在支持长三角地区电力系统方面的作用，报告建议在政策制定、 63.48%，火电比重较高，长三角净外调电量为 3231.3 亿千瓦时，约占区域内总消费电 | 06 | 长三角虚拟电厂发展现状分析报告 量的 18.2%，安徽省是区域内唯一对外净输出电量的省。根据调研数据显示，2021 年， 上海市、江苏省、浙江省的最大峰谷差分别为 1398.67 万千瓦、2900 万千瓦、3436 万千瓦， 巨大的峰谷差增加了电网平衡的难度，更凸显了电力系统灵活性调节资源短缺的问题，同 2016 年的 832.3 亿千瓦时增至 2022 年的 963.44 亿千瓦时，同期全社会用电量则从 1486.02 亿千瓦时增至 1745.55 亿千瓦时，2022 年上海用电量仍存在 782.11 亿千瓦时的 电量缺口，外来电占比 44.81% [2]。 从负荷来看，上海市最大负荷增加的幅度小于本地发电装机的增幅，最高用电负荷从 2016 年的 3138.4 万千瓦增加到 2022 年的 3500

引领作用，加大科技攻关力度，健全电力市场机制，充分发挥新型储 能多元价值。与此同时，持续推动试点应用、健全标准体系、完善管 理机制，引导新型储能健康有序发展。截至 2024 年底，全国已建成投 运新型储能 7376 万千瓦 /1.68 亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例 超过 40%。新型储能技术路线“百花齐放”，涵盖全球工程应用的主 要技术路线，调度运用水平稳步提高，有力支撑新型电力系统建设。 展望 2025 年，国家能源局将加强规划前瞻引领，科学谋划新型 年底，全球已投运新型储能项目累计装机 规模约 1.8 亿千瓦，较 2023 年底增长约 98% A，新增装机规模约 0.9 亿千瓦。其中，美国新增装机约 1100 万千瓦，英国新增装机约 60 万千瓦，澳大利亚新增装机约 90 万千瓦 B。2024 年全球储能电池出 AB 引自中关村储能产业技术联盟全球储能数据库 004 2025 中国新型储能发展报告 货量达 3.7 亿千瓦时，同比增长约 65% A。全球储能系统出货量为 2.4 亿千瓦时，同比增长超 60% B。 （三）新型储能技术不断拓展应用 2024 年，各国持续开展新型储能技术创新探索。电化学储能领 域，澳大利亚推动新型锂离子电池硅负极材料应用；美国和日本布局 以铁 - 空气和锌 - 空气为代表的金属空气电池技术研究，正在推动技 术示范。长时储能领域，美国、德国、日本等多国正在推进绝热压缩 空气储能技术研究，英国建设了 350 千瓦 /2500

...................................... 32 需求侧资源潜力评估与开发利用路径 | 1 | 摘要 江苏 2025 年夏季最高用电负荷已突破 1.55 亿千瓦，风光发电装机占比超过 45%， 高负荷与高比例新能源并存的局面给江苏新型电力系统建设带来电力保供和新能源消纳的 双重难题。因此，充分挖掘和发挥需求侧资源的调节能力、提升系统灵活性，成为江苏建 应能 力达到最大用电负荷的 5% 或以上，具备条件的达到 10% 左右。 江苏积极开发需求侧可调节资源，支持新型电力系统建设。2025 年江苏最高用电负 荷已达 1.55 亿千瓦，风光发电装机已达 1.1 亿千瓦 [1]。由于新能源发电具有间歇性和波动 性，其实际出力难以稳定满足高峰负荷需求，导致电力保供压力增大；同时，新能源发 电的快速增长对电网调度和消纳能力提出更高要求，江苏新型电力系统建设面临着电力 全社会用电量规模持续攀升。2024 年，江苏全省 GDP 总量达到 13.7 万亿元、增速 为 5.8%，带动全社会用电量首次突破 8000 亿千瓦时、达到 8487 亿千瓦时，同比增长 8.4%[2]。其中，第二产业用电量达到 5752 亿千瓦时、同比增长 5.9%，第三产业用电量 为 1464 亿千瓦时、同比增长 11.3%。 全网用电负荷屡创新高。2024 年，受全省企业生产持续向好、居民生活水平持续改 善、电

日，西北地区新能源装机容量达到 2.1 亿千瓦，占比超 过 50%。然而，受本地消纳能力有限、外送通道建设滞后、风电、光伏等电源装机容量 年平均增速整体大于用电量增速等因素影响，西北地区面临严峻的消纳压力。 地处西北地区的陕西省是煤炭大省，具有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源， 新能源装机占比也在不断上升，2023 年陕西新能源装机规模突破 3000 万千瓦大关， 占陕西电网总装机容量超过 到 2023 年，陕西省火电装机 5676 万千瓦，可再生能源装机量超过 4000 万千瓦，可再生能源电力装机占全省电力 装机的 40% 以上。其中可再生能源装机量中水电 353 万千瓦、风电 1285 万千瓦、光伏 发电装机规模 2292 万千瓦，具体情况见图 1.1。2021 年、2022 年可再生能源项目总建 设规模约 2690 万千瓦，超过“十二五”“十三五”建设规模总和。 5 年底陕西省累计建成可再生能源（风电、光伏、生物质）发电装机 1485 万千瓦，位居全国第 13 位，占全省电力总装机的 30.6%。1到 2023 年，陕西省火 电装机 5676 万千瓦，可再生能源装机量超过 4000 万千瓦，可再生能源电力装机 占全省电力装机的 40%以上。其中可再生能源装机量中水电 353 万千瓦、风电 1285 万千瓦、光伏发电装机规模 2292 万千瓦，具体情况见图 1。2021 年、2022

西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超 160 亿千瓦 [1]，其中风电占全 国三分之一，太阳能达到全国近六成 [2]。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中， 四个在西北地区。近几年，西北地区还通过大规模开发“沙戈荒”基地项目推动新能源 资源的开发利用。截至2024年底，西北电网新能源装机达3.05亿千瓦（其中风电装机1.27 亿千瓦，光伏装机 1.78 亿千瓦），占全国新能源总装机容量的 21.63%，占西北发电总装 63%，占西北发电总装 机的 56%，部分省份（如青海、甘肃）新能源装机占本省装机容量已超 60%[3]。 除陕西外，西北地区工业基础相对薄弱。2024 年西北五省（区）全社会用电量达到 1.1 万亿千瓦时 [4]，仅占全国的 11%，且负荷集中在西安、兰州等少数城市，大部分区域为“低 负荷、高新能源”的“电源基地”。上述特性导致西北地区新能源大发时（如光伏午间、 风电夜间），本地无法充分消纳， 西北地区区域电力 互济发展现状 2.1 西北地区电力发展现状 新能源已经为西北电网第一大电源。2024 年，西北五省（区）电力总装机达到 55893 万千瓦，其中风光等新能源装机达到 30777 万千瓦，占比达到 56%；火电装机为 20337 万千瓦，占比约 36%[5]。 分省来看，2024 年青海省新能源装机占本省电力装机比重达到 70%，甘肃省新能源 占本省装机达到 64%，新疆和宁夏两区新能源占比超过

2023年，全社会用电量9.22万亿千瓦时， 同比增速6.7%，支撑了GDP的5.2%增 速。 l “十四五”前三年，我国全社会用电 量年均增速7% l 电力弹性系数连续3年超过1，2016年 以来维持0.7以上的高位 2001年以来全社会电力消费变化情况 Ø 近年来我国能源电力消费变化情况 4 l 2023年全社会用电量增长5800亿千瓦时 （2023年风电+光伏合计新增2800亿千瓦时） l “十四五”前三年，全社会用电量年均 “十四五”前三年，全社会用电量年均 增量约5700亿千瓦时，远超“十三五” 的年均4000亿千瓦时增量 l 2024年1—5月，我国全社会用电量同比 增长8.6%，继续维持高增长态势 近十年全社会用电量增长情况（亿千瓦时） Ø 近年来我国能源电力消费变化情况 5 l 一产用电量：在全社会用电量中占比 保持在1—2%。 l 二产用电量：“十三五”以来在全社 会用电量中的占比下降了5.2个百分 机比重首次突破50%，达到53.9%， 较上一年提升4.3个百分点。 l 可再生能源发电：2023年可再生能源 发电装机连续突破13亿千瓦、14亿千 瓦，历史性超过火电装机规模。 l 新能源发电：2023年底风光合计装机 10.5亿千瓦，2024年5月底达到11.5亿 千瓦，占总装机比重37.9%。 2015年以来我国电源新增装机变化情况 Ø 近年来我国电力装机结构变化情况 Ø 新型能源体系是实现碳达峰碳中和的基础性工程

共识。 低碳技术快速发展，新能源 A 相较于传统能源的优势愈发明显。根据国际可再生能源署 研究显示，2023 年新增的可再生能源项目中，81% 的项目成本都低于其化石燃料，光伏发 电下降至约每千瓦时 4 美分，比化石燃料发电低 56%。自 2000 年以来，在全球部署的可再 生能源已为电力部门节省约 4090 亿美元的燃料成本。新能源技术不仅在成本上已具有显著优 A 本文中的新能源主要 竞争力。 2010～2024 年，全球风电装机从 1.8 亿千瓦增长到 11 亿千瓦，年均增速达到 14%，太阳能发 电装机从 0.4 亿千瓦增长到 18 亿千瓦，年均增速达到 32%，风光新能源装机总量从 2.2 亿千 瓦增长到 29 亿千瓦，年均增速达到 21%。2024 年，全球风光新能源发电量为 4.626 万亿千瓦 时，在全球发电结构中的占比相比 2023 年增加了 1.5 个百分点，达到 力短缺严重制约着各国可持续发展。 1.2 加快能源转型的国际互鉴互学 未来十年是加快全球能源清洁转型的重要时期。一是实现新能源增长“三倍”量的倍增。 2024 年，全球风电和太阳能发电装机总量达到 29 亿千瓦，占全球电源总装机的 31%，实现了 “量变”，为可再生能源倍增奠定基础。2024—2030 年期间，清洁能源需要加速发展，保持年 均约 15% 的增长率，才能实现 2030 年三倍目标。二是实现新能源发展“质”的突破。未来十

奠基开局阶段（2002-2012） 开拓创新阶段（2013-2021） 快速发展阶段（2021至今） ·2002年，国发“5号文”； ·2006年， “一对多”台山直购电 试点。 ·2012年，交易电量约2.0亿千瓦 时，发电企业1家，电力用户6家。 ·“一对多”直购电合约。 ·无售电公司，无零售市场。 ·新增多月集中竞争、分时集中 竞争； ·代理购电交易。 ·2013年，直接交易扩大试点； ·2014年，价差中长期交易； ·新增双边协商、集中竞争、挂牌、 发电侧合同转让、可再生绿电 交易、市场化需求响应、现货市 场“日前+实时”。 ·售电侧改革，引入售电公司，形 成“多买多卖”格局。2021年零 售交易电量 2936 亿千瓦时，占 市场电量比例 99.8%； ·售电公司背景多元，包括发电 背景、电网背景、独立售电公 司，竞争充分。 ·建立绿电零售市场； ·批发-零售市场价格联动，2024 年，零售换手率达48.8%； 企业输电服务合同书》，交易电量 1.9 亿千瓦时，协定直购电价 0.424 元 / 千瓦时，由此广东电力市场正式开启。 直购电试点初见成效。至 2012 年底，台山直购电累计电量 11 亿千 瓦时，年均电量约 1.8 亿千瓦时，直购电价相比发电企业批复上网电价 降低 0.025 元 / 千瓦时。叠加试点输配电价调整至 0.177 元 / 千瓦时，用 户实际到户电价为 0.656 元 / 千瓦时，比江门地区大工业用电到户电价

倍以上，但由于用户侧风险防范补偿机制的存在，最终结算价格仍会 维持在中长期合约均价的一定范围内。省间方面，国网省间电力现货市场申报价格上限由2022年的10元/千瓦时 调整至3元/千瓦时，送电方节点日均结算价格上限设置为1�5元/千瓦时3，以降低极端情况下电力受端省份的用户 分摊压力。同时，由于2023年全国供需总体平衡，尤其迎峰度夏期间降水形势好转、水电发电同比增加，国网省间 现货均价较2022年显著下降43 量约束和金融套利约 束。2023年8月1日，山西风行虚拟电厂正式入市，其聚合了建材、铸造、钢铁、商业楼宇、分布 式光伏、储能、充电桩等资源，当日累计申报负荷1.5万千瓦、7个小时，预计通过负荷调节共减少 用电量18,000千瓦时、可获利7,500元，该红利会传导到其代理的零售用户8。 2� 山东核电参与现货市场：自2023年11月起，山东海阳核电1、2号机组，装机容量共计250万千 瓦 扩大和多元市场主体是发展趋势，批零价格 有效传导是发展方向 工商业用户参与电力市场交易电量在2023年继续增长，电网企业代理购电电量依旧占据三成比例。据国家能源局 统计，2023年全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%17。结合北极星售电网的数据，2023年电网 企业工商业用户代理购电电量在市场交易电量中占比约为30.6%，较2022年降低了1.0个百分点18。尽管国家发展 改革委要求“有