2024年中国工业清洁电力

白皮书2024年11月 图䘏：Getty Images 目录 序言3 执行摘要4 引言：工业清洁用能势在必行5 1推动工业储能升级7 1.1引导储能有序发展和商业创新1.2完善储能参与的电力市场建设79 2扩大绿电消费规模11 2.1优化绿电市场顶层设计11 2.2促进绿电跨省跨区交易12 2.3鼓励企业长周期绿电采购12 结论14 撰稿人15 尾注18 免责声明 本文件由世界经济论坛发布，旨在为相关项目、洞察领域或互动交流提供参考。文件中发表的结果、解读和结论来源于由世界经济论坛推动并认可的合作过程，但文中内容并不一定代表世界经济论坛或其全体会员、合作伙伴以及其他利益相关方的观点。 版权所有© 2024 World Economic Forum。保留所有权利。不得以任何方式手段，包括影印和录制，或通过任何信息存储和检索系统复制或传播本出版物任何部分的内容。 序言 朱虹埃森哲全球副总裁、大中华区主席 Roberto Bocca世界经济论坛能源和材料中心总负责人、执行委员会委员 可持续发展强调对传统生产方式的颠覆，以创新作为推动力，促进经济、产业和能源结构向绿色低碳方向的转型与升级，构建绿色生产体系。这也是中国实现高质量发展的关键要素。低碳转型更是科技向善的体现，将促成新兴绿色职业领域的形成，生态环境与生产力的和谐发展，为绿色经济发展注入新的动力。 包括优化原材料向高端产品的转化，还需协同推进多项工艺转型措施，如推广电气化应用、提高能源利用效率、优化用能结构、以及大力发展清洁替代燃料等。这些转型举措均旨在减少工业对化石能源的依赖，加速推动工业能源消费结构向电力及可再生能源转型。预计至2060年，中国的工业用电需求将翻倍，且主要由可再生能源供应。 在全球清洁能源转型进程中，中国正发挥着日益重要的引领作用，在清洁能源技术和解决方案应用领域处于领先地位。凭借在清洁能源领域的优势，中国有望引领产业转型，在推动经济增长的同时，确保转型进程公平且可持续。在终端能源消耗侧，中国工业领域企业清洁能源转型将成为下一个十年的重点课题。全球的碳中和转型离不开中国的贡献，工业领域企业亟需推动自身的全面重塑，以可持续行动践行高质量发展。 工业是中国第二大碳排放源，在2020年约占全国碳排的三分之一。1,2为实现可持续发展，中国政府提出“双碳目标”，工业领域将是中国实现低碳变革、引领高质量发展的主战场。 在全面升级的进程中，除考虑清洁能源的使用对气候变化和可持续发展的积极效应，同时也要确保价格的可承受性和供应的安全性，实现能源的可持续性、可负担性和安全性三者之间的均衡。3工业领域亟需实现材料与能源的双重转型。这一进程不仅 执行摘要 持续推进中国工业领域清洁电力部署的十个观点。 工业领域企业可通过场内部署清洁能源设备和场外采购清洁能源电力两大方式实现自身的能源低碳转型。4聚焦到以政策解决经济性限制的角度，工业储能的发展和促进绿电消费模式是场内外的两大突破口。 同 时 ， 政 策 具 有 推 动 企 业 变 革 自 身 、 实 现 中 国“3060”战略愿景的引领作用，帮助通过市场手段激发企业低碳转型动力。 本报告提出了持续推进中国工业领域清洁电力部署所需政策支持的两大主题五个方向十个观点。 引言：工业清洁用能势在必行 工业清洁能源转型需要“两步走”，其中清洁电力使用是关键。 中国目前在全球重要工业原材料生产中占据显著地位，钢铁、铝和水泥的产量超过全球总产量的一半，化学品和纸张产量接近全球总量的一半。这对工业节能提效和绿色低碳发展提出更高要求。为了降低工业领域的碳排放，关键措施包括提高工业电 气化水平和增加工业用能中清洁电力的占比。从能源消耗结构来看，工业终端能源消耗中的电力占比将从2020年的25%上升到2060年的56%；在能源供给侧，可再生能源发电将占电力供应的83%。5 政策是推动工业清洁用能成功的保障 政策是引领工业领域向清洁能源过渡的重要力量，更是持续推进清洁能源部署的压舱石。它一方面为推动工业清洁用能提供了顶层设计，通过优化机制和模式创新，降低清洁能源项目的投资和运营成本，提高 企业采纳清洁能源的积极性。同时，通过制定严格的环保标准和排放限制，促使工业企业加速淘汰落后产能，采用更为清洁高效的能源和技术。 本文研究范围 工业领域可以通过发展场内清洁能源及扩大绿电采购规模两大方式部署减碳和电气化所需的清洁电力，而其大规模发展面临着来自于资源可用性、经济性、专业性等限制。在工业领域内，分布式可再生能源（如屋顶光伏）等技术手段逐步成熟，平准化度电成本降低带来了部署的经济性，推动着场内清洁能源的发展，然而弃风弃光仍是运营方关注的问题。场内可再生能源配储有望解决高弃风弃光率 的问题，这一方案近年来也得到了中国国家与地方政府的政策鼓励。在工业领域外，电力市场改革，特别是绿电市场和参与机制的持续优化和实践，是扩大绿电采购规模的保障。 本报告将从政策应如何支持和鼓励大规模推动工业领域场内清洁能源及绿电采购展开讨论。 推动工业储能升级 工业储能的高质量可持续发展，离不开政策的有序引导和商业创新，以及通过电力市场的稳步建设赋能储能运营效益提升。 当前，用户侧储能（主要以工商业储能为主）市场化发展机制已较为成熟，市场化手段促进了储能技术的进步，推进了用户侧储能的可持续发展。为进一步提高场内清洁能源部署与自发自用，需引导并激活储能在产业园区及工业领域企业的渗透。产业政策端推动工业储能升级有两大抓手，一是引导工业储能部署的有序发展，激发创新活力，二是稳步建设电力市场的现货、辅助服务和隔墙售电体系，赋能工业储能运营与经济效益提升。 在清洁电力的全面部署中，储能无论在电源侧的平滑输出曲线，在电网侧的调峰调频，还是在用能侧的提高可靠性、保障用电安全，都扮演着重要的角色。近年来，储能行业在中国迎来了快速发展。中国规划到2025年，新型储能装机规模将达到30GW以上，2030年实现全面市场化发展。6 从全球范围来看，中国在新型储能领域重返全球装机榜首。截至2022年底，中国已投运新型储能装机规模达8.7GW。7在2022年，中国表前储能占新增储能的93%，8仍占据主导地位，但工商业储能预期有较强的增长空间。9 引导储能有序发展和商业创新1.1 在工业应用领域，新型储能设备与场内分布式光伏、分散式风电等可再生能源搭配整合是实现工业用电侧清洁能源转型的重点举措。然而，电化学电池为主的新型储能成本居高不下，以锂离子电池为例，全生命周期度电成本普遍位于0.3元/kWh至0.6元/kWh区间，接近或超过了平均上网电价（0.35元/kWh）。如何服务和赋能各利益相关者，推动工业储能乃至通用储能产业的整体降本增效，成为了决策者在持续性推进工业储能部署的重点方向。上下协同，建全资源配置机制，或将是破局关键。具体来看： 因地制宜，统筹规划：考虑到不同地区在自然资源、经济发展水平、能源需求和政策环境方面的差异，及不同行业在商业模式、产业链条、用能场景、技术水平的区别，制定和实施储能项目时应采取因地制宜的策略。在维持增量的同时，“全国一盘棋”统筹协调各地装机量，引导工业储能在整体规划和布局中的健康发展，才能有效降低工业企业低效、重复投资的风险，保障储能项目投资的经济合理性和社会效益最大化，并最大限度地降低因投资建设风险带来的成本上升。 式。工业储能也可结合多种分布式储能技术，积极探索共享、虚拟电厂、社区储能等多种应用场景，实现“源网荷储”一体化。创新商业模式之上的保障机制也需要逐步落实。例如，针对共享租赁市场，应制定相应的运营规范或指导原则，并构建具备公信力的地域性容量租赁平台，以保障交易过程的透明性与公平性。 鼓励创新商业模式，制定配套政策：储能设备成本的高企，抑制了工业企业参与变革的动力。通过创新商业模式拓宽业主资金筹措渠道，可以有效地降低融资成本和财务压力，并通过配套政策保障项目各方的利益和效能的提高。例如：在现有主流业主自投、合同能源管理、纯租赁等商业模式的基础上，可进一步探索“合同能源管理+融资租赁”模 案例1 浙江 以浙江省为例，由于储能系统建设成本高昂且回收周期长，此前当地市场主体对参与储能建设的意愿不强。浙江省各地区通过探索多样化的用户侧储能激励政策，提高储能项目经济性，以支持光伏配储产业发展。目前浙江省新建储能系统的回本年限与光伏项目接近，以建设一座100MW工商业光伏 电站和其配套20%作用时间为2小时的储能系统为例，光伏电站的总成本为3.15亿元，25年收益为26.7亿元，回本年限2.95年。储能电站的总成本为2840万元，前8年的总收益约8259万元，回本年限为2.8年。 完善储能参与的电力市场建设1.2 提升储能运营商的潜在收益有助于促进其部署。加速储能与电力现货市场的整合、扩大储能参与的辅助服务范围、探索研究“隔墙售电”实践是提升工业储能运营经济效益的三大核心策略。政策制定方可考虑从这三点切入，提升工业业主参与储能运营的信心。 虚拟电厂以聚合模式参与现货、辅助及长期市场交易。10,11内蒙古、河北、上海、广东等地已出台试点政策和指导意见。12,13,14,15在盈利模式上，中国鼓励各地根据电力现货市场电价适时动态调整目录分时电价时段划分、浮动比例，16减少企业的用电支出。在接入电力现货市场后，通过“低买高卖”增加工业储能收益，真正实现工业储能的商业盈利。 加快储能融入电力现货市场：中国电力现货市场正从地方试点向全国范围发展，山东、山西、甘肃、青海、广东等省份出台的政策进一步向储能市场传递了两大信号：一是地方性政策将促使储能更快融入电力现货市场，随着收益来源的扩展，储能的经济性将得到增强；二是随着市场交易机制完善和独立储能电站参与的增加，累积的交易经验和能力将变得更加重要。 扩大储能辅助服务能力：工业储能系统可以根据电网调度指令释放或储存电能，实现电力供需的平衡，并提供诸如调峰调频等电力辅助服务。随着电力现货市场的逐步成熟，系统调峰功能预计将通过电能量市场得到完全实现，进而可能导致调峰服务的重要性减弱。因此，发展多样化且全面的辅助服务市场成为了政策引导下电力市场改革的新目标。增加储能可参与的电力市场辅助服务种类，不仅能进一步展现储能系统提供多样化服务的灵活性和卓越性，同时也有助于提升储能项目的收益。 而在电力现货市场建设中，仍需进一步扩大试点区域，以通过省际和区域协作政策，扩大储能市场参与范围和收益来源。同时，需要鼓励工业储能体量小、难以单独满足市场需求的储能项目，通过 案例2英国 英国已运行或正在制定的储能可以参与的电力市场服务品种超过20种，17且还在根据电力系统的变化不断探索新的服务品种。在调频辅助服务上，英国目前已有固定频率响应、动 态遏制、动态稳定、动态调节等多品种，18,19助力英国国家电网稳定运行，化解因频率波动导致的停电危机。 共享储能模式的重要前提。“隔墙售电”经历了三阶段发展，除了苏州工业园区、常州郑陆镇武澄工业园等几个试点外，整体落地项目数量较少，使得储能缺少参与“隔墙售电”的应用场景。 研究探索储能参与的“隔墙售电”模式：“隔墙售电”是指分布式能源通过配电网直接对周边用户售电，消除了先低价售给电网后用户高价回购的流程。“隔墙售电”不仅帮助工业储能组成的微电网参与配网侧的电力直接交易，同时也是构成用户侧 二是要完善电力平衡责任分摊机制，以应对“隔墙售电”给电网管理带来的挑战。现行过网费机制未完全覆盖电网公司提供的服务成本，导致责任与权利不一致。现辅助服务定价主要针对发电侧，而忽视了用户侧的责任。扩大用户侧辅助服务主体范围，并建立成本补偿机制，可以公平分摊成本并激发市场参与者的活力。 在持续性推广“隔墙售电”模式上，应促进电源侧、电网侧及用户侧的协同参与，解决分布式可再生能源接入对配电网的影响，可从以下两方面入手：一是建立科学合理的价格体系，以反映“隔墙售电”对电网的成本和价值。可借鉴国际经验，创建综合电价体