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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% 50% 75% 100% 11 Centre China 新能源货运的市场驱动力 新能源货运的推广需要市场中供需两端的协同驱动 75% 50% 50% 25% 25% 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% 100%

行动的重点任务之一。未来园区将进一步打通产 2.2 在能源上，推动清洁替代和能源微网建设 了完全的电气化和气代煤改造（电力及其它清洁能 源消费占比 90% 以上）；另有过半数量的园区电 力及清洁能源占比低于 50%，这主要是因为园内仍 存在来自火电厂、以及工业窑炉和锅炉等方面的传 统化石能源直接消费需求。值得注意的是，由于当 前阶段区域电网的清洁度较低（电网碳排放因子较 高），气代煤比电气化对园区排放水平的降低作用 业链，并积极参与其中高价值的链条，实现产业 效率的提升。 图 2-3. 含难减排产业的两种发展策略对比（以石化化工为例） 图 2-4. 园区电力及清洁能源占比 园区 A 石化化工为第一大产业，贡献了 超 50% 的工业产值 园区 B 石化化工产值贡献率低于园区 A，石化化 工产业与汽车及零部件产业几乎并驾齐驱 石化化工产业特色 园区石化产业上中下游全面发 展、园区石化产业关联度达 95% 精深发展为主，着力发展精细化工 23%（除 2017 年新试车 的千万吨级炼化产能外） “十三五”期间园区能源消费强度降低 20% 31% 13% 53% 90% 90% 70%-90% 70% 50%-70% 50% 50% 3% 园区层面的电气化、气 代煤等能源清洁替代工 作已取得一定成效，基 于多联供与可再生能源 的多能互补园区微网建 设正在深入 表现力洞察 I 绿色之星 — 中国园区低碳之路的先行者

计划通过碳循环冶金技术实现钢铁业 2050 年碳中和，并发行 20 万亿日元转型债 券支持传统产业升级；加拿大《碳管理战略》计划 2035 年通过 CCUS 技术实现年 封存 1500 万吨 CO2，并设立 50 亿加元基金支持碳捕集商业化；这一轮全球政策 迭代表明，碳中和竞赛已从减排目标比拼转向负碳技术主导权争夺，各国正通过 立法强制、资本杠杆与产业联盟构建新型气候治理壁垒，重塑全球经济秩序。 双 2.4 万亿美元（约 为化石能源投资的 2.5 倍），技术突破与地缘博弈双重驱动下，各国竞速布局未 来能源主权：美国以《通胀削减法案》升级版为杠杆，向 18 个州的 32 个新能源 项目追加 50 亿美元拨款，重点支持固态电池、钙钛矿光伏等前沿技术产业化， 构建本土化供应链并创造 1.8 万个高技能岗位；德国实施《国家氢能战略 2.0》， 将 2030 年电解氢目标从 10GW 上调至 15GW，投入 年多国政策 呈现战略回摆：美国特朗普政府重启后签署《美国能源独立行政令》，正式启动 退出《巴黎协定》程序（需一年过渡期），并冻结《清洁电力计划》等 15 项减 排法规，导致其 2030 年减排目标从 50%下调至 35%；欧盟受能源安全焦虑加剧影 响，德国联邦议院否决《可再生能源法》修正案（2035 年 100%绿电目标落空）， 转而通过《煤电应急法案》延长 12 座燃煤电厂运营至 2038 年，荷兰批准新建

著受益。 超 70%公司预计 2031-2040 年可实现聚变商业化，BEST 项目已开始总装 美中欧日等国家在聚变领域均制定了战略部署，如美国 Helion 项目计划在 2028 年实现 50 兆瓦的聚变发电。根据 Fusion Industry Association，截至 2024Q4，全球商业核聚变公司共有 46 家。在预计可控核聚变用于商业化时 间的调查中，超过 70%的受访聚变公司认为在 仿星器理论约束能力更强，设计复杂性是发展限制因素 ............................................................................. 50 附录 3：惯性约束已实现聚变点火，但能量转换效率低 ...................................................................... .......................................................................................... 27 图表 50： 电子在磁场中受洛伦兹力做回旋运动 ................................................................................

查 摘要 西北地区风光资源丰富，西北电网已成为我国首个新能源为发电装机主体电源的区 域电网。截止到 2023 年 12 月 31 日，西北地区新能源装机容量达到 2.1 亿千瓦，占比超 过 50%。然而，受本地消纳能力有限、外送通道建设滞后、风电、光伏等电源装机容量 年平均增速整体大于用电量增速等因素影响，西北地区面临严峻的消纳压力。 地处西北地区的陕西省是煤炭大省，具有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源， 园区原有的 5.9MW 分布式光伏发电系统接入能源管理系统 1×5kw 风力发电系统 220kw 的太阳能光热供热系统（550m 槽式太阳能集热器） 1380kwhth（热）固体储热系统 50kw�100kwh 磷酸铁电池储能系统 5kW 柔性 UPS 供电系统 交直流混合智能充电系统（7kw 交流充电桩 ×5、60kw 直流充电桩 ×3、120kw 直流充 电桩 ×1、60kw 直流输入充电桩 160kW 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

存量客户，有需求企业进行融合升级。 130MW 400MW 20MW/20MWh 200MW/ 360MWh 光伏 5.5MW 储能 5MW/10MWh 可调负荷 3MW 光储充车棚 300kW光伏+50kW储 能+20 台充电桩 分布式 光伏 2.61MW 接 入 需 求 侧 响 应 平 台 10.6% 8.7% 0.8100元/KWh 12.7% 46% % 梳理 梳理 升级 电上网 “大马拉小车”  典型案例：某工业园区综合智慧能源项目 #1集中式能源站：2*7MW+1*30MW燃气轮机 #2集中式能源站：3*50MW燃气轮机 #1集中式能源站：2*7MW+1*30MW燃气轮机 #2集中式能源站：3*50MW燃气轮机 建设周期长 电自用 供给需求匹配 成效显著 成效显著 天然气 天然气、生物质、 新能源等 集中供热（冷） 热（管网）共享 1*7MW燃气轮+1*18 。 已完成陕西甘泉、井冈山农高区等20余项。 产业园区型：面向工业园区、高新园区，统筹资源和需求，实现多能互补、循环利用、资源共享。 茅台智慧园区、青岛啤酒产业园、中粮健康科技园、山东高速产业园等50余项。 智慧城市型：面向新老城区，发挥能源系统网络化、数字化优势，融合智慧城市建设，实现能源+交通+ 产业+政务等统筹规划建设。福建平潭岛、眉山智慧城市、长沙大王山等30余项。 （三）创新实践与布局

11% 16% 15% 20% 24% 31% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2020 2021 2022 2023 2024 BEV EREV PHEV 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 2016 2017 2018 2019 2020 2021 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 大众 宝马 奔驰 通用 福特 STLA 丰田 本田 日产 现代 起亚 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 0 100 200 300 400

） . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50 rmi.org / 6 2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势 引言 2015年启动的新一轮电力体制改革已经走过了九个年头。2020年以来，随着“碳达峰、碳中和”和“构建新型电力 为火 电）的报价博弈空间，报价较低的机组会被优先出清，则现货市场边际出清价格也会随之降低，反之则升高。 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 00:00 12:00 02:00 14:00 04:00 16:00 06:00 18:00 08:00 20:00 10:00 22:00 24:00 交易时段 现货价格 元/MWh 结合省级电网可再生能源装机情况 确定：2024-2025年（图表22），这一比例普遍设定在30%（即每年每千瓦100元），可再生能源比例较高的部分省 区为50%（即每年每千瓦165元）；2026年起，这一比例在全国将普遍上浮至不低于50%，部分地区将上调至不低于 70%29。各煤电机组获得的容量电费由当地煤电容量电价和机组申报的最大出力共同决定。 发电侧容量电价水平，即固定成本回收比例，与

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%/147.5%。预计 2025 年，中国新型储能新增装机有望超过 50GW。 当前各新型储能 超长时储能：持续运行（放电）1 周以上的储能系统。 长时储能技术能显著提升新能源的消纳能力。当新能源装机占比达 到 15-20%时，4 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 储能新趋势之二：锂电储能超预期建设 24 年新型储能新增装机大幅增长，抽水蓄能占比首次低于 50%。 根据 CNESA 的不完全统计，截至 2024 年 9 月，中国已投运电力储能项目 累计装机规模 111.49GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同 比增长 48%，比去年底增长 29%。新型储能累计装机首次超过 50GW，达 到 55.18GW/125.18GWh，功率规模同比增长 119%，能量规模同比增长