电力设备及新能源行业：中德电网发展对比与国内新型电力系统建设参考分析

内容目录欧能转阶进与战 4色型力源立风新亦消纳战 4网建约光资能转亟电网级 7德能转先实和点 9源求继力可负相丰富 9色电比半可电平波动 9光机洲先政保持长 9活源色键储产快展 11境联衡网济配网保底层撑 11网离配开电市改有效 13基格稳成，场程较高 13改打垂垄，大场成力 14化网度制应配网源化 16应力型需构电发新向 17大网联模提互和节力 17行荷求响管，效低国电保压力 18加活节源量种，高力系运灵性 19全布发并管及术准系，障网安稳运行 19善力货场设推新源面参市场 21升能功预与化度术用水平 21国份例究山与东 22案选分析 22山省 22电结构 22发结构 23用情况 24输电况 25电市化况 26发方向 27广省 28电结构 28发结构 29用情况 30输电况 31电市化况 32发方向 33风险示 34图表目录图表1：2014-2023欧能进量（27个家） 4图表2：2010-2023欧洲LNG进量（billioncubicperday） 4图表3：欧居平电（€/kWh） 5图表4：2024欧洲LNG口比 5图表5：欧能绿转政发历程 5图表6：2024欧各源电占电量例 6图表7：欧海新装（GW） 6图表8：2020-2025年6欧风发（TWh） 6图表9：2023欧成国电情况 7图表10：2023年7月2日洲价况 7图表11：2023-2026年间洲网长度划（km） 8图表12：洲网意图 8图表13：2016-2024年国电（时） 9图表14：国2023能总费比况 9图表15：2024年国类源电占比 10图表16：2024年国新源可生源发量例 10图表17：2024年国类伏机况 11图表18：国网周邻电互况（至2024年212图表19：国2020-2024年出电量 12图表20：国大度国电域图 13图表21：国力统管门构 14图表22：国场改发历程 14图表23：国力场类述 15图表24：国用场种类求 15图表25：国调管机对比 16图表26：国网联况 17图表27：2025年国高骨网示图 17图表28：2008-2024年国社用及同比 18图表29：国高电荷同比 18图表30：求管政策 18图表31：国要规源调性能 19图表32：国中分式伏网对比 20图表33：2024年东网要络道意图 23图表34：2025年1-8山省电及成（位亿瓦） 23图表35：2014-2024年东发量成（千时） 24图表36：2024年东全会量成 25图表37：2025年东网负荷8创新高 25图表38：2024年东各源电总电量例 26图表39：东电现市分概述 26图表40：东电供与送图 28图表41：东电分情况 28图表42：2024年东装情况 29图表43：2025年半广省机况 29图表44：东海风规分图 29图表45：东独储及水能的地分布 30图表46：2024年东各业电情及同增长 31图表47：2025年半广省电用地市布况单：） 31图表48：2025年半广省电类中长交电量 32图表49：2025上年电现价水平 32欧洲能源转型阶段进展与挑战欧洲整体的能源自给率较低，在原材料方面较大程度依赖进口，其中德国是较早开始能源转型的国家，计划比欧盟提前5年实现碳中和，其电网的主要特征可以总结为：（1）新能源发电占比世界领先，灵活性调节电源占比较高；（2）与周边九个国家进行互联互通，具备强大的电网互联性；（3）经历了电力市场改革后，建立了中长期现货市场和备用市场灵活保障电力系统的平衡。绿色转型助力能源独立，风光新高亦有消纳挑战欧洲能源分布不均，电网存在大量电力交换。总体来看，欧洲各国领域资源分布不均，各国能源结构差异较大，如北海东西海岸及爱尔兰地区以风力资源为主；北欧地区以水55.52%，20227pct62.5%1550202314.8%2022LNG2022224（6的G1%。IA024G1%18%图表1：2014-2023年欧盟能源进口量占比（27个国家） 图表2：2010-2023年欧洲LNG进口量（billioncubicfeetperday）64626058565452502014201520162017201820192020202120222023盟统计 I20222022202546%EIA统20242021。202320222024图表3：欧盟居民平均电价（€/kWh） 图表4：2024年欧洲LNG进口占比0.5

欧盟平均（27国） 丹麦德国 爱尔兰瑞典

美国俄罗斯阿尔及利亚卡塔尔挪威尼日利亚其他445104611160.30.20.10.盟统计 EEF2006205020192050205020301990图表5：欧盟能源绿色转型政策发展历程洲共同体委员会、PMC、欧盟委员Ember202447%，创历史中力太能电占电量的力电次以例超天炭电为盟大电来从机看根据 Europe和Rinnovabili统数，2024欧风、光新装分为16.4GW和65.5GW，风电机比下其中为上风机量到伏机增速缓仍新。图表6：2024年欧盟各能源发电量占总发电量比例 图表7：欧洲海风新增装机（GW）风力 太阳能 水力生物能源 其他可再生能源 核能3.49.811.13.49.811.113.223.75.50.3

陆风 海风2018161412108642020142015201620172018201920202021202220232024mbe Europ202566.1%20246202556Th和158（2.4W556图表8：2020-2025年6月欧盟风力发电量（TWh）2020 2021 2022 2023 2024 20256050403020100Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov DecmbeACER发2022558202364702020192350272017202372500欧元Ember%203年仅%。224年德468356247图表9：2023年欧盟成员国负电价情况 图表10：2023年7月2日欧洲电价情况洲能源监管合作机 国储能电网基建制约风光投资，能源转型亟需电网升级40205022.32030配电网升级即需3750亿至4250亿欧元。700203015%的202514一步拖延了互联项目进展，如西班牙与摩洛哥的互联线路已推迟至2030年1。图表11：2023-2026年之间欧洲电网线路长度规划（km） 图表12：欧洲电网示意图mbe mbe2030Europe和SolarPowerEurope德国能源转型先锋实践和特点能源需求后继乏力，可调负荷相对丰富近年来德国全社会用电量保持下降趋势，电源侧保供压力较小。从用电量来看，20162018509.10TWh，2024465.60TWh2023202110300万202203024462TWh1.0亿1.22。100013%24h-34以通过虚拟电厂（virtialpowerplant，VPP）聚合模式参与需求响应。图表13：2016-2024年德国用电量（太瓦时） 图表14：德国2023年能源总消费占比情况600.00550.00500.00450.00400.00

工业 交通运输 居民住宅商业和公共服务 农业和林业 渔其他 非能源用途0.038.671.880.038.671.880.0112.1325.6526.1325.50300.00201620172018201920202021202220232024国输电系统运营 E绿色发电占比过半，可调电源平抑波动德国最早推动能源转型，可再生能源成为主要来源。德国是自然资源较为贫乏的国家，1990碳达峰，且此后德国碳排放减少约40%，且根据德国政府最新设定的目标，2030年可再生资源在电力消费中的比例将提升至65%，其中年风电、光伏发电装机容量将分别达到9100万kW和1亿kW，在欧洲处于领先地位4。3.4电量占比持续超过50%2024136.4TWh332%10.4%，约59.5TWh20.4TWh图表15：2024年德国各类能源发电量占比 图表16：2024年德国各新能源占可再生能源发电量比例风能太阳能水力生物质能煤炭天然气其他能源

风能 太阳能 水力 生物质能215215231410516.067.785323tatist tatist近301.212%185511422120091001magazine202416.18GW20232009152,00052%202491/3520256100ISE（20247）Cleanenergywire图表17：2024年德国各类光伏装机情况S德20242684030%4。业快速发展。德国储能技术主要包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能以及电制X（otoX204年240050%4跨境互联平衡电网互济，配电网路保障底层支撑德国电网主要依赖高压交流输电，也有部分高压直流输电线路用于长距离和跨境输电。德国同周边9个国家之间输电容量接近3500万千瓦，容量超过德国最大用电负荷的40%42024图表18：德国电网与周边邻国电网互联情况（截至2024年2月）德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示德国凭借地处欧洲中心的地理优势，建成了覆盖广泛、容量庞大的跨国电网互联系统，2024264935004德国国内电网以380/220kV20242380/220kV3.617898%4，ENTSO-E图表19：德国2020-2024年进出口电量进口电量（GWh） 出口电量（GWh）160000140000100000800006000040000200000E

2020 2021 2022 2023 2024厂网分离输配分开，电力市场改革有效德国电力市场基本格局已形成，四大发电公司属于垄断寡头。经过改革，德国电力市场逐渐演变成如今四大电力集团和四大输电网络运营商（TSO）的基本格局。德国发电市场是4+N结构，德国莱茵集团(RWE)、德国意昂发电公司(E.ON)、德国巴登—符腾堡州核电公司(EnBW)和瑞典大瀑布能源公司(Vattenfall)是德国最大的四家发电公司，整体市场占有率较高，其中莱茵发电公司规模最大。四家输电系统运营商和输电网络运营商是50HertzAmprion和On50Hertz的大部分高压电网。此外，德国拥有900+家配电系统运营商，市场化程度达到较高水平。图表20：德国四大TSO调度德国输电网区域图leanenergywir20242900DSO类DSO/图表21：德国电力系统监管部门架构德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示德国电力市场由垂直一体化管理向发、输、配电和电力交易相互独立的市场化发展。1998年之前，德国电力行业根据1935年颁布的《能源行业法案》，由能源供应公司实行区域性垄断经营。当时的大型能源企业将发电、输电、配电和销售、交易业务等垂直整合在一起，即垂直一体化管理。这种垄断结构使电力市场机制与供电公司之间的电力大宗交易市场都不存在，电力巨头公司的业务几乎涉及电力的全产业。1996年，欧盟首份电力市场指令确立加强竞争和降低电价的框架，强制厂网分开；1998年德国将过去的垂直整合模式进行分拆，并使输电网络运营商从电力产业价值链中独立出来，实现发、输、配电和电力交易相互独立；2000年《可再生能源法》锚定可再生能源为电力供给目标；2005年欧盟新《能源经济法》废除协议准入，以法律强制力规范市场；2015年《能源转型电力市场》白皮书规划市场2.0，适配高比例绿电并网；2023年《电力市场改革法案》构建现货+容量双轨市场，逐渐形成较成熟的电力市场体系。图表22：德国市场化改革发展历程极星风力发电网、《Simulationofcurrentpricing-tendenciesintheGermanelectricitymarketforprivateconsumption》、德国概况、能源届、federalministryforeconomicaffairsandenergy、bruegel、产业金融研究院经过20（BalanceGroup，BG）（（是典型的分散式市场化交易模式，且新能源与常规电源均参与市场化交易。中长期交易由输电容量联合分配办公室（JAO）15min图表23：德国电力市场分类概述组织时序 运营机构 交易品种市场类型D+1之前（中长期）欧洲能源交易所（场内双边交易）电能量中长期协议中长期市场或场外自行交易D+1（日前）欧洲能源交易所等 电能量现货现货市D（日内）欧洲能源交易所专营 电能量现货现货市实时平衡 输电网运营商 辅助服务平衡市德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示20062011次备用。图表24：德国备用市场品种分类要求分类 一次备用 二次备用 三次备用补充和取代二次备用补充和取代二次备用到正常范围，取代一次备用定电网频率在扰动发生后稳 平衡控制区域使电网频率回目标招标周期 1招标周期 1周 每日 每日德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示优化电网调度机制，应对配电网有源化10MW100kW100kW2.0图表25：德国再调度管理机制对比分类 传统再调度(Redispatch) 再调度2.0(Redispatch2.0)100kW100kW以上各类型电源，部分可控100kW以下机组10MW以上的传统电源参与主体优先调整传统能源出力消除阻塞资源可再生能源和热电联产机组的成本乘调整机制 用尽后削减可再生能源和热电联产机以一个“系数（5之间，作为组 效成本，与传统电源一同参与再调度实施主体 优先调整传统能源出力消除阻塞资源可再生能源和热电联产机组的成本乘调整机制 用尽后削减可再生能源和热电联产机以一个“系数（5之间，作为组 效成本，与传统电源一同参与再调度德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示应电力转型之需，构建电网发展新方向我国目前仍面临一定消纳问题，主要系受益于双碳目标的战略举措，我国新能源装机将保持快速上涨，但随着高比例新能源的并网，电力系统面临着大装机、小出力的挑战，对于电网提出较高要求。根据中国南方电网数据，2024年我国风电、光伏利用率分别为95.9%、96.8%，但高比例的新能源接入将导致现有的电网调节能力和消纳空间逐渐饱和，利用率难以维持。德国在能源转型进程中，在电力系统运行、电力市场交易及管理模式上积累了成熟实践经验，为国内应对新能源消纳挑战、优化电网适配能力提供了具价值的启示。扩大电网互联规模，提升互济和调节能力20305840203064GW40%中国：我国资源分布不均，风光资源主要分布在三北地区，而用电负荷主要集中在中东部和南方地区，这种资源与负荷的不均衡分布给跨省区输电带来了较大的压力。由于新能源发电具有较大的波动性，因此对输电通道和调峰能力的配套建设提出了更高的要求。结合我国资源负荷逆向分布的特点及新能源大规模发展的趋势，进一步推进跨区直流输电工程建设或有助于持续完善全国互联大电网的构建进程。图表26：德国电网互联情况 图表27：2025年中国特高压骨干网架示意图洲输电运营商联盟ENTSO-E官网、产业金融研究院 中国能源转型与十四五电力规划研究》、产业金融研究院进行负荷需求侧响应管理，有效降低我国电力保供压力20249.856.8%。根据IEA2024-2026以5%1400TWh202120257161515.06图表28：2008-2024年中国全社会用电量及同比 图表29：全国最高用电负荷及同比中国全社会用电量（亿千瓦时） YoY 最大电力负荷（亿千瓦） YoY120,000100,00080,00060,00040,00020,0000

161410864220082009201020082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024

16141210864202019 2020 2021 2022 2023 2024

121086420家能源局、人民日报、北极星电力市场、产业金融研究院随着新型电力系统建设的稳步推进，我国需求侧资源利用研究也在不断完善中。201020172019）PDCA（--检查-改进2023（2023图表30：需求侧管理政策时间政策名称 发布机构政策内容2010年《电力需求侧管理办法》

国家发展改革委员会

正式提出需求侧响应的概念2017年《电力需求侧管理办法（修订版》

工业和信息化部强调了促进可再生能源消纳和提高智能用电水平的重要性2019年《工业领域电力需求侧管理工作指南》

工业和信息化部电力需求侧管理需做好电力电量节约、推进电力体制改革、实施电能替代、促进可再生能源消纳。2023年《电力需求侧管理办法（2023年版》

国家发展改革委员会

建立和完善需求侧资源与电力系统运行调节的衔接机制，需求侧资源正式进入实践研究。家能源局、国家发改委、中国政府增加灵活调节资源体量及种类，提高电力系统运行灵活性magazine2030100GWh，与电力系统调峰。图表31：德国主要常规能源的调节性能分类最小技术出力（%）爬坡速率（%/min）硬煤煤电10-202-8褐煤煤电30-402-8燃气20-304-12核电500.5德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示500万健全分布式发电并网管理及技术标准体系，保障电网的安全稳定运行（1kV（1-60kV）25kW25%图表32：德国与中国分布式光伏并网管理对比管理维度 德国 中国分类与流程

(≤1kV)接入中压配电网

根据接入的电压等级划分主要环节和工作时限。实现资源优化。 从而降低整体并网成本。通过设立明确的成本阈值，自通过科学规划选址和优化布实现资源优化。 从而降低整体并网成本。通过设立明确的成本阈值，自通过科学规划选址和优化布优化策略德国电力系统转型对我国新能源发展运行的启示100kW10kV接入380/220V0.15pu1.25pu100ms0.2pu625ms10kV及高电压的系统未明确相关能力要求。完善电力现货市场建设，推动新能源全面参与市场75min我国电力市场正处于建设阶段，电网阻塞较复杂。我国电力市场的8个首批现货试点市场中7个试点采取集中式市场模式。同时我国东西部发展不均衡，各省电价存在较大差异。新能源的参与方式主要为优先消纳和优先发电，小部分试点采取报量报价或报量不报价。山西和甘肃采取中长期差价合约+现货全电量优化的现货市场，基本建立省内省间协同的两级运作统一市场框架。2025区）（提升新能源功率预测与优化调度技术应用水平18812902024291.5%4中国省份案例研究：山东与广东案例选择分析山东代表传统能源基地的转型路径，其煤电保供+新能源快速崛起的能源结构特征与德国2010年的转型阶段高度相似；广东则代表负荷中心和市场化创新方向，根据中20257303对比研究从电网结构、发电特征、用电结构与市场机制等多个维度展开系统分析。电网结构层面，山东特高压骨干网架与德国跨国互联电网均面临新能源远距离输送的挑战；广东珠三角负荷中心与粤东西北电源基地的格局，与德国北部风电+南部负荷的分布特征具有相似性。发电结构维度，截至2025年5月山东煤电装机占比超50%6与新能1.257德国能源转型的系统性经验，对中国省级能源转型提供多维度参考视角。德国受益于其完善的市场机制和精细化管理体系，2024年电网互联容量占最大负荷比重超40%8、可再生能源发电占比达到超50%9。同时，德国煤电的灵活性改造经验、德国再调度2.0机制、分布式电源并网标准、需求侧响应体系等创新实践，均可以作为国内省级电网应对高比例新能源接入的参考方案，或可为中国特色新型电力系统建设提供有益支持。山东省电网结构山东电网以特高压为骨干，智能配网为基础。根据中国储能网，山东已形成五交四直一环网省域交直流混联电网，截至2025年7月初，外电接纳能力达3480万千瓦，占全省最高用电负荷比的28%，成为电力供应的重要支柱。在配电网层面，山东正全面推进配电网高质量发展行动，实现配电自动化覆盖率超过95%。作为分布式光伏装机规模连续多年居全国首位的省份，山东约90%的分布式光伏项目接入低压台区，午间出力高峰期部分台区易出现配电变压器反向重过载、电压越限等问题10。丰迭能源电力网图表33：2024年山东电网主要网络通道示意图家能源集2025933468.2德国依托多级调度体系，实现了分布式资源高效协同。德国通过四大输电系统运营商（TSO）与约900家配电网运营商（DSO）协同，并借助再调度2.0机制，将100kW以上各类电源纳入统一阻塞管理，赋予配电网运营商在阻塞管理中的核心角色。在省内分布式电源快速增长的背景下，山东电网调度体系目前以省级集中调度为主，较难精准把控配电网层面的实时阻塞状态，在阻塞管理与分布式资源调度的精细化水平上仍有提升空间。结合德国多级调度协同的实践经验，探索构建分级调度体系，健全分布式电源参与市场的配套规则，推动已聚合资源向实际调节能力有效转化或将助力山东电网进行阻塞管理。发电结构1-878.6%202571.23亿千瓦，其中光伏装机9130万千瓦，风电装机2749万千瓦。山东凭借优越的光照资源和政策支持，新能源发展迅猛，成为全国首个风光装机规模破亿的升级电网，其中光伏装机占比最高，已成为全省第二大电源。图表34：2025年1-8月山东省发电量及构成（单位：亿千瓦时）月份火电水电风电太阳能核能一月-二月827.18.995.334.7950.7三月375.34.667.220.4229.4四月337.24.764.822.5928.7五月343.55.960.024.4728.9六月379.03.338.529.1529.0七月463.64.637.032.7631.2八月487.44.027.430.9029.8商产业研究院数据图表35：2014-2024年山东省发电量及构成（亿千瓦时）火电 水电 风电 太阳能 核能550050004500400035003000250020001500100050002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024商产业研究院数据111，但截至2024年底，全省新型储能规模仅717.7万千瓦12，同时煤电灵活性改造进度也仍需加快。根据山东省能源局规划，目前正在积极推进三改联动和热电解耦技术改造，已将新建煤电机组的最小技术出力标准降至20%-30%。机组最小技术出力是衡量其快速响应负荷变化能力的关键指标，数值越低意味着机组能够更灵活地调节输出功率，为电网消纳新能源波动提供更大空间。）30%10-20%用电情况占比长期维持在75%左右，工业活动需要稳定的电力支撑，奠定了高负荷基数。2020-20241.3新储能网图表36：2024年山东省全社会电量构成 图表37：2025年山东电网负荷8次创历史新高第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生活12第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生活122131.351.31.251.21.151.11.05东省统计 比光伏5%5%2025输受电情况2025348024%13积极通过新建的三线一扩特高压工程（包括烟威特高压线路、海阳辛安核电送出线路及曹州变电站扩建工程），服务胶东半岛新能源基地与核电的电力送出，以增强全省的电力供应保障能力。山东绿电入鲁占比提升，特高压通道利用仍存挑战。随着我国首个风光火储一体化送电的特高压工程——陇东至山东±800千伏特高压直流工程在2025年迎峰度夏前投运，该通道每年向山东输送的电量超360亿千瓦时，其中新能源占比超过50%14。同时，2024年山东省接受的外电中绿电占比达到23%15，尤其是在负荷高峰时段对外电依赖度高，且高比例的外电与高比例的省内新能源集中于东部电网，给系统的调峰和稳定运行带来压力，进一步优化通道利用效率，并着力提升配电网对分布式能源的消纳能力或将缓解电网系统的运行压力。人民网光明日报新华网图表38：2024年山东省各能源发电占总发电量比例火力发电量 水力发电量 核能发电量 风力发电量 太阳能发电量3.523.523.160.898.9483.50商产业研究院数据现货市场运行成熟，价格信号充分显现。山东是国家首批允许现货市场出现负电价的省份之一，其市场规则设定了-0.10元/千瓦时的出清价格下限。2025年五一假4650新能源全面参与市场，消纳机制不断创新。（0.3949元/市场体系持续完善，配套机制协同发展。已建立较全面市场体系，交易精细度上仍有提升空间。德国拥有成熟的中长期、日前、图表39：山东省电力现货市场分类概述交易类型 协同机制 核心机制 参与主体 定价方式 作用/成效合约锁定电价（如 对冲价格波动风合约锁定电价（如 对冲价格波动风燃煤基准价浮动±险，保障基础负荷20%） 稳定火电、新能源、售电公司、工商业用户牌交易等方式。中长期交易中长期交易基于发电侧报价现货市场 日前市场（D1日）用户需求，通过全约束机组组合

发电企业、售电公司、批发用户

按节点边际电价（LMP）定价

反映次日供需平衡，优化资源配置（SCUC）优化生成次日96点电价。每4小时滚动修正日内市场（D日）预测偏差，调整交易计划。同日前市场滚动竞价（修正量提高计划执行精约占日前交易的度，应对短期波动15%）实时市场（D日

每15分钟匹配实时供需，允许市场主体灵活调整出力或负荷。

同日前市场

实时边际电价（1.5元/kWh）

快速响应突发需求，平抑电网波动辅助服务市场调峰调频独立储能、抽水蓄容量补偿（如储能增强电网灵活性，能通过调峰服务获独立储能电站、火电站0.099元/千瓦缓解新能源波动影取电能量价差+电灵活性改造机组时调峰服务竞价 响容量补偿。容量补偿煤电机组因发电小稳定火电保供能时数下降获得固定 固定补偿标准（如传统火电机组 力，支持新能源消补偿，保障基础容 0.099元/千瓦时）纳量可用性。绿电交易新能源企业与用户风电/光伏企业、高基准电价+绿证显性化绿色电力价签订绿电合同，环耗能企业、跨国企溢价（绿证均价约值，推动低碳转型境溢价单独核算。 业 50元/张）跨省跨区交易

竞价匹配供需。过山东基准价的1.2倍。

售电公司、省外购电主体。售电公司、批发用户

格（地基准价）协议电价

解决新能源消纳问题，降低输入地用电成本东省电力行业协会、中国新闻网、南方电网报、国家能源局、齐鲁发展方向探索电网柔性化升级路径，推动工业负荷参与响应。德国电网的柔性化和高度互联为（/52GW30kW广东省电网结构500造工程于2025年540%，35020016800（202591000入选了广州市2025图表40：广东省电力供应与输送图 图表41：广东省电网分布情况 东省电力行业协 025广东电力市场半年报广东微电网建设起步，分布式智能电网有序推进。目前，广东正积极开展分布式智能发展改革委发布的《广东省推动能源领域大规模设备更新工作方案》，广东计划在惠州、茂名、清远市建成农村微电网，但面对分布式光伏的快速发展，目前广东部分区域的配电网仍面临接网消纳压力。2025年第三季度，省内有7个地市的26个县（市、区）因低压配电网接网预警等级为受限，被列为分布式光伏接网消纳困难区域。德国大电网+微网协同成熟，配网调度精细。德国通过四大输电系统运营商（TSO）分区管理和协调运行，与输电网协同高效，形成了成熟的大电网+微网互补形态。央视网发电结构截至20242.23202530%171683到60%。20252.2767402025678501251图表42：2024年广东省装机情况 图表43：2025年上半年广东省装机情况煤电 气电 水电 核电 风光伏 生物质储能 其他

煤电 气电 水电 核电 风光伏 生物质储能 其他2 152 1519328722442302387422024广东电力市场年度报 025广东电力市场半年度报图表44：广东省海上风电规划分布图极星风力发电特人民网新华社2025202541.81GW/84.59GWh202420251091000202510体参与现货市场，通过低充高放模式实现日前市场充放电价差约195厘/千瓦时19，储能参与市场调节的积极性正在提升。同时，广东省的市场机制也在不断完善，2025年上半年已有独立储能等主体参与现货市场，并通过低充高放获得可观价差收益，显示出良好的商业潜力。图表45：广东省独立储能及抽水蓄能企业的地方分布025广东电力市场半年度报300用电情况1-862726.3%2025791.641.6154.1%8.3%2