建筑光伏一体化解决方案 …………………………………………… 69 30. 零碳物流新能源重卡全产业链一体化协同共建项目 ………………………………… 71 31. 基于零碳、智慧理念的毫沁营 110kV 变电站工程方案 ……………………………… 73 32. 零碳楼宇碳源调度运营【CSO】解决方案 …………………………………………… 75 33. 聊城楼宇光热复合热泵零碳能源解决方案 …………………………………………… 并先后投建了磷酸铁锂和全钒液流 2 个储能电站，其中磷酸铁锂储能电站 2.5MW/5MWh，全钒 液流储能电站 1MW/4MWh，年供电约 600 万 kWh，具有安全性高、标准化高等特点，能有效 降低园区高峰时段用电负荷。 西子洁能崇贤制造基地 零碳智慧光储项目 零碳创新点 电源侧配备了屋顶分布式光伏；用户侧储能布局了单体较大的全钒液流电池电站，同时投 运了成熟的磷酸铁锂储能电站，能有效协同，解决园区有序用电；磷酸铁锂储能和全钒液流电 屋顶光伏发电，解决企业绿电供给，同时储能实现低谷时段储电，高峰时段放电以替代部 分厂用负荷，能有效降低园区用电负荷；削峰填谷需量控制，响应较快，并参与电网需求侧响应； 可实现年减排二氧化碳约 5725 吨。 锂电池储能电站 全钒液流电池储能电站 锂电储能站内设备柜 5 碳中和·零碳中国 6 零碳案例篇 申报单位 ◆ 国家电投集团科学技术研究院有限公司 国家电投集团科学技术研究院有限公司成立于 2015 年 9

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 图表19 抽水蓄能电站装机容量及容量电价汇总 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 图表20 第三监 率形式单列，2023年6月1日起执行。 • 2023.5 《关于第三监管周期省级电网输配电价 及有关事项的通知》印发，按电压等级核定输配 电价，2023年6月1日起执行。 • 2023.5 《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事 项的通知》印发，以一厂一价的形式核定容量费 用，由工商业用户分摊，2023年6月1日起执行。 • 2023.11 《关于建立煤电容量电价机制的通知》印 发，按省区设置煤电容量电价，费用由工商业用 、山西入市采用自愿原则，入市的新能源 全电量参与现货市场，山东未入市的新能源电站实际出力的 10%（2023 年标准）也要按照现货价格结算；广东 要求省内 220 千伏及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业全部参与现货市场交易（新能源入市详见第 7 条）。储能方面，自 2022 年 2 月山东首批独立储能电站以“报量不报价”方式参与现货交易后，独立储能已 陆续在各现货试点省份参与现货市场及调频等辅助服务市场。2023

收益不确定性增加，新能源装机可能不达预期，导致储能市场需求下跌，因此保守情况下预计2025源 网侧储能新增装机106.4GWh，同比增长8%。另外，2025年作为“十四五”规划的收官之年，风光大基 地建设有望加速推进，叠加老旧储能电站改造拉动源网侧储能需求同步上涨，因此乐观场景下预计可 达到160.2GWh，同比增长62%。 图15 2025年中国源网侧储能新增装机预测（GWh） 数据来源：EESA数据库 用户侧储能是指 高压级联技术加速渗透。高压级联型储能系统采用级联式的拓扑结构，可以无需变压器 直接实现高压电能的输出。高压级联型储能系统由功率储能舱、配电舱及控制舱组成，适用于新能源 电站、火储调频、独立储能、大型用户侧储能、构网型储能等应用场景。当前储能电站规模正从百 MWh迈向GWh时代，而高压级联储能系统因其无需经过变压器直接接入电网的特性，在大型储能电 站方面具有综合效率高、占地面积小、投资收益高等显著优势。此外，高压级联技术在构网时也更具 15000次长循环电芯VS常规电芯SOH对比 其三，“监控-预警-保护”三位一体，在安全性层面实现全系统升级。储能系统安全性是其商业化 应用的关键。现有的安全技术通过电气保护、电芯级监控、柜体消防系统等保证电站安全。未来，这 些技术将向更智能化、集成化的方向发展。例如，通过引入先进的传感器和人工智能算法，监控的颗 粒度变小，实现对储能系统的实时监控和故障预测；通过将电芯、柜体以及场站的消防系统更好的集

2018-2023 年陕西省各发电类发电量图 陕西省光伏电站以集中式为主，分布式为辅，其中分布式电站又以户用光 伏为主。2023 年，集中式光伏占陕西省新增光伏的 81.5%；分布式光伏占 18.5%； 其中户用光伏占分布式的 100%。累积量上，陕西省集中式光伏电站并网容量 1825.7 万千瓦；分布式光伏 466.4 万千瓦。 陕西省分布式电站还有很大开发空间，结合全国来看，陕西省的光伏利用 2：2018-2023 年陕西省各发电类发电量图 陕西省光伏电站以集中式为主，分布式为辅，其中分布式电站又以户用光伏为主。 2023 年，集中式光伏占陕西省新增光伏的 81.5%；分布式光伏占 18.5%；其中户用光伏 占分布式的 100%。累积量上，陕西省集中式光伏电站并网容量 1825.7 万千瓦；分布式 光伏 466.4 万千瓦。 陕西省分布式电站还有很大开发空间，结合全国来看，陕西省的光伏利用情况仅是 年新增并网容量（单位：万千瓦） 2023 年新增并网容量（单位：万千瓦） 截至 2023 年底累计并网容量（单位：万千瓦） 截至 2023 年底累计并网容量（单位：万千瓦） 其中：集 中式光伏 电站 其中：分布式光伏 其中：集 中式光伏 电站 其中：分布式光伏 其中：户 用光伏 其中：户用 光伏 全国总计 21630.0 12001.4 9628.6 4348.3 60891.8 35448.1 25443

18%。整体来看，在目前调研的企业中，新能源重卡的应用在供 需两端已经具备一定实践基础。 推进阻力：经济性考量阻碍新能源重卡部署 货主端 经济性不明显（购置成本高，使用频率低，运营成本或回报不确定） 基础设施不足（充电 / 换电站不完善，电力供应受限） 运营效率受影响（充电时间长，补能不便） 续航与载重问题（续航里程短，载重能力受限） 市场选择有限（适用车型少，难以满足业务需求） 融资与政策支持不足（贷款、补贴或激励政策吸引力不够） 融资与政策支持不足（贷款、补贴或激励政策吸引力不够） 续航与载重问题（续航里程短，载重能力受限） 运营效率受影响（充电时间长，补能不便） 市场选择有限（适用车型少，难以满足业务需求） 基础设施不足（充电 / 换电站不完善，电力供应受限） 维护保障体系不成熟（售后服务、维修能力不足） 0% 25% 50% 75% 新能源重卡应用挑战与政策诉求 调研结果显示，货主企业（88%）与物流运输商（79%） 将“基础设施不足”视为新能源重卡落地过程中的最大 挑战。基础设施不足主要体现为业务线路上充、换电站 或加氢站数量较少，补能受限。例如，当前纯电动货车 充、换电站数量不足且区域分布不均，在用车高峰期经 常出现充电桩数量或电池储备不足的情况，导致能源供 应难以保障。对于氢燃料电池货车，反馈显示已有加氢 站基础设施配套不到位、氢源不够充足，加氢排队情况

能源靠拢，从而提升系统抗扰动能力，并通过与储能的充分配 合提升自平衡能力。清洁能源场站的生产运营将实现设计、管 理、控制、交易四个闭环。即电站的设计建设模式转变为以数 据和仿真模型为基础的根因分析，进而生成设备技改或策略改 进计划，为管理维护环节提供支持；电站运行中对设备的实时 控制从目前的启停和故障复位，转变为基于设备健康度的生产 风险预控；在交易环节通过功率预测与价格预测做好智能排程 续 提升。为护航电力系统长期稳定高效运行，需要借助智能化与 数字化技术，建立覆盖源网荷储海量分散对象的精准预测感知 和应急响应机制。 关键场景： 设备状态感知与风险预警： 清洁能源电站、储能电站等基础设施投资巨大，运行状态随气 象变化、调度指令等因素频繁变化，随之带来安全性问题。特 别是电化学储能等设施存在一定风险性，一旦出现故障不仅 会造成经济损失，甚至会造成严重安全事故。因此需要基于数 史运行数据， 在出现异常时及时预警，识别原因，规避风险。 无人巡检与应急响应： 大型集中式电站多位于偏远地区，难以依靠人力完成日常巡 检、维护等工作。根据相关规划，到2030年中国将建设风光 基地总装机约4.55亿千瓦，而其中位于沙漠及戈壁地区的装机 量达4.18亿千瓦。当偏远区域的大型电站突发事故后难以及时 响应，可能造成巨大损失。而随着电网规模的不断提升，发 电、输电、变电、配电设施的安全监控与运行维护工作量与日

能源靠拢，从而提升系统抗扰动能力，并通过与储能的充分配 合提升自平衡能力。清洁能源场站的生产运营将实现设计、管 理、控制、交易四个闭环。即电站的设计建设模式转变为以数 据和仿真模型为基础的根因分析，进而生成设备技改或策略改 进计划，为管理维护环节提供支持；电站运行中对设备的实时 控制从目前的启停和故障复位，转变为基于设备健康度的生产 风险预控；在交易环节通过功率预测与价格预测做好智能排程 续 提升。为护航电力系统长期稳定高效运行，需要借助智能化与 数字化技术，建立覆盖源网荷储海量分散对象的精准预测感知 和应急响应机制。 关键场景： 设备状态感知与风险预警： 清洁能源电站、储能电站等基础设施投资巨大，运行状态随气 象变化、调度指令等因素频繁变化，随之带来安全性问题。特 别是电化学储能等设施存在一定风险性，一旦出现故障不仅 会造成经济损失，甚至会造成严重安全事故。因此需要基于数 史运行数据， 在出现异常时及时预警，识别原因，规避风险。 无人巡检与应急响应： 大型集中式电站多位于偏远地区，难以依靠人力完成日常巡 检、维护等工作。根据相关规划，到2030年中国将建设风光 基地总装机约4.55亿千瓦，而其中位于沙漠及戈壁地区的装机 量达4.18亿千瓦。当偏远区域的大型电站突发事故后难以及时 响应，可能造成巨大损失。而随着电网规模的不断提升，发 电、输电、变电、配电设施的安全监控与运行维护工作量与日

小时以上的长时储能将成为刚性需求。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”。 2024 年，我国 4 小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比 15.4%，较 2023 年底提高约 3 个百分点，2 至 4 小时项目装机占比 71.2%， 不足 2 小时项目装机占比 13.4%。 中国钠离子储能试点示范项目 示范项目名称 依托工程项目 项目业主单位 项目推荐单位 辽宁省昌图县 200MW/400MWh 钠离子电 池储能示范项目 兆瓦时级水系钠离子电池储 能示范电站 辽宁清电盛储新能源有 限公司 辽宁省发展改革委 安徽省淮南市山南高新 区水系钠离子电池储能 示范项目 山西华电福新发展华朔能源 有限公司独立储能示范项目 国网安徽省电力有限公 图表：各类储能在放电时间和容量性能的对比图 资料来源：能源发展网，泽平宏观 3）跨区域性：氢气的运输方式多样，包括气态输送、液态输送和 固态输送，氢储能不受输配电网络的限制，能够实现跨区域调峰。而电 化学储能电站则受限于电网和运输条件，难以实现跨区域调峰。特别是 在远海风能开发方面，随着海上风电的大规模发展，海上电力的输送和 消纳成为挑战。利用海上风电制氢，可以有效解决海上风电大规模并网 消纳难和深远海电力输送成本高的问题。

施，为实现规则化、制度化、常态化的绿电交易打下 了基础。 储能交易方面，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和 调度运用的通知》为抽水蓄能电站和新型储能电站明晰了价格形成机制，推动各类储能设备参与电力市场交易。 2023-2025年电力市场化改革趋势展望 到2025年，全国统一电力市场体系将初步建立。在这一宏观目标下，中国电力市场在2023-2025年间的主要发展 全国统一电力市场体系的要求，也强调培育多元竞争的市场主体。当前，中国参与电力市场的主体主要是煤电企 业、工商业大用户和售电公司，未来将有更多其它主体的进入: • 发电侧，当前煤电已全部进入电力市场，新能源、水电、核电电站的部分电量也参与市场交易；后续将逐步引 导各类电源有序进入市场交易，由优先发电计划逐步转变为电力中长期合同或差价合约。在发电侧，特别对 于增量的风电、光伏等电源，加大市场化进程以实现新能源更大规模的消纳。 能在山东、山西迈出参与现货市场交易的 第一步。山东市场中，通过现货市场价格套利以及获得容量补偿，是储能重要的收益来源。根据山东电力交易中 心公告，2022年间，累计8家储能企业参与现货市场交易，电站总规模712MW/1504MWh，共计参与现货市场交 易电量已超过2亿千瓦时。但是，储能参与现货市场交易，收益明显普遍低于理论计算值，主要原因有三个： • 峰谷电价难以预测。现货市场中日内电价

传 统 模 式 新 型 模 式 用户 电厂 新能源占比 逐步提高 新能源车/换电重卡 氢能大巴 绿 电 分布式智能电网 • 交直流混合配电网 • 智能微网 • 增量配电网 充换电站/加氢站 绿氨/绿色甲醇等化工燃料 实现化石 燃料替代 “三类一区” 绿能生态融合 绿能交通 综合智慧零碳电厂 /虚拟电厂 能源互联网 从用户侧解决电力安全 供应和系统灵活性问题 互相 步涵盖 分布式可再生能源、工商业及户用储能、电动汽车充 电桩等多品类资源，最终构建“源-网-荷-储”一体 化并可实时接受电网调度的综合型虚拟电厂。  现阶段平台已聚合60多个充电站和多个分布式光伏 电站。  集新能源及储能规划设计、投资运营、发电、售电、 用电、负荷资源开发等多种角色于一身，统一开展规 模化建设，可获得更大的可控资源池和调节能力。  进一步拓展了山东地区电力营销的业务形态。