自2016年以來，中能傳媒研究院按年度組織編寫《能源發展回顧與展望》，連續9年全面、系統記錄能源行業發展形勢。

2024年《能源發展回顧與展望》更名為《中國能源大事年鑒》，以年度大事要事形式展現我國能源發展情況。本公眾號將陸續推出精華內容，敬請關注。

（來源：微信公眾號“中能傳媒研究院”）

目錄

第一篇 能源高質量發展不斷開辟新局面

第二篇 油氣增儲上產持續鞏固

第三篇 煤炭煤電兜底保障能力持續提升

第四篇 清潔能源發展再上新臺階

第五篇 電網規劃建設加快推進

第六篇 儲能氫能賽道加速培育

第七篇 國際能源市場深刻調整

策劃：齊正平

統稿：楊永明 羅曼

執筆：第一篇 韓繼園；第二篇 楊永明；第三篇 劉純麗；第四篇 伍夢堯；第五篇 王雪辰；第六篇 羅曼；第七篇 楊永明

第五篇 電網規劃建設加快推進

王雪辰

（中能傳媒能源安全新戰略研究院）

一、政策接連出臺支持配電網高質量發展

3月至8月，國家發展改革委、國家能源局等部門陸續出臺《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》《配電網高質量發展行動實施方案（2024—2027年）》，提出并指導、部署“配電網高質量發展行動”，持續深化配電網建設改造，提高配電網可靠性和承載力。10月，國家發展改革委等部門出臺的《關于大力實施可再生能源替代行動的指導意見》也對可再生能源配套的電網基礎設施建設提出技術、功能等方面的要求。

我國雨雪冰凍、臺風、洪澇等自然災害頻發，部分配電設施運行年限長、能耗高，存在設備過載、供電容量不足、抗災能力較弱等情況，一些地區存在配電網電壓越限、電網調峰困難的情況，影響用戶供電質量。另一方面，隨著新能源、充電樁、儲能等高比例接入，配電網正逐漸向“有源化”發展，亟需加快配電網的建設改造和智慧升級，以補足電網短板。《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》是我國提出構建新型電力系統后，國家部委層面首次以正式文件形式指導配電網建設。根據國家能源局和工信部數據，2023年全國分布式光伏裝機2.5億千瓦、全國充電基礎設施累計達859.6萬臺。從《指導意見》確定的2025年配電網將具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力的目標來看，在不到兩年的時間里，配電網接入能力面臨實現翻番的挑戰。

二、全年電網投資增速實現兩位數增長

加快建設新型電力系統，促進新能源高質量發展，推動大規模設備更新改造，以電網高質量發展助力經濟社會高質量發展。電網企業加速改造工作，全年電網投資增速實現兩位數增長。

國家電網公司2024年上半年電網工程投資達到2540億元，同比增長23.7%，增速較2023年上半年提高了15.9個百分點。預計全年電網投資將首次超過6000億元，比2023年新增711億元，同比增長約13.5%。新增投資主要用于特高壓交直流工程建設、加強縣域電網與大電網聯系、電網數字化智能化升級，更好保障電力供應、促進西部地區大型風電光伏基地送出、提升電網防災抗災能力、改善服務民生。

南方電網公司2024年安排年度固定資產投資1730億元，同比增長23.5%。正全面推進電網設備大規模更新，預計2024年至2027年，大規模設備更新投資規模將達到1953億元。其中，2024年年中增加投資40億元，全年投資規模達到404億元，力爭到2027年實現電網設備更新投資規模較2023年增長52%。重點聚焦電網本質安全提升、防災減災建設、數字電網提升、節能增效提升、綠色環保升級五個方向，目標是到2027年綜合供電可靠率超過99.95%，綜合電壓合格率超過99.9%。

三、特高壓工程項目加快建設投運

華中特高壓交流環網全面建成。作為我國華中“日”字形特高壓交流環網的收官之作，武漢-南昌雙回1000千伏特高壓交流工程于11月1日正式投產送電。至此，華中特高壓交流環網全面建成，華中電網省間電力交換能力提升470萬千瓦，能夠進一步提升我國西南水電、西北風光等新能源在華中地區的消納水平，為華中電網安全穩定運行提供重要保障。

張北-勝利1000千伏特高壓交流工程投運。工程于10月31日正式投運。該工程是國家“十四五”規劃“三交九直”跨省區工程中首個獲得核準的工程項目，也是內蒙古地區第八條特高壓工程項目。工程作為張家口和錫盟新能源基地互聯工程，新能源送出占比達72%。工程投運后，錫盟地區將形成電力外送“兩交一直”格局。每年可從錫林郭勒盟、張家口向京津冀魯和江蘇等地輸送超過700億千瓦時的電能。

雄安1000千伏特高壓變電站擴建工程投運。工程于11月19日投運，雄安變電站是張北-雄安1000千伏特高壓交流輸變電工程的終點變電站，擴建后總容量從600萬千伏安增加至1200萬千伏安，每年可接受超700億千瓦時的清潔電能，滿足300萬城鎮居民日常用電。這也意味著雄安新區實現100%綠電供應更進一步。

我國首個“風光火儲一體化”大型綜合能源基地外送項目建設步伐加快。12月8日，國家“十四五”電力規劃重點項目隴東至山東±800千伏特高壓直流輸電工程山西段全線貫通。隴電入魯工程計劃將于2025年上半年全面建成投運，投運后將具備給山東外送800萬千瓦電力的能力，年送電量達360億千瓦時以上，其中新能源電量占比50%以上。

我國首個沙漠、戈壁、荒漠地區風電光伏基地外送電的特高壓工程建設正酣。寧夏至湖南±800千伏特高壓直流工程是全國首條以服務沙漠、戈壁、荒漠風光大基地開發，輸送新能源為主的跨區輸電工程，接入配套的光伏發電900萬千瓦、風電400萬千瓦，以及464萬千瓦支撐煤電，新能源電量占比超過50%。目前，該工程進展順利，預計2025年投運送電。

川渝特高壓交流工程完成第一階段系統調試，預計年底投運。11月27日，川渝特高壓交流工程已順利完成第一階段系統調試工作，預計該工程將于12月中下旬進入試運行。工程投運后，西南電網的主網架電壓等級將從500千伏提升至1000千伏，預計每年可輸送電量超350億千瓦時，重慶電網將有效承接川西甘孜、阿壩地區水電等清潔能源外送。

此外，陜北-安徽±800千伏特高壓直流輸電工程于3月15日開工建設，阿壩-成都東1000千伏特高壓交流輸電工程于7月17日開工建設，全球首個特高壓柔性直流工程——甘肅-浙江±800千伏特高壓直流輸電工程于7月29日開工建設。

2025年，我國將核準建設一批重點電力互濟工程，積極推動蒙西至京津冀、藏東南至粵港澳大灣區、甘肅巴丹吉林沙漠基地送電四川、南疆送電川渝等輸電通道核準開工。整體來看，投運、在建和將核準的特高壓工程均以西電東送、有力支撐新能源消納為目標，不僅加快了新疆、甘肅、寧夏資源優勢轉化，還能有效推動西部地區風電光伏基地開發，而且帶動了電網工程技術進步。隨著高海拔電網建設關鍵技術不斷突破，在“云端”的清潔能源被源源不斷送出。

值得一提的是，作為國家“東數西算”工程成渝地區的重要節點工程，重慶兩江云計算數據中心二期于2024年2月竣工并啟動試運營，正進一步擴大規模，深度承接云計算產業轉移。川渝特高壓工程、哈重特高壓工程分別將于2024年、2025年建成投用，服務重慶經濟社會發展。屆時重慶電網外受電能力提升近八成，不僅大幅提升省間電力互濟能力，同時增強重慶電網的供電保障能力，更是為數據中心用電數量和質量提供有力保障。

四、電網技術創新再添碩果

我國主導的一項ITU國際標準正式發布。2024年7月，國際電信聯盟（ITU）正式發布由我國牽頭制定的國際標準“基于區塊鏈的綠電消費信息溯源參考架構”。該標準由國家電網公司與中國信息通信研究院共同研究制定，經美國、英國、韓國、日本、巴西、印度等國的專家多輪質詢后順利結項并發布。該標準有力促進中國綠電交易與認證技術方案在全球范圍內應用，進一步促進貿易便利化，幫助企業更好參與國際競爭。

全國最大海纜施工船“國蛟一號”順利交付。7月3日，由國家電網公司自主研發并投資建設的國內最大載纜量海纜施工船“啟帆19號”在江蘇南通完工交付離港，為國家海洋輸電技術品牌“國蛟一號”再添重器。

我國海拔最高的220千伏輸變電工程成功送電。7月21日，新疆和田縣稀有金屬礦產業園區220千伏輸變電工程成功送電。該工程將和田南部山區與新疆大電網緊緊聯系在一起，預計每年可送電21.6億千瓦時，從根本上解決南部山區農牧民用電不穩定和綠色礦業產業缺電難題。該工程于2023年2月開工建設，歷時16個月建成投運，最高塔位為5390米，是目前國內220千伏輸變電工程施工難度最大、海拔最高的項目。

國內首次骨干電網輸電通道大規模衛星巡查完成。10月17日，我國首次骨干電網輸電通道大規模衛星巡查在江蘇完成，覆蓋270余條500千伏及以上輸電線路，巡查距離超1.5萬千米，提升了電網運維質效和防災減災水平。

川藏聯網工程投運10年雙向累計輸電約87億千瓦時。11月20日，川藏聯網工程建成投運滿10年。10年來，四川電網和西藏電網雙向累計輸送電量合計約87億千瓦時。川藏聯網工程安全穩定運行10年，標志著我國在高海拔、復雜氣候條件下的輸變電工程建設、設備運檢、管理技術已經成熟，為后續同類工程積累了寶貴經驗，對西部地區能源安全、經濟社會發展產生深遠影響。

我國實現柔直裝備出海重大突破。中國電力技術裝備有限公司與沙特國家電力公司正式簽訂沙特中部-西部和中部-南部±500千伏柔性直流換流站項目總承包合同，實現我國自主知識產權的高端柔性直流輸電技術、標準和裝備制造“走出去”重大突破，預計將帶動國內產能出口超100億元。該項目實施將加強沙特境內網架互聯，提升沙特主干網的穩定性，同時為沙特中部及周邊地區太陽能等新能源開發利用奠定基礎，服務沙特實現長期能源戰略和多元化能源結構目標。隨著亞非拉與中東地區新能源滲透率進一步提升，關于電網安全可靠的要求或將隨之提升，我國有望憑借領先的技術與成本優勢，實現特高壓持續不斷“走出去”。

我國電力行業首個千億級人工智能大模型發布。12月19日，國家電網公司在北京發布了“電力知識最全、參數規模最大、專業能力最強”千億級多模態行業大模型——光明電力大模型。該模型將在電網規劃和運行、電力設備檢修、供電服務等600多個應用場景發揮智能專家作用，實現電力與算力的協同賦能，助力新型電力系統和新型能源體系建設，更好保障我國能源安全。

五、全國電力市場活躍度不斷上升

國家能源局支持智能微電網等新型經營主體發展。11月28日，國家能源局印發《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》，明確了新型經營主體的定義內涵和準入條件，提出了便利新型經營主體接網和運營、支持新型經營主體參與電力市場、完善新型經營主體調度運行的相關政策措施，引導電力領域新技術新模式新業態創新發展。

全國首個區域級電力市場管委會成立。7月2日，南方區域電力市場管理委員會成立，標志著南方區域電力市場向打造全國統一電力市場體系建設標桿邁出重要一步。南方區域市場管委會由廣州電力交易中心市場管理委員會改組而成，由發電方、輸電方、購電方、市場運營機構、第三方等類別代表組成，初期規模38人，并首次納入民營企業。

全國電力市場活躍度不斷上升。6月17日，山東電力現貨市場轉入正式運行。9月5日，甘肅成為全國第四家轉入正式運行的電力現貨市場省份。截至目前，已有廣東、山西、山東和甘肅4個地區的電力現貨市場轉正。10月15日，省間電力現貨市場轉入正式運行。省間電力現貨市場自2022年1月啟動試運行至今，機制平穩有序，截至目前，省間電力市場交易主體超過6000個，涵蓋多類型發電主體，累計交易電量超過880億千瓦時，其中清潔能源電量占比超44%。

綠電、綠證交易規模不斷擴大。2024年全年綠電交易約2400億千瓦時，核發綠證超45億個，綠證交易3.64億個。截至8月27日，國家電網綠證交易平臺累計綠證交易量突破1億張，占同期全國綠證交易總量的65%。截至8月31日，南方區域綠電交易（含綠證）444.6億千瓦時，同比增長6倍，其中綠電交易占34.2%，同比增長140%；綠證交易占比65.8%，同比增長577倍；同時，南方區域積極組織開展港澳跨境綠證交易。

六、電價改革穩步推進

2025年跨省跨區輸配電價與2024年一致。2024年10月31日，北京電力交易中心發布2025年國家電網公司跨省跨區交易各環節輸電價格。28條跨省跨區專項工程輸電價格、各區域電網輸電價格、送電省（區、市）電網企業的輸電價格、22條跨省跨區專項輸電工程降價分享空間與2024年保持一致。

全國峰谷價差普遍呈下降趨勢。全國多地12月電網企業代理購電價格表陸續公布。根據公開數據來看，30個地區一般工商業10（20）千伏單一制電價的最大峰谷價差超過0.6元/千瓦時；31個地區10（20）千伏兩部制電價的最大峰谷價差超過0.6元/千瓦時；30個地區大工業35千伏兩部制電價的最大峰谷電價差超0.6元/千瓦時。12月，除廣東、福建、內蒙古、海南、天津、廣西、寧夏、貴州、青海、甘肅等地區外，其余地區均執行尖峰電價，峰谷電價差呈現上漲。北京、上海、天津、廣東、安徽、河北、吉林、湖南、江蘇、重慶、浙江11地最大峰谷電價差超過1元以上。峰谷價差最高的是上海市，執行大工商兩部制1.5倍尖峰電價時，峰谷價差為1.6506元/千瓦時，比12月最高價格高0.33元/千瓦時。今年以來，各地峰谷價差正發生悄然變化，整體來看，全國的峰谷價差普遍呈下降趨勢。

分時電價進一步調整。2024年以來，多地相繼調整分時電價政策。吉林、甘肅、江蘇、河南、江西、青海、山東、福建、云南、貴州、廣西、內蒙古、浙江、安徽、湖北、冀北等地分時電價新政策已落地；陜西、黑龍江等地陸續啟動分時電價調整政策征求意見，尚未正式實施。當前僅有甘肅、寧夏、貴州、廣西等4地區執行“高峰-平段-低谷”電價類型，無尖峰與深谷電價；北京、廣東、安徽、湖北等21地區執行“尖峰-高峰-平段-低谷”電價類型，無深谷電價；山東、新疆、蒙東、蒙西、江蘇、浙江、江西、上海等8地區執行“尖峰-高峰-平段-低谷-深谷”電價類型；其中江蘇、浙江、江西、上海4地區執行重大節日深谷電價，在春節、勞動節、國慶節期間設置深谷時段。

七、構網型技術逐漸成為新型電力系統重要組成部分

7月，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局共同發布《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》，明確提出推進構網型技術應用，根據高比例新能源電力系統運行需要，選擇典型場景應用構網型控制技術，具備主動支撐電網電壓、頻率、功角穩定能力，以保障電力系統穩定運行。

在安全可靠的電力系統中，電網的理想狀態是電壓、頻率參數平穩，發電、用電電量平衡。在新能源高比例并網前，傳統的電力系統常常借助同步發電機自帶的“慣性”，來穩定電網各項參數。隨著新能源裝機的快速增長，高比例電力電子設備接入電網，構網型技術應運而生，使其在高比例可再生能源和電力電子設備的環境中發揮同步機組的作用，以提高電網的穩定性和安全性。當前，我國投運和在建的構網型項目共96個，以儲能、SVG（靜止無功發生器）為主。構網型技術水平總體處于國際領先，尤其是各類構網型裝備全面發展，開展了各種應用場景實證。未來，傳統的同步發電機發電量和裝機占比也將持續下降，構網型技術將成為保障系統穩定運行的可行方向和重要路徑。

八、車網互動規模化應用開展試點示范

1月，國家發展改革委、國家能源局等部門聯合印發《關于加強新能源汽車與電網融合互動的實施意見》，提出初步在長三角、珠三角、京津冀魯、川渝等條件相對成熟的地區開展車網互動規模化試點示范，力爭2025年底前建成5個以上示范城市以及50個以上雙向充放電示范項目。9月，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司等聯合印發《關于推動車網互動規模化應用試點工作的通知》，提出在全國開展車網互動規模化應用試點，擴大雙向充放電（V2G）項目規模，豐富車網互動應用場景。

在標準層面，國網上海市電力公司牽頭制定了新能源汽車有序充電國家標準《新能源汽車有序充電系統建設運行技術導則》。

2024年，我國充電基礎設施累計建成超過1200萬臺，上海等城市率先開展了車網互動試點項目，積極探索智能充電樁的建設與應用，初步驗證了V2G的商業模式和儲能潛力。在上海，7月上海市發展改革委公布2023年度上海市公共充電設施車網互動示范項目，截至9月，上海已有8個公共充電設施“車網互動”示范項目建成并投入使用，共安裝了67臺具備V2G功能的充電樁，部分站點已在今夏的需求響應中發揮了積極作用。在江蘇，6月已實現多個品牌的新能源汽車在不同場景下對電網集中反向放電；7月在無錫正式投運全國最大規模的車網互動示范區；8月實施國內首次省域大規模車網互動應用，當天共有1277輛新能源汽車在遍布江蘇全域的482個充電站點參與錯峰充電。在浙江，2024年迎峰度夏期間共有3.3萬個公共充電樁以虛擬電廠形式助力電網移峰錯峰，公交充電樁、V2G充電樁、私人充電樁等各類充電設施集中參與車網互動。在重慶，8月下旬首次開展大規模車網互動應用，引導新能源汽車參與錯峰充電、反向放電、接入虛擬電廠，助力電網削減高峰負荷。在深圳，5月有1473輛新能源汽車通過有序充電、反向放電，響應電網削峰需求；11月投運全國首個“光儲超充+車網互動+虛擬電廠+電力魔方+電鴻”多元綜合示范站，該站具備27個車網互動（V2G）等功能的充電樁，可同時滿足46輛車充放電，也是大灣區最大規模車網互動示范站。

九、我國電力排放因子體系更新

10月，國家發展改革委、生態環境部等部門印發的《完善碳排放統計核算體系工作方案》提出，研究完善電力平均排放因子核算方法。我國電力排放因子主要包括全國電力平均二氧化碳排放因子、全國化石能源電力二氧化碳排放因子、中國減排項目區域電網基準線排放因子等。

2024年我國首次明確了電力排放因子算法。4月11日，生態環境部、國家統計局發布2021年電力二氧化碳排放因子，包括2021年全國、區域和省級電力平均二氧化碳排放因子，全國電力平均二氧化碳排放因子（不包括市場化交易的非化石能源電量），以及全國化石能源電力二氧化碳排放因子。此次，不僅更新了全國電力排放因子，還更新了省級和區域級的排放因子。本次啟用了全新的“電力平均二氧化碳排放因子”一詞，之前在多個文件中使用的“全國電網平均排放因子”未得以沿用。本次共發布了全國、區域和省級三個層級的電力排放因子，及三類計算方法不同的因子，分別是電力平均二氧化碳排放因子、全國電力平均二氧化碳排放因子（不含市場化交易的非化石能源電量）和全國化石能源電力二氧化碳排放因子，其中，電力平均二氧化碳排放因子（不含市場化交易的非化石能源電量）為首次發布。

同時，電網基準線排放因子于2024年密集發布。7月9日，國家氣候戰略中心發布2022年、2023年減排項目中國區域電網基準線排放因子，及中國區域電網二氧化碳基準線排放因子BM/OM計算說明文件。電網排放因子分為兩大類，一類是用于計算碳排放的平均排放因子，是生態環境部發布的一系列電力排放因子，另一類是專門用于計算減排項目的減排項目基準線排放因子。我國從2006年到2019年持續發布減排項目電網基準線排放因子，最初用于《京都議定書》下清潔發展機制（CDM）的項目開發，如今為國內溫室氣體減排量項目開發提供參考。

2024年初，全國溫室氣體自愿減排市場啟動后，CCER項目開發各項政策機制和保障措施加快完善。在目前通過的第一批CCER方法學中，“并網光熱發電”和“并網海上風力發電”的基準線排放量計算中都需要用到電網基準線因子。作為發電類CCER項目開發和減排量計算的重要工具，電網基準線排放因子需及時更新，為相關項目開發和減排量計算提供參考，以適應最新政策中對新能源發電減排量的計算要求。