大 量的储能。 目前，储能行业呈现两大发展趋势： 趋势一：长时储能是下一个风口。随着风光发电占比的进一步增加至 50%-80%，储能时长的需求将扩展至 10 小时以上，且长时储能将会成为 “成本最低的灵活性解决方案”。 趋势二：新型储能进入高速增长。截至 2024 年底，我国新型储能装机 规模首次超过抽水蓄能，达到 78.3GW/184.2GWh，功率/能量规模同比增 长 126.5%/147 .................................................................................. 7 4.1 钠离子电池储能：成本优势暂未凸显，未来会在特定场景发挥作用 ................................................... 8 4.2 固态电池储能：能量密度天花板更高，需解决界面问题 场化交易电量约 6.1 万亿千瓦时，同比增长 7.6%； 5) 储能为分布式能源和微电网发展筑牢根基，与分布式电源配合， 强化局部能源自给，保障孤岛供电稳定与安全可靠。 但当前储能技术受高成本、寿命短等问题掣肘，成为可再生能源发 展瓶颈，亟待突破，以实现两者协同发展，推动能源可持续转型，否则 可再生能源发展将在储能环节陷入困境，难以迈向新的台阶。 2 储能新趋势之一：长时储能是下一个风口

称为物流运输商）发展新能源货运的核心动因、 对新能源货运的接受意愿以及对绿色溢价的态度， 以识别推动市场发展的主要因素。 2. 探究电动重卡的推进与应用情况 了解电动重卡的应用现状、推进阻碍以及成本认 知等情况，分析新能源货运的实施现状与进展。 Objectives 研究目标 研究目标 此外，本次调研的结果将为后续试点项目的设计提供依据。在对市场现状和行业需求有更深入了解的基础上， 货主端 碳减排目标（减少碳排放，履行 ESG 或可持续发展承诺） 品牌形象与市场竞争力（提升绿色形象，获取更多商业机会） 总部或其他内外部需求（内外部要求或更倾向选择低碳运输） 长期成本优化（降低燃料、维护成本，提高整体经济性） 政策合规要求（满足法规要求，如低排放区、碳排放限制等） 政策激励支持（享受政府补贴、税收优惠、绿色金融支持等） 0% 25% 多重压力背景下，推动绿色运输转型的主要考量。 物流运输服务端 品牌形象与市场竞争力（提升绿色形象，获取更多商业机会） 碳减排目标（减少碳排放，履行 ESG 或可持续发展承诺） 长期成本优化（降低燃料、维护成本，提高整体经济性） 客户需求（客户要求或更倾向选择低碳运输） 政策合规要求（满足法规要求，如低排放区、碳排放限制等） 政策激励支持（享受政府补贴、税收优惠、绿色金融支持等） 其他

核心发现与洞察 一：破解碳中和难题，用能企业的能源系统转型是关键 双碳目标下，面对碳减排任务的紧迫性、供给侧可再生能源发展所遇到的消纳瓶颈、能源消 费的持续上涨、以及碳价持续上涨导致的未来企业用碳成本愈发高昂的这四个挑战，我们需要从 用能侧，审视企业的低碳转型，通过适当的技术手段和商务手段来助力用能企业有效节能降碳。 这不仅是国家层面实现双碳目标的重要一环，也是企业在应对低碳转型风险、把握未来机遇中不 源产消一体化的综合能源转型：即用能企业从原来单一的用电/能源的消费者，变成自己可以生 产、同时消纳能源、参与电力市场和电网互动的产消一体者。而在向综合能源转型过程中，用能 企业也将面临用电安全可靠、更为经济的用能成本和可再生能源本地最大化利用三大挑战。 三：微电网将成为用能企业不可或缺的能源基础设施 未来随着用能企业更多接入分布式能源、向能源产消一体化转型，涵盖本地新能源、储能、 负荷设备与能源管理系统的 ，也就是说，部署光伏和储能的经济性是调研企业普遍关注的问题；其次，未来电力市场化改 革将为企业带来新的商业机遇，如大规模用电、且具备灵活用电能力的企业可以通过参与电力 市场交易，降低企业用能成本、提升经济性，同时市场上也出现了负荷聚合商参与辅助服务、 能源即服务（EaaS）模式等第三方服务商，这些都会助力用能企业实现能源转型。 5 破解碳中和四大挑战， 亟待用能企业 1 能源转型 6

............................................................................ 33 15 辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导 .............................................. 35 16 辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源.. ....... 短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流，且有望进一步分时段细化.. ... 38 第七章 输配电价格机制 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 19 多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价继续下探空间有限 15 辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导 16 辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源 容量市场 17 容量机制从目前少数省份起步，将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试 运行的省份 18 短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流，且有望进一步分时段细化 输配电价格机制 19 多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价继续下探空间有限

故鼎新的一年。强 制配储落幕，储能行业发展如何从政策驱动转向市场驱动仍需思考；储能项目规模持续扩 大，但系统长周期安全稳定运行仍是难题；储能多种技术路线百花齐放，但部分技术距大规 模商用的理想成本仍有差距；储能应用场景不断深化，但在电力系统中的多元价值仍待挖 掘。为此，产业链上下游企业需潜心攻关、精研产品、协同创新，共推碳中和背景下的能源 变革。 储能领跑者联盟作为致力于深度赋能行业的平台，将在本次白皮书中全面展示碳中和背 中，其他”类别包含PCS、电 芯、电池系统、储能PC/EC和综合PC等。 数据来源：EESA数据库 中标价格方面，得益于大容量电芯的量产装机、规模效应的凸显以及原材料成本的降低，24年储 能系统单瓦时价格较23年有较大降幅。年度内储能系统中标价格筑底企稳，以磷酸铁锂储能系统 (0.5C)为例，全年中标均价为0.7054元/Wh，12月加权平均价格0.7093元/Wh；年度内储能EPC中标 象。电网侧重点布局调峰调频服务，利用储能的快速响应特性参与电网辅助服务，并通过配电网侧储 能增强电网韧性。用户侧以工商业储能为主，通过分时电价机制实现峰谷套利，同时与分布式光伏、 充电桩形成光储充一体化系统，降低企业用电成本。在偏远地区，储能与微电网结合为离网区域提供 稳定供电，并逐步拓展至5G基站、数据中心等新领域。随着电力市场化改革推进，储能正通过多种模 式深度参与电力交易，推动构建新型电力系统。 从2024

季节性供需不平衡问题 瞬时的供需不平衡是 需要解决的核心问题 3 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 0 电量成本 一 设备折旧成本 2.0 1.5 0.8 · 成本可接受 · 短周期储能的 问题不突出 0.0 风光电 短周期储能长周期储能 日内供需不平衡问题——短周期储能 靠储电池、双向充电汽车、日储电热泵等技 可再生能源发电 电制甲醇储电方式 . 其中发电设备 5000 元 /kW, 碳捕捉成本约 3000 元 /kW, 年运行小时数 1500h, 设备折旧约 0.36 元 /kWh · 绿色甲醇成本约 4.96 元 /kg, 折合 1.28 元 /kWh · 如何解决 ? 5 风光电 短周期储能长周期储能 电量成本 设备折旧成本 2.0 调 峰 发 电 成 本 ( 元 / K W 识 ■ 低成本地解决光伏发电与用电负荷季节性不平衡的问题 长周期储能问题的解决方案 冬 季 储热池放热 末寒期利用过剩光伏发电深度 提热制冰 秋 季 利用过剩光伏发电提升储 热池温度 春季 利用过剩光伏发电制冰 夏季 供冷 ( 冰 ) 回收空调余热 冬季 储热池放热 办 会 6 · 储热成本：是储电的数十分之一，可大幅降低成本 · 储热投资：按

的理念， 充分融合分布式光伏、太阳能光热、风力发电、储能 ( 热 )、蓄电池储电、溴化锂制冷、 交直流混合配电网、智能充电桩等多种能源供需、传输形式，通过各清洁能源的优化配 比及互补，降低用能成本，实现节能减排，打造“绿色”能源供给系统，实现对整个园 区提供“冷、电、热、汽”四联供的系统解决方案和一站式服务。该项目主要建设内容 见表 2。 表 2.1：西电宝鸡电气园区多能互补示范项目主要建设内容 溴化锂热源制冷系统 智慧能源管理平台 5 陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 总投资建设成本 2732 万元，各分项成本：光伏系统 2236 万元，输配电及控制系 统 50 万元，光热加储热系统 410 万元，储能系统 8 万元，风电系统 8 万元，充电桩系 统 20 万元。每年运营成本如下：光伏系统 10 万元 / 年，光热加储热系统 5 万元 / 年， 风电系统 1 万元 / 年，电池储能系统 年，电池储能系统 0.5 万元 / 年，充电桩系统 0.2 万元 / 年。该项目 具体建设成本占比和运营成本占比情况见图 2.1。 图 2.1：西电宝鸡电气园区多能互补示范项目成本及收益分析 项目的实际收益情况如下：发电上网电价 0.3545 元 / 千瓦时，峰谷价差 0.6 元 / 千瓦时，平均用电成本 0.7 元 / 千瓦时，使用年限均按 15 年计。年发电上网量 650 万千瓦时，售电

结构并试点电动汽车 V2G，鼓励电动汽车用户积极参与放电，缓解电网压力。 但目前需求侧资源规模化常态化开发利用方面还存在三大挑战。一是各类灵活性资 源差异大。灵活性资源在可开发潜力、建设条件、资源特性、成本效益等方面差异明显。 相较于电源侧，目前需求侧资源的可观、可测、可调、可控能力仍相对较弱。对于不同类 型灵活性资源的发展规划、建设进展、调度运行等缺乏统筹衔接，不利于各类型灵活性资 源的价值最 蓄热蓄冷”等形式可以实现在供 能稳定的同时提供更低成本的电力灵活性资源，有力支撑分布式光伏就地平衡和友好并网。 以常州某工业园区为例，将热泵与蓄热技术相结合，通过余热回收、蒸汽存储等方式，利 用谷电蓄热储电、日间光伏动态补热，可实现低碳、低成本制取蒸汽，同时压缩机增温增 压满足不同温度需求，每吨蒸汽耗电量由 750 千瓦时降至 410 千瓦时，系统能效比可达 1.85，制汽成本降低 50%[14]。依托电热双 源，也是江苏鼓励的可以以独立户号参与需求响应的市场主体 [19]。各地实践都验证了数据 中心作为“虚拟电厂”单元的技术可行性 [20]。如数据中心采用柴油发电机组，参照目前柴 油价格和柴油发电机组的发电效率，度电燃料成本为 1.5-2.0 元，柴油发电机从启动到带 全负荷一般仅需要 5-10 分钟，参考 2024 年江苏需求响应实施细则对快速避峰响应型资 源的补贴标准，度电补贴 4.2-4.8 元 / 千瓦时，数据中心负荷参与需求响应的经济效益明

相较于传统能源的优势愈发明显。根据国际可再生能源署 研究显示，2023 年新增的可再生能源项目中，81% 的项目成本都低于其化石燃料，光伏发 电下降至约每千瓦时 4 美分，比化石燃料发电低 56%。自 2000 年以来，在全球部署的可再 生能源已为电力部门节省约 4090 亿美元的燃料成本。新能源技术不仅在成本上已具有显著优 A 本文中的新能源主要指风能、太阳能；可再生能源包括风能、太阳能、水电、生物质能、地热能等；清洁能 年期间，清洁能源需要加速发展，保持年 均约 15% 的增长率，才能实现 2030 年三倍目标。二是实现新能源发展“质”的突破。未来十 年，新能源要实现对传统电源的可靠替代，保障电力稳定供应和电力系统安全可靠运行，将面 临技术、成本、机制等诸多新挑战，亟需通过技术突破和模式创新来实现新能源高质量发展的 “质变”。 国际交流与经验互鉴对加快全球能源转型具有重要意义。全球能源转型的本质是一场跨越国 界、技术、经济和文化的系统 设施，优化“集中式大基地 + 跨省跨区互联互 通”发展模式以推动实现新能源大规模开发利用，并依托“大规模投资 + 产业链整合”推动新 能源发电、电动汽车、储能等行业的快速发展，大幅降低新能源技术成本，使能源转型更加经济 可行，为其他国家尤其是发展中国家提供了重要借鉴与参考。 德国是全球能源转型的先行者。德国制定了雄心勃勃的气候目标，计划 2045 年前实现碳中 和，并承诺到 2030 年将可再生能源占比提升到