中國電網建設進展及發展重點是什么？

源、荷超速發展，配電網或將迎來新機遇。

1. 大風光基地建設速度加快，新能源發展速度遠超規劃

中國成為世界可再生能源強國，發展速度顯著超越最初規劃目標。2023 年全球可再生能 源新增裝機增長近 50%，成為近 20 年以來最快的增長率，其中中國的可再生能源發電 量展現了顯著的增長勢頭。2024 年上半年，中國可再生能源發電量達到 1.56 萬億千瓦 時，同比增長 22%，約占全部發電量 35.1%，其中風電太陽能占全部發電量 20%，同 比增長 23.5%。根據 IEA 數據，預計到 2028 年，中國的可再生能源發電量將占據全球 近 60%的高比例。根據聯合國氣候雄心發布會情況，中國計劃到 2030 年風電和太陽能 發電總裝機容量達到 12 億千瓦，隨著 2023 年新增裝機達到 293GW，中國在 2023 年底 便實現了 1050GW 的累計裝機量，預示著 2030 年的目標有望在 2024 年提前實現。 風光連續多年位居全球首位，發電合計規模突破 10 億大關。我國風電裝機連續 14 年位 居全球首位，光伏裝機連續 10 年位居全球第一，根據國家能源局統計數據，2023 年全 國新增并網風電裝機容量 7566 萬千瓦，同比增長 95.96%；新增光伏發電裝機容量 2.16 億千瓦，同比增長 145%，風電、光伏發電的新增裝機占新能源發電裝機總容量的比例 超過 78%，成為新能源發電絕對主體，全國并網風電和光伏發電合計規模由 2022 年底 的 7.6 億千瓦，增長至 2023 年突破 10 億千瓦大關，達到 10.5 億千瓦，同比增長 38.6%， 占總裝機容量比重 36%。

多個風光項目核準開工，進一步推動大型風電光伏基地建成并網。2023 年，國內的沙漠、 戈壁、荒漠地區的大型風電光伏基地建設進度加快，第一批已經建成并網超 4500 萬千 瓦，第二批、第三批已經核準超過 5000 萬千瓦，正在陸續開工建設。風光基地通常建 設在西北沙漠等空間大的區域，通過規模效應可以將成本做到最低，但主要問題是距離 用電市場遙遠，只有并網才能送出，如果長期不推動建設并網，反而對于風光發展是利 空，所以在建設風光基地的同時，并網是需要考慮的重要問題。

2.高增速的電力需求及用電負荷對于電網承載能力提出更高要求

國內電力消費迅速攀升，新興產業用電量保持增長勢頭。我國現代化進程持續推進，傳 統產業轉型升級高速發展，新興產業不斷涌現，加大相關行業用電需求，如根據中國電 力企業聯合會統計，2023 年在第二產業中，高技術及裝備制造業用電量同比增長 11.3%， 超過制造業整體增長水平 3.9 pct。 同時，隨著農村電力應用的普及以及新能源車數量 持續增長，社會用電量持續高增。2023 年我國全社會用電量達到 9.22 萬億千瓦時，同 比增加 5869 億千瓦時，增速約 6.7%，2020-2023 年 CAGR 達到 7.1%，根據 IEA 預測 數據，預計 2024-2026 年每年以 5%的速度增長，三年內將增加約 1400TWh 的電力需 求，相當于歐洲當前的年用電量一半以上。2023 年人均用電量達到 6539 千瓦時，創歷 史新高；2024 年 1-6 月我國社會用電量達到 4.66 萬億千瓦時，同比增長約 8.12%，持 續快速增長。 用電負荷保持高增速，電網建設需求明確。今年入夏以來，全國多地出現持續性高溫天 氣，最大電力負荷快速攀升，多次刷新歷史最高紀錄。根據國家能源局表示，2024 年 7 月 24 日，全國最大電力負荷達 14.51 億千瓦，為歷史新高，相比于 2023 年最大負荷 13.39 億千瓦時超約 1 億千瓦。用電負荷增速超過用電量增速，對于電網系統的用電高峰承載 能力提出更高要求。用電需求和用電負荷的持續高速增長將助推增量電網建設。

3. 棄風棄光現象嚴重，電網建設迫在眉睫

上游裝機熱度不減，下游消納問題顯現。早在 2015 年三北地區就因消納能力落后而出 現嚴重的“棄風棄光”現象，隨后特高壓迎來建設高峰，八條跨省特高壓線路及時緩解 此電力傳輸痛點。根據國家能源局數據，2023 年全國風電利用率 97.3%，光伏發電利用 率 98%。但隨著新能源裝機的快速增長，一、二批國家大型風電光伏基地的相繼建成并 網，以及第三批國家大型風電光伏基地項目的陸續開工建設，國內消納方面迎來新的挑 戰。 電網難以承受過量新能源建設，市場化新能源面臨較大風險。根據國家能源局數據，2023 年風光發電量占比全社會用電量已經觸發了可再生能源占比超 15%的臨界值。同時，根 據全國新能源消納監測預警中心公布數據，2024 年 2 月中國風電和太陽能的利用率分別 驟降至 93.7%和 93.4%，跌破了 95%的消納紅線，青海和甘肅的風光利用率甚至降至 90%，明顯反映出電網已經難以承受過量的新能源。從電價方面看，風光現貨電價在 2024 年 2 月以來大幅下跌，如 2024 年 3 月山東省的光伏平均結算電價僅為 61.19 元/MWh， 市場化新能源機組面臨虧損風險。

4.能源發展超預期，電網建設需提速

我國用電結構整體呈現東多西少的局面且能源分布不均。80%以上的能源資源分布在地 廣人稀和資源豐富的西北部地區，而 70%以上的電力消費集中在東部和中部。基于獨特 的用電需求與能源分布的地域錯位，我國需要通過大規模的“西電東送”工程和跨區域 電力調度來滿足東部地區的電力需求，進一步加劇電網建設和能源傳輸的壓力。

目前我國電網主要面臨三大挑戰： （1）輸電網：東部地區用電量大，需要進一步吸收外來電源緩解供需矛盾。我國東部 地區經濟和工業活動密集，供電需求遠超本地發電能力，需要進一步吸納外來電源來緩 解其供需矛盾，推動輸電網尤其是跨區域的電力傳輸的發展。特高壓技術以高效可靠經 濟的方式實現區域大電網互聯，國家電網規劃“十四五”期間建設“24 交 14 直”共計 38 條/段特高壓輸電線路，隨著風光大基地項目審批陸續落地，預計我國未來對特高壓 走廊的需求將更加迫切。 2024 年以來，阿壩-成都東 1000kV 交流和陜北-安徽±800kV 直流分別于 1 月 11 日和 3 月 15 日開工，預計未來兩年將迎來建設密集期。但當前電力系統調節靈活性欠缺，遠 距離大容量跨區直流輸電受端換相失敗、輸電通道利用不均衡、調峰能力不足等問題凸 顯，未來需積極研發與應用先進電網技術，不斷提高電網運行靈活性和調節能力以適應 更高比例新能源接入，尤其是在大量跨域特高壓輸電工程建設后，后期的統籌調度更重 要。

（2）我國電源發展速度與電網建設速度不配套。目前我國棄風棄光電的現象較為嚴重， 發電并沒有被合理消化。具體來說，碳中和的背景下我國風光裝機高速增長，電源側投 資的高增長有目共睹，但過去兩年電源側和電網側的建設進度不同步，2022 年、2023 年電源側投資完成額分別同比增長 22.8%和 30.1%，但是電網側投資完成額僅增長 2.0% 和 5.4%，其增速遠低于電源側投資。增速存在差異的主要原因是電網基礎設施新建通 常由國家規劃驅動，需要 3-5 年的時間，而可再生能源項目主要由市場驅動，整個周期 僅需要 1-2 年，導致電網側相關建設進度會遠遠滯后于電源側，所以需要將輸配電網項 目的規劃和執行與長期能源項目的規劃過程進行協調和整合。

（3）配電網：由負荷側流向電源側的電量快速增長，對于現有設備、調控和服務邏輯 的影響非常大。2021 年以來，在政策鼓勵和光伏組件成本持續下降的大背景下，中國分 布式光伏快速發展，改變了配電網的原有形態，當分布式能源過量時，即局部地區“源 荷”發展不平衡時，可能引起配電網變壓器、低壓線路反向過載，甚至導致中壓線路以 及更高電壓等級電網反向重過載。此外，充電樁的大量接入也為配電網帶來一定壓力， 主要系充電負荷具有間歇且躍變的特點，若大量充電樁集中充電，將會出現負荷突增或 驟降，充電負荷接入比例較大的區域也偶發重過載問題。 根據國家能源局數據，2021 年我國分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏，截至 2023 年底我國分布式光伏累計并網容量達 25443.8 萬千瓦，全年新增裝機 9629 萬千瓦時。 根據工業和信息化部數據，截至 2023 年底，我國充電基礎設施累計達 859.6 萬臺，同 比增長 65%。基于分布式能源以及充電樁數量的飛速增長，我國迫切需要加快配電網的 發展，通過提升本地化的電力消納能力以及智能化管理，使更多的可再生能源可以高效 接入并使用，提升整體能源利用率。

5.配電網或將成為中國“十四五”末期發展重點

5.1 國內電網投資增長率回正，配電網重要性與日俱增

電網發展重心由輸電網轉移到配電網，電網發展戰略與時俱進。回顧過往情況，在歷經 從“重電源、輕電網”到“重輸電，輕配電”的發展階段后，自“十三五”時期開始， 配電網的重要性與日俱增。2023 年國家能源局組織頒布《新型電力系統發展藍皮書》提 出，“大電源、大電網”與“分布式”兼容并舉，多種電網形式并存。一方面持續完善特 高壓和各級電網主網架，提升大電網對新能源大規模開發、大范圍消納的支撐能力是電 網發展的重要方向；另一方面，分布式新業態不斷涌現，要求配電網改變原有形態結構， 提高承載能力。 電網投資金額增長態勢回暖，兩網投資有望向配電網傾斜。根據國家能源局數據，2023 年電網投資總額為 5275 億元，創近 5 年來歷史新高，整體增長態勢回暖，預計 2024 年 電網投資額也將超過 5000 億元。國家電網“十四五”規劃配網投資超過 1.2 萬億，占 電網建設總投資的 60%以上；南方電網“十四五”規劃將配電網建設列入工作重點，規 劃投資達到 3200 億元，幾乎占總投資的一半。我國配電網建設長期滯后于輸電網，兩 大電網投資有望在“十四五”末期向配電網傾斜，尤其是在電網通電、可靠性、配電自 動化、配網智能化等方面亟需提高。

5.2 智能化提升管理效率及穩定性，增配電網優化電力資源配置

與美國電網相比，中國的電網建設年限較短但仍需更新和擴容。相較于美國電網，中國 的電網建設相對較新，但隨著用戶用電需求快速增長，社會對配電網建設的及時性、配 電網結構的完善性以及供電能力提出更高要求，但傳統電網企業無法及時滿足多元化的 用電需求，相關設施需要進一步更新和擴容。中國已經啟動了電網升級和智能改造計劃， 以應對未來的電力需求。 配電網是將電能傳輸給用戶的最后一步，在電網中起到電能分配的作用。配電網是指從 輸配電變電所或者母線開始，將高壓電能通過變壓器降壓、分配而形成的橫向電力傳輸 系統，通常是指電力系統中二次降壓變壓器低壓側直接或降壓后用戶供電的網絡，是電 力系統中直接與用戶相連并向用戶分配電能的環節。

目前中國配電網總長度占比較低，配網線路長度占比將持續提升。 （1）從配電網建設里程角度分析： 從全球視角來看，根據 Rystad Energy 數據，截至 2024 年 2 月，全球電網線路總長度約 為 8600 萬公里，其中輸電網約 600 萬公里的高壓線路（超過 70KV）組成，配電網由約 800 萬公里的中壓（10-70KV）線路以及約 7200 萬公里的低壓（低于 10KV）線路組成， 預計 2030 年全球電網線路總長度將擴大到 1.04 億公里，2050 年將達到 1.66 億公里， 增長空間巨大。 從中國視角來看，2021 年中國配電網線路占比約 83%，IEA 預計 2030/2050 年中國電 網線路總長度將分別增長至 0.15/0.31 億公里，其中配電網線路長度分別為 0.12/0.28 億公里，配電網線路占比將分別提升至 83.1%/87.9%，配電網建設重要程度將大幅提升， 但相較于美國、歐洲等多個國家的配電網線路占比（高于 93%）仍較低，預計配電網的 建設將成為國內電網發展的重要推動環節。 （2）從配電網的投資額角度分析： 我國在電網投資方面與全球輸配電網總投資金額的分配存在一定差異，近幾年全球電網 投資總金額正在逐步偏向于配電網建設，但我國輸電網投資額的增速始終高于配電網投 資額。2023 年我國電網總投資額為 5275 億元，其中輸電網投資額為 2374 億元，配電 網投資額為 2901 億元，近年來配電網投資增速低于輸電網投資增長。 雖然近幾年國內配電網發展速度略緩慢，但隨著未來配電網建設長度的快速提升疊加目 前電網發展趨勢對于配電網發展的迫切需求，我們預計國內將加大對于配電網建設力度， 配電網投資增速提高具有較高確定性。

基于美國電力系統目前情況，可以為中國配電網發展挖掘出兩個關鍵方向：一是推進配 電網智能化建設，以提升電網管理的效率和穩定性；二是加快增量配電網的布局，優化 電力資源配置，滿足多樣化的能源需求。

5.3 加快補齊配電網短板，提升配電網智能化水平

美國電網在智能化建設方面具有先發優勢。美國作為全球智能電網技術的早期推動者， 在 20 世紀末就開始大規模投資和研究智能電網技術，多數地區和電力公司早已采用先 進的計量基礎設施，如許多州的智能電表普及率接近 100%。中國在智能電網建設方面 也投入巨大，但總體起步較晚，如偏遠地區智能電表的覆蓋率較低。總體來看，美國電 網在智能電表普及、分布式能源整合、需求響應、數據分析及網絡安全等多個領域，整 體智能化水平較中國電網更高，主要體現在技術成熟度及相關基礎設施的普及程度上。

從生活方面、生產方面、電源側、用電側多個角度印證發展配電網智能化的重要性： 生活層面，人民生活水平不斷提高，家電產品種類豐富，對于停電的容忍度逐漸降低； 生產層面，制造業升級轉型，企業智造化建設加快，對于電能質量的要求越來越高。目前國內配電網的發展水平仍存在一定差距：（1）自然災害頻發的情況對于配電網在極端 運行下的穩定性提出更高要求；（2）配電網發展不均衡的情況導致城中村、老舊小區或 農村地區的配電網結構薄弱，供電可靠性較低，需要不斷增強其可靠性和充裕性。 電源側，新能源裝機的快速增長疊加電源形式由集中式向分布式發展；用電側，國內電 力需求及電力負荷持續增長，對于供電及用電的可靠性要求越來越高。新形勢下，為實 現電力安全可靠供應和清潔低碳轉型，需要配電網進一步提質升級。傳統的交流配電網 難以滿足多元化用電需求，交直流混合配電網成為發展重點。

智能配電網主要具備信息化、智能化、互動化三大特征。傳統的配電網是被動的配電網， 其運行、控制和管理模式都是被動的，與其相比，智能配電網有著根本性的改革。智能 配電網是利用現代電子技術、通訊技術、計算機及網絡技術，將配電網在線數據和離線 數據、配電網數據和用戶數據、電網結構和地理圖形進行信息集成，實現配電系統正常 運行及事故情況下的監測、保護、控制、用電和配電管理的智能化。 智能配電網系統主要由主站、通信系統、自動化監控終端設備三大部分構成。其主要建 設方向在于配電自動化、檢測和保護等，可以加強對于電網的數字化、自動化和智能化 改造，提高電網的運行效率和可靠性，實現電力系統的靈活調度和管理。配電網的主要 變革方向：（1）由當前的無源網絡向同時具備發、配、儲、用一體的響應資源參與電力 系統運行；（2）由目前單純的交流供電進化成交直流混合供電；（3）多層次的自治運行 區域，可以進行靈活控制和網絡重構；（4）實現配電網海量信息的量測采集、雙向流動、 高效處理和邊緣計算與控制；（5）三流合一，構建成為開放共享的資源優化平臺。

5.4 增量配電網改革持續推進，推動電力系統市場化程度

政策對于配電網的承載能力及靈活性提出更高要求。根據華經情報網，2022 年我國分布 式能源累計容量達到 250GW，全年新增 50.8GW，同比增長 45.13%；根據國家能源局 數據顯示，截至 2024 年 7 月底，我國充電樁保有量達到 1060.4 萬臺，同比增長 53%， 其中公共充電樁 320.9 萬臺，私人充電樁 739.4 萬臺，對于配電網的承載能力提出更高 要求。同時，根據國家發改委及國家能源局提出的《關于新形勢下配電網高質量發展的 指導意見》，實現碳達峰碳中和目標要求配電網具備更強的承載能力，必須適應大規模分 布式能源、電動汽車充電設施、新型儲能、虛擬電廠等新主體、新業態的接入需要，在 形態上需要從傳統的“無源”單向輻射網絡向“有源”雙向交互系統轉變。到 2025 年， 需要實現配電網承載力和靈活性顯著提升，具備 5 千億瓦左右分布式新能源、1200 萬臺 左右充電樁接入能力。

美國電網市場化程度更高，中國電網主要以國家主導的壟斷模式運營。美國電網的高度 市場化可以更大程度促進市場競爭、價格機制優化、效率提升和技術創新，而相較于美 國電網的高度市場化，中國的電網更多是由國家壟斷企業運營，市場化競爭較少，市場 化進程也比較慢，兩者在市場化運作以及市場機制成熟度上有顯著的差異。 增量配電網是電力體制改革的重要突破口。增量配電網旨向現有電力系統中增加新的分 布式能源和負荷，以滿足能源需求和提高能源利用效率的系統，是指除了當地國網和電 網及電力公司以外的存量配電資產，售電公司可向地方政府能源管理部門申請并獲準開 展配電網業務，作為電力體制改革的重要組成部分，其本質為電力體制私有化，未來會 獨立電網并行存在。 推動電力系統市場化程度，促進智能電網及分布式能源發展。增量配電網允許非傳統電 力企業（如地方政府、民營資本、外資等）參與到電力配電業務中，打破傳統電網企業 在配電領域的壟斷地位，這種競爭機制可以促進電力服務的多樣化。同時，多元化的市 場參與者進入配電領域后，會在設備投資、運維管理、技術創新等方面投入更多的資源 以提高運營效率，不僅可以降低電力損耗，還能推動智能電網和分布式能源的應用。

增量配電業務改革具有三重重要意義：（1）引入社會資本參與配電網的投資和運營，促 進配電網的快速建設發展，滿足快速增長的用電需求；（2）在配電網運營領域引入競爭 者，盤活大量沉淀的配電網資產，通過市場競爭方式提高配電網運營效率；（3）鼓勵資 本社會對增量配電業務進行創新，提高終端用戶能源管理水平。 自“電改 9 號文”發布以來，增量配電網的發展已走過 8 個年頭。2015 年中共中央、 國務院在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》中提出鼓勵社會資本投資配電業 務，按照有利于促進配電網建設發展和提高運營效率的要求，探索配電業務有效途徑。 增量配電業務改革自 2016 年開始試點；2016-2018 年，多地陸續開展增量配電網試點， 并制定電價機制、電網接入等相關管理政策；2019 年國家進一步明確增量配電網發展目 標和政策支持，試點范圍也逐步擴大到全國；2020-2022 年，增量配電網建設進入規模 化發展階段，一些地區已形成較為完善的增量配電網運營體系，技術創新和商業模式探 索也不斷深化。

試點不斷取得新進展，但目前仍存在一定限制。截至 2024 年 9 月，我國一共進行了 5 批試點，共 257 個業主獲得資格，已經取得一定積極成效。但目前由于多種因素影響， 增量配電網仍存在價格形成機制不合理，經營權、發展權、收益權落實困難等問題。 具體問題主要包括： （1）增量配電網無法接入常規煤電機組，缺乏穩定的電力供給保障，國家鼓勵依托增量 配電網建設源網荷儲一體化（通過建設分布式電源和儲能，可以一定程度上保障增量配 電網電力供給，減少對公共電網的依賴，并且從增量配電網的分布式電源供電可以減少 約 0.2 元/kWh 的購電成本）。 （2）增量配電網沒有自己的供電能力，只能由大電網供電，但目前相關的標準均不統一。 例如電源接入的電壓等級、分布式電源和區域外的集中式新能源能否接入等問題均沒有 統一標準。 （3）增量配電網基本電費的分成問題還有待落實和明晰。例如在與省級電網共同享有分 成基本電費的情況下，省級主管部門暫未出臺基本電費分成指導性文件，基本電費問題 無法落實。 （4）當前增量配電無法獨立參與市場交易，只能從大電網買電，無法充分發揮出配電網 的調劑作用。 增量配電來源于市場需求，對電力體制改革具有重要意義。增量配電網能夠更好地統籌 區域能源稟賦、服務客戶多元化需求，對深化電力體制改革具有重要意義。我們認為未 來電網投資方向基本明確，配電網升級改在仍然作為發展重點之一，增量配電網可以滿 足配電網發展的建設要求，同時多個省份已經陸續出臺增量配電基本電費結算分成等政 策文件，大力推動增量配網的發展進程。