中国能源大事年鉴（2024）——电网篇：全国电力市场活跃度不断上升

自2016年以来，中能传媒研究院按年度组织编写《能源发展回顾与展望》，连续9年全面、系统记录能源行业发展形势。

2024年《能源发展回顾与展望》更名为《中国能源大事年鉴》，以年度大事要事形式展现我国能源发展情况。本公众号将陆续推出精华内容，敬请关注。

（来源：微信公众号“中能传媒研究院”）

目录

第一篇 能源高质量发展不断开辟新局面                            

第二篇 油气增储上产持续巩固

第三篇 煤炭煤电兜底保障能力持续提升

第四篇 清洁能源发展再上新台阶

第五篇 电网规划建设加快推进

第六篇 储能氢能赛道加速培育

第七篇 国际能源市场深刻调整

策划：齐正平

统稿：杨永明 罗曼

执笔：第一篇 韩继园；第二篇 杨永明；第三篇 刘纯丽；第四篇 伍梦尧；第五篇 王雪辰；第六篇 罗曼；第七篇 杨永明

第五篇 电网规划建设加快推进

王雪辰

（中能传媒能源安全新战略研究院）

一、政策接连出台支持配电网高质量发展

3月至8月，国家发展改革委、国家能源局等部门陆续出台《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》，提出并指导、部署“配电网高质量发展行动”，持续深化配电网建设改造，提高配电网可靠性和承载力。10月，国家发展改革委等部门出台的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》也对可再生能源配套的电网基础设施建设提出技术、功能等方面的要求。

我国雨雪冰冻、台风、洪涝等自然灾害频发，部分配电设施运行年限长、能耗高，存在设备过载、供电容量不足、抗灾能力较弱等情况，一些地区存在配电网电压越限、电网调峰困难的情况，影响用户供电质量。另一方面，随着新能源、充电桩、储能等高比例接入，配电网正逐渐向“有源化”发展，亟需加快配电网的建设改造和智慧升级，以补足电网短板。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》是我国提出构建新型电力系统后，国家部委层面首次以正式文件形式指导配电网建设。根据国家能源局和工信部数据，2023年全国分布式光伏装机2.5亿千瓦、全国充电基础设施累计达859.6万台。从《指导意见》确定的2025年配电网将具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力的目标来看，在不到两年的时间里，配电网接入能力面临实现翻番的挑战。

二、全年电网投资增速实现两位数增长

加快建设新型电力系统，促进新能源高质量发展，推动大规模设备更新改造，以电网高质量发展助力经济社会高质量发展。电网企业加速改造工作，全年电网投资增速实现两位数增长。

国家电网公司2024年上半年电网工程投资达到2540亿元，同比增长23.7%，增速较2023年上半年提高了15.9个百分点。预计全年电网投资将首次超过6000亿元，比2023年新增711亿元，同比增长约13.5%。新增投资主要用于特高压交直流工程建设、加强县域电网与大电网联系、电网数字化智能化升级，更好保障电力供应、促进西部地区大型风电光伏基地送出、提升电网防灾抗灾能力、改善服务民生。

南方电网公司2024年安排年度固定资产投资1730亿元，同比增长23.5%。正全面推进电网设备大规模更新，预计2024年至2027年，大规模设备更新投资规模将达到1953亿元。其中，2024年年中增加投资40亿元，全年投资规模达到404亿元，力争到2027年实现电网设备更新投资规模较2023年增长52%。重点聚焦电网本质安全提升、防灾减灾建设、数字电网提升、节能增效提升、绿色环保升级五个方向，目标是到2027年综合供电可靠率超过99.95%，综合电压合格率超过99.9%。

三、特高压工程项目加快建设投运

华中特高压交流环网全面建成。作为我国华中“日”字形特高压交流环网的收官之作，武汉-南昌双回1000千伏特高压交流工程于11月1日正式投产送电。至此，华中特高压交流环网全面建成，华中电网省间电力交换能力提升470万千瓦，能够进一步提升我国西南水电、西北风光等新能源在华中地区的消纳水平，为华中电网安全稳定运行提供重要保障。

张北-胜利1000千伏特高压交流工程投运。工程于10月31日正式投运。该工程是国家“十四五”规划“三交九直”跨省区工程中首个获得核准的工程项目，也是内蒙古地区第八条特高压工程项目。工程作为张家口和锡盟新能源基地互联工程，新能源送出占比达72%。工程投运后，锡盟地区将形成电力外送“两交一直”格局。每年可从锡林郭勒盟、张家口向京津冀鲁和江苏等地输送超过700亿千瓦时的电能。

雄安1000千伏特高压变电站扩建工程投运。工程于11月19日投运，雄安变电站是张北-雄安1000千伏特高压交流输变电工程的终点变电站，扩建后总容量从600万千伏安增加至1200万千伏安，每年可接受超700亿千瓦时的清洁电能，满足300万城镇居民日常用电。这也意味着雄安新区实现100%绿电供应更进一步。

我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送项目建设步伐加快。12月8日，国家“十四五”电力规划重点项目陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程山西段全线贯通。陇电入鲁工程计划将于2025年上半年全面建成投运，投运后将具备给山东外送800万千瓦电力的能力，年送电量达360亿千瓦时以上，其中新能源电量占比50%以上。

我国首个沙漠、戈壁、荒漠地区风电光伏基地外送电的特高压工程建设正酣。宁夏至湖南±800千伏特高压直流工程是全国首条以服务沙漠、戈壁、荒漠风光大基地开发，输送新能源为主的跨区输电工程，接入配套的光伏发电900万千瓦、风电400万千瓦，以及464万千瓦支撑煤电，新能源电量占比超过50%。目前，该工程进展顺利，预计2025年投运送电。

川渝特高压交流工程完成第一阶段系统调试，预计年底投运。11月27日，川渝特高压交流工程已顺利完成第一阶段系统调试工作，预计该工程将于12月中下旬进入试运行。工程投运后，西南电网的主网架电压等级将从500千伏提升至1000千伏，预计每年可输送电量超350亿千瓦时，重庆电网将有效承接川西甘孜、阿坝地区水电等清洁能源外送。

此外，陕北-安徽±800千伏特高压直流输电工程于3月15日开工建设，阿坝-成都东1000千伏特高压交流输电工程于7月17日开工建设，全球首个特高压柔性直流工程——甘肃-浙江±800千伏特高压直流输电工程于7月29日开工建设。

2025年，我国将核准建设一批重点电力互济工程，积极推动蒙西至京津冀、藏东南至粤港澳大湾区、甘肃巴丹吉林沙漠基地送电四川、南疆送电川渝等输电通道核准开工。整体来看，投运、在建和将核准的特高压工程均以西电东送、有力支撑新能源消纳为目标，不仅加快了新疆、甘肃、宁夏资源优势转化，还能有效推动西部地区风电光伏基地开发，而且带动了电网工程技术进步。随着高海拔电网建设关键技术不断突破，在“云端”的清洁能源被源源不断送出。

值得一提的是，作为国家“东数西算”工程成渝地区的重要节点工程，重庆两江云计算数据中心二期于2024年2月竣工并启动试运营，正进一步扩大规模，深度承接云计算产业转移。川渝特高压工程、哈重特高压工程分别将于2024年、2025年建成投用，服务重庆经济社会发展。届时重庆电网外受电能力提升近八成，不仅大幅提升省间电力互济能力，同时增强重庆电网的供电保障能力，更是为数据中心用电数量和质量提供有力保障。

四、电网技术创新再添硕果

我国主导的一项ITU国际标准正式发布。2024年7月，国际电信联盟（ITU）正式发布由我国牵头制定的国际标准“基于区块链的绿电消费信息溯源参考架构”。该标准由国家电网公司与中国信息通信研究院共同研究制定，经美国、英国、韩国、日本、巴西、印度等国的专家多轮质询后顺利结项并发布。该标准有力促进中国绿电交易与认证技术方案在全球范围内应用，进一步促进贸易便利化，帮助企业更好参与国际竞争。

全国最大海缆施工船“国蛟一号”顺利交付。7月3日，由国家电网公司自主研发并投资建设的国内最大载缆量海缆施工船“启帆19号”在江苏南通完工交付离港，为国家海洋输电技术品牌“国蛟一号”再添重器。

我国海拔最高的220千伏输变电工程成功送电。7月21日，新疆和田县稀有金属矿产业园区220千伏输变电工程成功送电。该工程将和田南部山区与新疆大电网紧紧联系在一起，预计每年可送电21.6亿千瓦时，从根本上解决南部山区农牧民用电不稳定和绿色矿业产业缺电难题。该工程于2023年2月开工建设，历时16个月建成投运，最高塔位为5390米，是目前国内220千伏输变电工程施工难度最大、海拔最高的项目。

国内首次骨干电网输电通道大规模卫星巡查完成。10月17日，我国首次骨干电网输电通道大规模卫星巡查在江苏完成，覆盖270余条500千伏及以上输电线路，巡查距离超1.5万千米，提升了电网运维质效和防灾减灾水平。

川藏联网工程投运10年双向累计输电约87亿千瓦时。11月20日，川藏联网工程建成投运满10年。10年来，四川电网和西藏电网双向累计输送电量合计约87亿千瓦时。川藏联网工程安全稳定运行10年，标志着我国在高海拔、复杂气候条件下的输变电工程建设、设备运检、管理技术已经成熟，为后续同类工程积累了宝贵经验，对西部地区能源安全、经济社会发展产生深远影响。

我国实现柔直装备出海重大突破。中国电力技术装备有限公司与沙特国家电力公司正式签订沙特中部-西部和中部-南部±500千伏柔性直流换流站项目总承包合同，实现我国自主知识产权的高端柔性直流输电技术、标准和装备制造“走出去”重大突破，预计将带动国内产能出口超100亿元。该项目实施将加强沙特境内网架互联，提升沙特主干网的稳定性，同时为沙特中部及周边地区太阳能等新能源开发利用奠定基础，服务沙特实现长期能源战略和多元化能源结构目标。随着亚非拉与中东地区新能源渗透率进一步提升，关于电网安全可靠的要求或将随之提升，我国有望凭借领先的技术与成本优势，实现特高压持续不断“走出去”。

我国电力行业首个千亿级人工智能大模型发布。12月19日，国家电网公司在北京发布了“电力知识最全、参数规模最大、专业能力最强”千亿级多模态行业大模型——光明电力大模型。该模型将在电网规划和运行、电力设备检修、供电服务等600多个应用场景发挥智能专家作用，实现电力与算力的协同赋能，助力新型电力系统和新型能源体系建设，更好保障我国能源安全。

五、全国电力市场活跃度不断上升

国家能源局支持智能微电网等新型经营主体发展。11月28日，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确了新型经营主体的定义内涵和准入条件，提出了便利新型经营主体接网和运营、支持新型经营主体参与电力市场、完善新型经营主体调度运行的相关政策措施，引导电力领域新技术新模式新业态创新发展。

全国首个区域级电力市场管委会成立。7月2日，南方区域电力市场管理委员会成立，标志着南方区域电力市场向打造全国统一电力市场体系建设标杆迈出重要一步。南方区域市场管委会由广州电力交易中心市场管理委员会改组而成，由发电方、输电方、购电方、市场运营机构、第三方等类别代表组成，初期规模38人，并首次纳入民营企业。

全国电力市场活跃度不断上升。6月17日，山东电力现货市场转入正式运行。9月5日，甘肃成为全国第四家转入正式运行的电力现货市场省份。截至目前，已有广东、山西、山东和甘肃4个地区的电力现货市场转正。10月15日，省间电力现货市场转入正式运行。省间电力现货市场自2022年1月启动试运行至今，机制平稳有序，截至目前，省间电力市场交易主体超过6000个，涵盖多类型发电主体，累计交易电量超过880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比超44%。

绿电、绿证交易规模不断扩大。2024年全年绿电交易约2400亿千瓦时，核发绿证超45亿个，绿证交易3.64亿个。截至8月27日，国家电网绿证交易平台累计绿证交易量突破1亿张，占同期全国绿证交易总量的65%。截至8月31日，南方区域绿电交易（含绿证）444.6亿千瓦时，同比增长6倍，其中绿电交易占34.2%，同比增长140%；绿证交易占比65.8%，同比增长577倍；同时，南方区域积极组织开展港澳跨境绿证交易。

六、电价改革稳步推进

2025年跨省跨区输配电价与2024年一致。2024年10月31日，北京电力交易中心发布2025年国家电网公司跨省跨区交易各环节输电价格。28条跨省跨区专项工程输电价格、各区域电网输电价格、送电省（区、市）电网企业的输电价格、22条跨省跨区专项输电工程降价分享空间与2024年保持一致。

全国峰谷价差普遍呈下降趋势。全国多地12月电网企业代理购电价格表陆续公布。根据公开数据来看，30个地区一般工商业10（20）千伏单一制电价的最大峰谷价差超过0.6元/千瓦时；31个地区10（20）千伏两部制电价的最大峰谷价差超过0.6元/千瓦时；30个地区大工业35千伏两部制电价的最大峰谷电价差超0.6元/千瓦时。12月，除广东、福建、内蒙古、海南、天津、广西、宁夏、贵州、青海、甘肃等地区外，其余地区均执行尖峰电价，峰谷电价差呈现上涨。北京、上海、天津、广东、安徽、河北、吉林、湖南、江苏、重庆、浙江11地最大峰谷电价差超过1元以上。峰谷价差最高的是上海市，执行大工商两部制1.5倍尖峰电价时，峰谷价差为1.6506元/千瓦时，比12月最高价格高0.33元/千瓦时。今年以来，各地峰谷价差正发生悄然变化，整体来看，全国的峰谷价差普遍呈下降趋势。

分时电价进一步调整。2024年以来，多地相继调整分时电价政策。吉林、甘肃、江苏、河南、江西、青海、山东、福建、云南、贵州、广西、内蒙古、浙江、安徽、湖北、冀北等地分时电价新政策已落地；陕西、黑龙江等地陆续启动分时电价调整政策征求意见，尚未正式实施。当前仅有甘肃、宁夏、贵州、广西等4地区执行“高峰-平段-低谷”电价类型，无尖峰与深谷电价；北京、广东、安徽、湖北等21地区执行“尖峰-高峰-平段-低谷”电价类型，无深谷电价；山东、新疆、蒙东、蒙西、江苏、浙江、江西、上海等8地区执行“尖峰-高峰-平段-低谷-深谷”电价类型；其中江苏、浙江、江西、上海4地区执行重大节日深谷电价，在春节、劳动节、国庆节期间设置深谷时段。

七、构网型技术逐渐成为新型电力系统重要组成部分

7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局共同发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确提出推进构网型技术应用，根据高比例新能源电力系统运行需要，选择典型场景应用构网型控制技术，具备主动支撑电网电压、频率、功角稳定能力，以保障电力系统稳定运行。

在安全可靠的电力系统中，电网的理想状态是电压、频率参数平稳，发电、用电电量平衡。在新能源高比例并网前，传统的电力系统常常借助同步发电机自带的“惯性”，来稳定电网各项参数。随着新能源装机的快速增长，高比例电力电子设备接入电网，构网型技术应运而生，使其在高比例可再生能源和电力电子设备的环境中发挥同步机组的作用，以提高电网的稳定性和安全性。当前，我国投运和在建的构网型项目共96个，以储能、SVG（静止无功发生器）为主。构网型技术水平总体处于国际领先，尤其是各类构网型装备全面发展，开展了各种应用场景实证。未来，传统的同步发电机发电量和装机占比也将持续下降，构网型技术将成为保障系统稳定运行的可行方向和重要路径。

八、车网互动规模化应用开展试点示范

1月，国家发展改革委、国家能源局等部门联合印发《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，提出初步在长三角、珠三角、京津冀鲁、川渝等条件相对成熟的地区开展车网互动规模化试点示范，力争2025年底前建成5个以上示范城市以及50个以上双向充放电示范项目。9月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司等联合印发《关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知》，提出在全国开展车网互动规模化应用试点，扩大双向充放电（V2G）项目规模，丰富车网互动应用场景。

在标准层面，国网上海市电力公司牵头制定了新能源汽车有序充电国家标准《新能源汽车有序充电系统建设运行技术导则》。

2024年，我国充电基础设施累计建成超过1200万台，上海等城市率先开展了车网互动试点项目，积极探索智能充电桩的建设与应用，初步验证了V2G的商业模式和储能潜力。在上海，7月上海市发展改革委公布2023年度上海市公共充电设施车网互动示范项目，截至9月，上海已有8个公共充电设施“车网互动”示范项目建成并投入使用，共安装了67台具备V2G功能的充电桩，部分站点已在今夏的需求响应中发挥了积极作用。在江苏，6月已实现多个品牌的新能源汽车在不同场景下对电网集中反向放电；7月在无锡正式投运全国最大规模的车网互动示范区；8月实施国内首次省域大规模车网互动应用，当天共有1277辆新能源汽车在遍布江苏全域的482个充电站点参与错峰充电。在浙江，2024年迎峰度夏期间共有3.3万个公共充电桩以虚拟电厂形式助力电网移峰错峰，公交充电桩、V2G充电桩、私人充电桩等各类充电设施集中参与车网互动。在重庆，8月下旬首次开展大规模车网互动应用，引导新能源汽车参与错峰充电、反向放电、接入虚拟电厂，助力电网削减高峰负荷。在深圳，5月有1473辆新能源汽车通过有序充电、反向放电，响应电网削峰需求；11月投运全国首个“光储超充+车网互动+虚拟电厂+电力魔方+电鸿”多元综合示范站，该站具备27个车网互动（V2G）等功能的充电桩，可同时满足46辆车充放电，也是大湾区最大规模车网互动示范站。

九、我国电力排放因子体系更新

10月，国家发展改革委、生态环境部等部门印发的《完善碳排放统计核算体系工作方案》提出，研究完善电力平均排放因子核算方法。我国电力排放因子主要包括全国电力平均二氧化碳排放因子、全国化石能源电力二氧化碳排放因子、中国减排项目区域电网基准线排放因子等。

2024年我国首次明确了电力排放因子算法。4月11日，生态环境部、国家统计局发布2021年电力二氧化碳排放因子，包括2021年全国、区域和省级电力平均二氧化碳排放因子，全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量），以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子。此次，不仅更新了全国电力排放因子，还更新了省级和区域级的排放因子。本次启用了全新的“电力平均二氧化碳排放因子”一词，之前在多个文件中使用的“全国电网平均排放因子”未得以沿用。本次共发布了全国、区域和省级三个层级的电力排放因子，及三类计算方法不同的因子，分别是电力平均二氧化碳排放因子、全国电力平均二氧化碳排放因子（不含市场化交易的非化石能源电量）和全国化石能源电力二氧化碳排放因子，其中，电力平均二氧化碳排放因子（不含市场化交易的非化石能源电量）为首次发布。

同时，电网基准线排放因子于2024年密集发布。7月9日，国家气候战略中心发布2022年、2023年减排项目中国区域电网基准线排放因子，及中国区域电网二氧化碳基准线排放因子BM/OM计算说明文件。电网排放因子分为两大类，一类是用于计算碳排放的平均排放因子，是生态环境部发布的一系列电力排放因子，另一类是专门用于计算减排项目的减排项目基准线排放因子。我国从2006年到2019年持续发布减排项目电网基准线排放因子，最初用于《京都议定书》下清洁发展机制（CDM）的项目开发，如今为国内温室气体减排量项目开发提供参考。

2024年初，全国温室气体自愿减排市场启动后，CCER项目开发各项政策机制和保障措施加快完善。在目前通过的第一批CCER方法学中，“并网光热发电”和“并网海上风力发电”的基准线排放量计算中都需要用到电网基准线因子。作为发电类CCER项目开发和减排量计算的重要工具，电网基准线排放因子需及时更新，为相关项目开发和减排量计算提供参考，以适应最新政策中对新能源发电减排量的计算要求。