6月30日，路透社报道称，美国政府正在起草一项针对外国制造逆变器新型号的进口限制，原因是担心中国可能利用这些设备干扰电力供应。

阳光电源在随后的7月15日投资者调研活动中表示，公司出口美国的逆变器没有远程升级和远程通信功能，并称美国能源部年初检测未发现故意植入的恶意无线通信功能。

除去本身的政策性风险，对于产业趋势判断，这里还有更加值得追问的地方。

传统光伏逆变器在光伏电站中的成本占比并不高，为什么这样一件设备开始被视为可能影响国家电力供应安全的控制性接口？电力系统本身是否发生了更复杂、更深刻的转变？

2025-2035年我国地面光伏系统初始全投资变化趋势，元/W

01

始于新能源

讨论逆变器必须引入“电力电子”这一概念，这也是逆变器与硅料、硅片、组件等光伏主产业链的根本区别之一。

电力电子是利用电子器件对电能进行转换和控制的技术，可以改变电流的交直流形式、电压、输出功率和流动方向。这是一个偏执行层面的概念，直接作用于真实的电能流动。

电网对电力电子的依赖加深，根源在于电源结构的变化。

截至2025年底，中国风电、光伏累计并网装机达到18.4亿千瓦，占全国发电装机的47.3%，历史性超过火电；2025年，风电发电量1.13万亿千瓦时，太阳能发电量1.17万亿千瓦时，风光发电量同比增长25.8%，占全年总发电量的22%，同比提高约3.6个百分点。新能源已经不再是传统电源旁边的补充，而成为最主要的新增电源。

2025年全国发电装机结构与发电量结构

这种变化给电网带来三层影响。

第一，新能源增加了电网平衡的难度。光伏和风电出力受光照、风速影响，存在较大的波动性，不像火电可以在一定范围内根据调度指令调整出力。新能源占比越高，电网越需要储能、可调节电源和跨区域输电，随时补充或吸收功率变化。

第二，电网的稳定基础也在变化。传统火电、水电通常通过大型同步发电机接入电网，转子持续高速旋转。当电网中的发电和用电突然失衡时，频率会偏离正常值，转子储存的动能可以在最初几秒内减缓频率变化，这种能力称为转动惯量。光伏、储能和多数现代风电机组通过逆变器或变流器接入，中间“隔了一层”电力电子设备，不会像同步发电机一样天然、直接地提供物理惯量。

第三，电力流动也从过去的单向输送变得更加复杂。西北大型风光基地向中东部送电，城市分布式光伏可能向配电网反送电，储能在不同时段充电和放电，部分园区和数据中心同时拥有光伏、储能和备用电源。调度系统需要持续决定哪里发电、哪里储存、向哪里输送。

在这样的背景下，逆变器的保护和控制设置已经多次在电网扰动中触发大规模功率下降。

2022年，美国得州Odessa发生电网扰动，多个光伏电站合计减少约1711MW出力。NERC报告显示，相关线路故障在约3个周波内正常切除，光伏出力下降主要与各电站内部的逆变器保护和控制响应有关。2025年，美国联邦能源监管委员会批准针对逆变器型资源的新可靠性标准，要求相关设备在电压和频率扰动期间具备更强的持续并网能力。

2022年Odessa电网扰动期间ERCOT大型光伏出力变化

可以说，新能源装机越多，逆变器如何设置，就越不只是单个电站的内部问题。逆变器只是第一个进入公众视野的产品。随着新能源大规模接入，类似的设备还将继续增加。

02

三类电力电子设备

为便于观察新能源电力从接入、储存到输送和稳定运行的过程，本文按主要应用功能，选取三类关键电力电子设备展开分析。

第一类是新能源并网设备和储能变流器PCS。

过去，这类设备主要负责电能转换。光伏逆变器把组件产生的直流电转换为交流电，风电变流器对风机输出进行调节，储能PCS则完成电网交流电与电池直流电之间的双向转换。随着新能源占比提高，电网开始要求这些设备在电压和频率异常时继续运行，并承担有功调节、无功支撑和故障穿越等功能。

跟网型与构网型控制的差别，集中体现在谁来提供电压和频率参照。跟网型设备先测量电网已有的电压、频率和相位，再与电网保持同步，按照设定值向外输出有功和无功功率。它需要一个已经稳定运行的交流电网作为参照，在电网过弱或者局部停电时，独立运行能力有限。

构网型设备则由控制系统主动生成交流电压波形，建立接入点的电压、频率和相位参照。当用电突然增加时，它可以快速提高有功功率输出，减缓频率下跌；电压下降时，也可以调节无功功率进行支撑。局部电网停电后，具备相应能力的构网型设备还可以先建立电压和频率，再逐步带动其他电源和负荷恢复。

构网控制不能凭空产生电能，实际功率仍要来自光伏、风机或电池。因此，储能在这一环节更具优势：电池拥有足够主动的充放电能力，使得功率可以快速双向调节。每新增一套储能系统，都需要PCS控制充放电；储能规模扩大，还使PCS有机会承担调频、稳压、黑启动和构网等电网支撑功能。PCS的角色由充放电转换设备，逐渐延伸为电网稳定设备。

“十四五”期间中国新型储能装机功率及平均储能时长

第二类是直流换流设备。

中国的大型风光基地主要分布在西北、华北，而主要用电负荷集中在中东部，远距离、大容量输电因此成为新能源开发的一部分。高压直流输电通常简称HVDC，需要在送端把交流电转换成直流电，在受端再转换回交流电，完成这一过程的核心设备是换流阀。

与普通交流线路相比，直流通道的输送功率可以通过送受两端换流站设定，并根据受端需求、送端发电情况和电网安全约束快速调整。因此，换流阀是完成交直流转换的核心大功率电力电子装置，并与控制保护系统共同决定直流通道的功率调节和安全运行。

2025年投运的哈密-重庆±800千伏特高压直流工程，全长2260公里，额定输送容量800万千瓦，总投资286亿元；配套电源装机1420万千瓦，其中风电、光伏和光热等新能源占比超过70%，年送电量超过360亿千瓦时。

286亿元总投资除线路和土建外，两端换流站的设备投资也占有重要位置。按照国金证券援引赛迪顾问数据作出的行业测算，直流特高压的投资结构中，基础土建约占46.9%，核心设备约占24.6%，线路材料及其他约占28.5%。在2023年国网第5批招标（以哈密-重庆为主，含少量金上-湖北及交流改扩建）中，换流变压器约42.3亿、换流阀约12.24亿、组合电器约7.47亿，在设备投资内部的实际占比约为48%/14%/8.5%。

大型风光基地因此会形成两层设备需求。第一层是风机、光伏组件和逆变器，用于产生并汇集电力；第二层是换流阀、换流变压器和控制保护系统，用于把这些电力跨区域送出。前一层主要跟随新能源装机规模扩张，后一层更多取决于国家电网规划和重大外送通道的建设节奏。

哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程渝北换流站

第三类是动态无功补偿设备。

交流电网不仅需要有功功率满足实际用电，还需要无功功率维持电压。无功功率本身不形成最终消费的电量，却是电机、变压器和输电网络建立电磁场所需要的功率。无功不足时，局部电压可能下降；无功过剩时，电压又可能升高。

所谓“无功补偿”，就是在靠近用电设备或新能源场站的位置，就地提供或吸收无功功率，减少无功功率在电网中的长距离流动。当接入点电压偏低时，补偿设备向电网提供无功功率，帮助抬升电压；当电压偏高时，设备吸收无功功率，使电压回落。

传统电网主要依靠同步发电机励磁、同步调相机、电容器和电抗器等手段调节无功功率。其中，电容器可以提供无功功率，电抗器可以吸收无功功率。但这类设备通常按照固定容量分组投切，一次只能增加或减少一档，调节不够连续，响应速度也有限。新能源大规模接入后，电压变化更加频繁，传统分档投切设备有时难以及时跟上这些变化。

在行业应用中，SVG/STATCOM都属于动态无功补偿装置，可以快速发出或吸收无功电流，从而调节接入点电压。这类设备在国内通常称为SVG，即静止无功发生器；在国际标准和输电领域更常称为STATCOM，即静止同步补偿器。两种叫法在多数工程语境中大体指向同一类基于电压源换流器的动态无功补偿设备。

与传统电容器和电抗器相比，SVG/STATCOM可以在提供无功和吸收无功之间快速切换，输出也能够连续变化。新能源越集中、送电距离越长、接入电网越弱，电压控制难度越高，对动态无功补偿设备的需求也越强。因此，大型风光基地、海上风电送出和弱电网地区，是SVG/STATCOM较为典型的应用场景。

德国梅鲁姆E-STATCOM装置内部的多排模块化换流器

Mehrum项目（封面图）属于在STATCOM基础上增加超级电容的升级方案