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1、拥抱能源产消一体化双碳背景下的企业用能转型施耐德电气商业价值研究院与上海交通大学 ESG 研究院联合出品https:/https:/ 2021 年 5 月。遵循严格的方法和为社会做贡献的使命，我们通过对中国经济、产业和商业进行严谨、实用和创造性的研究，为公众和商界提供融合全球智慧的专业洞见，致力于成为推动中国经济、社会和企业可持续发展的领先智库。我们的研究团队汇集了绿色智能制造、绿色能源管理领域的一线专家、深耕前沿技术的研发工程师、参与行业政策和标准制定的专家学者，也聚集了来自业界各科研院所的学术界领袖、为企业掌舵的管理层，以及来自于通讯、信息安全、互联网、管理咨询、市场研究等领域的生态伙伴专

2、家。我们的研究内容涵盖行业、技术、宏观等方面，同时基于自身发展以及所提供的企业咨询服务中的积累，将深入探讨企业战略、研发管理、供应链管理、营销、财务、人力资源、品牌推广等话题，并与社会积极分享研究成果。我们的研究方法结合定性和定量分析，通过一线调研，以数据驱动分析，实现深层价值提炼，进而帮助企业中高管理层把脉宏观，见微知著，助力企业探索可持续发展之道，把握时代机遇，加速变革转型。施耐德电气商业价值研究院介绍上海交通大学环境社会治理研究院（ESG 研究院）于2024 年 10 月 12 日成立。作为上海交通大学校级研究平台，研究院由安泰经济与管理学院牵头，联合环境科学与工程学院、数学科学学院、智

3、慧能源创新学院，未来还将与国家部委、国际组织、知名企业、工业互联网平台等外部单位和机构进行合作。上海交通大学 ESG 研究院致力于构造国内引领、国际认可的 ESG 评级体系，打造与国际 ESG 评级机构常规性的对话与合作平台，推动中国企业 ESG 表现和国际评级的提升，打造开源、开放的 ESG 数据信息库。研究院将坚持开展高水平、高质量的科学研究，把构建跨学科复合型 ESG 人才培养体系作为重要使命，把推动中国企业 ESG 表现和国际评级的提升作为长远愿景。上海交通大学ESG研究院介绍目录CONTENTS前 言01核心发现与洞察03第一章：破解碳中和四大挑战，亟待用能企业能源转型05第二章：技

4、术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”10第三章：经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力26第四章：用能企业转型的未来381前言：全球气候危机日益严峻，中国实现双碳目标更是一场前所未有的挑战。面对这一历史使命，我们深刻认识到，能源是主战场，电力是主力军。而能源转型绝不仅仅意味着，在现有的能源体系中简单的提高新能源的占比，其本质则是能源体系的结构性变化。因此，作为全球最大的能源生产国和消费国，中国必须将能源转型的内涵从“供给侧”拓展到更广泛的“用能侧”。本报告旨在唤醒用能侧资源，探索通过创新的技术手段与商业策略深度融合，启发和指引用能企业如何更有效地融入和实现能源转型，加速推动“双碳”目标的实现

5、。报告的核心发现聚焦于用能企业在能源转型中的关键角色与路径。首先，碳中和目标的实现高度依赖于用能企业能源系统的根本性转型，这是企业不可回避的责任与机遇；其次，用能企业将从传统的能源消费模式，逐步向能源产消一体化转型，实现自给自足与高效利用的双重目标；最后，在此过程中，微电网作为未来新型电力系统的重要组成部分，将成为用能企业的能源基础设施形态。构建全生命周期的“能源新质生产力”是企业实现转型的有力方式。从优化能源效率和调整能源结构两方面入手进行整体规划，从看清楚、给办法、能落地和可持续等全生命周期角度进行建设运营，达到整体能源利用效率最优。而这则对企业的运营能力提出了更高的要求和挑战：不仅要在技

6、术手段上不断创新，更要在经济性上实现可持续。为此，施耐德电气商业价值研究院联合上海交通大学ESG研究院，通过对建筑楼宇、制造工厂、产业园区、数据中心等关键行业/场景116家用能企业的企业一把手、ESG或可持续发展负责人、节能/降碳管理负责人、生产负责人等进行深度调研和访谈，并融入政策分析和行业实践经验，最终呈现此本报告。希望为管理层提供一份精炼且有价值的决策参考，助力企业在能源转型的浪潮中把握机遇，提升竞争力，实现经济效益和社会效益的双赢。尹正施耐德电气执行副总裁中国及东亚区总裁2前言：在中央政治局第十一次集体学习时，习主席强调：绿色发展是高质量发展的底色，新质生产力本身就是绿色生产力。必须加

7、快发展方式绿色转型，助力碳达峰碳中和。上海交通大学ESG研究院成立的宗旨，就是通过构建开源的数据平台，开放的研究组织，集合安泰经济与管理学院、智慧能源创新学院、环境学院和数学学院的力量，识别中国实现低碳转型的核心问题、发现解决这些核心问题的有效途径，并和关心低碳转型的社会各界力量，推动中国企业的低碳转型，并在此基础上推动中国企业在环境、社会和治理三个层面的全面升级，帮助中国企业实现一种更整体、更持续的成功。能源结构变革是实现低碳转型的关键。中国在这方面的成就举世瞩目。2023年，中国在能源转型方面的投资，达到6800亿美元；2024年7月底，中国光伏和风能发电的装机容量，标志性地突破了12亿千

8、瓦。2023年中国新能源汽车、锂电池和光伏的出口总额超过了1万亿，成为中国出口的新三样。与此同时，我们也清晰地看到了诸多的挑战，其中最为关键的是：新能源装机容量的飞速增长，与电网消纳能力有限之间的矛盾日渐突出。在去年年底，在河南、山东这样的光伏大省，光电上网难的报道，时常见诸媒体。我们认为，用能侧的转型，在未来的一段日子，会成为中国低碳转型的主力军之一。首先，用能企业的节能改造和新能源替代，以及用能企业源网荷储的数字化综合能源改造，能直接降低化石能源的直接和间接消费；其次，用能企业的能源数字化运营能力，能够使其以需求侧响应的方式介入电力市场、参与虚拟电厂的建设，这会直接提升电网的灵活性和新能源

9、的消纳能力。实现用能侧的转型，需要政策制定者、用能企业、学术界和电力电子企业的共同努力。很高兴我们和施耐德电气在共同愿景的基础上达成这项合作，进行用能企业能源转型的调研，并在此基础上，提出我们的观点。盼望我们的报告，能为中国的能源转型，贡献些许认知。也盼望这个报告会成为上海交通大学ESG研究院与施耐德电气合作的起点，期待我们一起，能够为中国的可持续未来，添砖加瓦。尹海涛上海交通大学ESG研究院执行院长安泰经济与管理学院教授3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

10、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、把握未来机遇中不可或缺的战略选择。二：向“产消一体化”转型，是用能企业能源消费的必然趋势随着新型电力系统电源结构的不断演变，新能源渗透率将不断提高，在当前可再生能源通过集中式发、输方式无法满足广大用能企业对绿电需求的情况下，用能企业将从传统能源消费向能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

11、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微电网形态将成为新型电力系统架构下，用能企业不可或缺的能源基础设施。未来的电网模式应该是大电网与微电网的结合体，大电网的架构是微电网发展的前提条件，而微电网具备充分接纳清洁能源、调节能力强等特征，能够为大电网提供补充，从而成为用能企业的能源基础设施形态。微电网的技术优势也将为用能企业提供安全价值、经济价值和绿色价值。4四：从点到线，构建全生命

12、周期“能源新质生产力”对于用能企业来讲，拥抱能源产消一体化转型，具体可以从优化能源效率和调整能源结构两方面入手。考虑到此过程中，建设和参与方众多，利益难以协同，所以必须从用能企业视角来进行整体规划，从看清楚、给办法、能落地和可持续等全生命周期角度进行建设运营，达到整体能源利用效率最优，从而构建用能企业的能源新质生产力。五：灵活参与电力市场化改革，将为企业带来新的商业机遇在用能企业的能源产消一体化转型过程中，经济性分析不可或缺。首先，“能算得过来账”，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

13、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，亟待用能企业能源转型16 拥抱能源产消一体化1.1 时间短任务重，碳中和窗口期逐渐紧迫2015年，全球200个国家和地区达成巴黎协定，首次提出“碳中和”，标志着全球应对气候变化的决心。2020年，中国提出要力争在2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标。2022年10月，中国共产党第二十次全国代表大会进一步明确了积极稳妥推进碳达峰、碳中和的战略方向。从国际的横向比较看，中国要实现碳中和的目标，

14、面临的任务更艰巨、挑战更大。美国和欧盟虽然都承诺在2050年实现碳中和，但是它们的碳排放都已经达峰，峰值远远低于中国在2030年的预期峰值；而且从“碳达峰”到“碳中和”，美国和欧盟分别有43年和71年的时间，中国只有30年的时间。也就是说，中国要在更短的时间内，完成比美国和欧盟更为艰巨的减排任务，这要求中国在碳达峰之后，用更快的速度降低碳排放，图1形象地展示了这个挑战。05101520With the rate during 2010-2019The 14th“five”year plan Net cumulative emissionsUSAEUJapanbCO2emissions(Gt C

15、O2 a-1)The“14th five”year plan2010 2019图1：各国碳中和路径达标时间对比图数据来源：Chen B,Chen F,Ciais P,et al.Challenges to achieve carbon neutrality of China by 2060:status and perspectivesJ.Science Bulletin,2022,67(20):2030-2035.7 破解碳中和四大挑战，亟待用能企业能源转型1.2 新能源消纳瓶颈凸显，亟待用能侧平衡助力在过去十年，得益于政策的鼓励和新能源发电成本的降低，中国新能源获得了飞速的发展（参见图2）

16、。根据2024年8月份出版的中国的能源转型白皮书，从2013年开始，在全世界可再生能源的新增装机容量中，中国每年的贡献度都超过了40%，2023年更是超过了50%。2023年，中国在能源转型方面的投资，达到6800亿美元。截止2023年底，中国并网风电和太阳能发电合计装机容量已达到10.5亿千瓦，占全国总装机容量比重为36%。根据中国电力企业联合会的预测，到2024年底，我国新能源发电累计装机规模将达到13万亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至40%左右。随着中国风电和光伏发电的装机容量迅猛增长，电网的消纳能力瓶颈愈显突出。因为风电和光伏的间歇性和不稳定性，电力供给就会出现波动；如果电力的需求侧

17、仍然是刚性的，波动供给侧和刚性需求侧之间的耦合任务，就需要电网去完成，随着供给侧的波动性越来越大，电网也越来越力不从心。2023年，关于在河南和山东等光伏大省，在阳光充足时段限制光伏上网的报道，时有发生。2024年3月18日，国家发改委发布了全额保障性收购可再生能源电量监管办法，反映了当前可再生能源消纳的困局。2024年2月全国新能源并网消纳情况的数据显示，2024年2月份全国光伏发电利用率为93.4%，首次跌破95%，电网消纳能力已接近极限。这表明，在供给端通过大规模可再生能源发电建设实现能源转型的思路，目前遇到了瓶颈。在用能侧建设分布式能源系统，至少有两个优点：第一，分布式自发自用，减轻电

18、网平衡供给和需求的负担；第二，需求柔性，通过需求侧管理，可以帮助电网实现供需耦合。因此用能侧的变革，是解决新能源消纳问题、助力传统能源向清洁能源转型、实现“双碳”目标过程中不可或缺的战略步骤。风力发电（兆千瓦）光伏发电（兆千瓦）30201020142019201220162021201120152020201320182017202220230231646617725427697131147163129184174209204282254329307366393441609图2：2010-2023全国风电与光伏装机容量数据来源：中国电力统计年鉴20238 拥抱能源产消一体化1.3 能源消费持续

19、上升，更须用能侧减排对冲近年来，虽然火电在中国电力结构中的占比不断下降，但是从量上看，火电仍然在不断地上升（参考图3）。也就是说，中国的能源消费增长中相当的一部分，仍然要靠火电来满足。这显然会给未来的碳中和，带来很大的负担。图4显示，中国能源消费总量持续上升。这表明，企业需要在需求侧采取更积极的碳减排措施，以应对未来可能出现的能源供需失衡和碳成本压力。至少有三个相互联系和互补的手段：提高能源效率、运用能源管理系统、以及建设分布式能源。首先，提高能源效率通过优化设备和工艺，减少能源消耗，从源头降低碳排放；其次，运用能源管理系统可以实时监测和分析能源使用情况，进一步提升能源效率，及时调整和优化能源

20、配置；最后，建设分布式能源系统能够在局部区域内自主生成和使用清洁能源，减少对集中式电网的依赖，进一步降低企业的碳足迹。这三者共同作用，有助于实现从能源使用优化到管理提升，再到能源生产方式转变的全面低碳转型。火电发电量（万亿千瓦时）可再生能源发电量（万亿千瓦时）20152017201920212016201820202022202342,84215,30416,96118,49920,64822,83324,48827,28429,59931,90944,37147,54650,96352,20253,30358,05958,88862,657图3：2015-2023全国火电发电量与可再生能源发

21、电量数据来源：中国电力统计年鉴2023能源消费总量（万吨标准煤）增长率（%）201520182016201920212017202020222023600,0007%6%5%4%3%2%1%0%500,000400,000300,000200,000100,0000图4：2015-2023全国能源消费总量数据来源：中国能源统计年鉴20239 破解碳中和四大挑战，亟待用能企业能源转型1.4 碳价步步攀升，亟需优化运营降低企业碳成本在未来中国，企业的用碳成本上升趋势非常明显。这主要是两个原因：首先，碳价是由碳交易市场上的供给和需求决定的。中国2030年碳达峰之后，由于1.1节中阐述的原因，碳额度的

22、供给必将迅速减少。供给减少，需求仍在，价格只能是上升。这一预期在欧盟市场上得到验证，2020年之后，由于欧盟碳市场（EU ETS）进入第四阶段，实施了更为严格的排放上限、减少了可交易的配额总量，碳价在此期间显著上升。其次，欧盟2023年通过了碳边境调节税，倒逼碳价较低的国家和地区提升用碳成本。碳价的上升直接增加了企业的碳排放成本，从而大幅提高传统高碳排业务的生产和运营费用，企业需要寻求降低碳排放的生产和运营方式来面对碳成本的管理问题。显然，用能侧的低碳转型有助于企业，在碳成本不断攀升的未来，保持财务稳定和市场竞争力。图5：全国碳排放权交易市场交易运行情况数据来源：全国碳市场发展报告（2024）

23、综上所述，面对减排任务的紧迫性、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。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、把握未来机遇中不可或缺的战略选择。10技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”211 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”2.1 拥抱转型但缺乏经验，企业能源管理三大现状2024年8月，国家能源局发布关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知下达各省市可再生能源消纳指标，并以试点方式对高耗能行业的绿电消费比例设置目标，国家

24、层面的减碳目标与行业节能降碳压力都推动着用能企业加速低碳转型。基于前面第一章所提到宏观背景，具体到用能企业的能源管理现状又是如何？为此施耐德电气商业价值研究院联合上海交通大学ESG研究院对来自建筑楼宇、制造工厂、产业园区、数据中心等行业/场景的百余家用能企业高管进行调研，探索用能企业在双碳背景下的能源管理现状。现状一：七成企业意识到用能策略调整必要性，降本增效和政策驱动为主要动力理念上，约68%的用能企业高管已认识到，双碳目标与新型电力系统的建设会对企业的用能方式和成本产生影响，其中52%的企业已经在积极调整企业用能策略。从我们的企业访谈来看，企业用能策略调整源于两个主要动力：一是降本增效，如

25、某受访企业正打算引入数字化的能源管理系统和部署光伏储能方案，原因在于行业产能过剩的情况下，降低能源使用成本、提升企业竞争力是必然选择，企业期待通过部署新能源来节省外购电和天然气成本；二是政策驱动，如某园区响应政府降低能耗、建设生态园区号召，通过关停改造、节能技改、部署分布式光伏等措施，实现能耗强度七连降。听说过这些概念，但未深入了解其对企业用能的影响赞同，在积极调整企业用能策略没有意识到这些会影响企业用能赞同，但尚未采取具体行动52%16%28%4%图6：您是否认为双碳目标和新型电力系统建设会对企业用能方式和成本产生影响?（单选）数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳背景下的企业用能转型

26、高管调研，n=11612 拥抱能源产消一体化现状二：八成以上企业能源管理方式粗放，亟需提升能源管理水平根据调研结果，仅14%的企业会在使用节能产品的基础上，结合较为先进的数字化技术，进行各类能源的实时监控和动态能效管理，这表明真正做到利用先进数字化手段实现节能优化的企业不多。而其他86%的企业仍采取传统或者粗颗粒度（月度或年度）的能源管理方式。从施耐德电气赋能众多企业案例来看，我们认为：首先，在企业投资允许的情况下，应采用数字化手段替代手工抄表等传统粗放管理方式，来节省人力和确保用能数据的准确性；其次，数字化管理节能不应该只停留在采集和展示数据的层面，而应进行数据价值挖掘和分析优化，为企业节能

27、提供指导，而这需要了解工艺、设备和用能的专业工具和人员，正是许多用能企业面临的挑战。通过使用节能产品，并借助各类仪表及运维人员管理企业的基本用能情况使用节能产品及更为先进的数字化手段，来实时追踪各类能源的使用情况，结合生产运营特点进行动态的能效优化暂无在节能产品的基础上，运用一定数字化手段，实现部分能源数据的采集和分析，以季度/年为单位优化企业用能42%25%14%19%图7：您企业目前对能源（水、电、气）的管理方式为?(单选)数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳背景下的企业用能转型高管调研，n=116现状三：企业缺乏能源管理规划和实施经验 在实际电能利用过程中（如图8所示），64%的

28、企业面临电费过高问题，30%的企业曾遭遇当地电网停电问题，29%的企业存在用电安全问题，28%的企业需要应对产能提升带来的扩容问题针对以上挑战，在能源管理实践方面，企业也采取了众多应对措施（如图9所示）：当前最为普遍的措施集中在员工培训和提升节能减排意识（75%），其次直接投资节能设备和技术、安装可再生能源发电设备、采购绿电、对能源和碳排的数据采集及数字化显示也是相对较多的措施。而在企业访谈过程中，众多企业高管仍然表示，虽然节能措施众多，但是每个企业的实际用能情况和业务发展背景不同，往往还是面临如何选择最具经济性、最佳落地可行性的能源转型方案的挑战；并且随着能源政策的不断更新，企业需要及时调整

29、策略以符合新的法规，而能源管理往往不是企业的主业，没有现成的know-how，所以需要依赖外部专业合作伙伴完成前期规划和借鉴实施经验。13 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”图9：在您企业中，哪些能源管理措施正在或已经实施以管理碳排放?(多选)数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳背景下的企业用能转型高管调研，n=11630%29%28%13%64%电费过高问题当地电网停电问题用电安全问题产能提升带来的扩容问题其他图8：在您企业的电能利用过程中，是否存在如下挑战?（多选）数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳背景下的企业用能转型高管调研，n=11675%员工培训和节能减排意

30、识提升42%采购绿电或安装可再生能源发电设备38%运用数字化手段，跟踪采集能耗和排放数据，优化能耗16%改善建筑绝缘和密封8%参与碳交易市场7%其他56%更新节能的设备和技术14 拥抱能源产消一体化2.2“产消一体化”是企业能源转型必然趋势2.2.1用能企业从传统能源消费向能源产消一体化转型根据舒印彪院士团队测算，我国二氧化碳排放总量116亿吨，能源活动碳排放101亿吨、占比87%，能源活动中，电力行业碳排放46亿吨、占比46%1。由此可见，实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军，新型电力系统是其中的关键载体。而随着新型电力系统电源结构的不断演变，新能源渗透率将不断提高，尤其是新能源消纳瓶颈

31、凸显的情况下，用能企业将从传统能源消费向能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。VS.集中式发电输电配电电力零售能源消费者多形式集中发电输电更复杂的配电 电力零售及运营Prosumer能源产消一体化微电网专注领域传统能源系统单向能量流vs.新能源多能融合，产消互补图10：用户从传统能源消费向能源产消一体化转型来源：施耐德电气2.2.2企业能源转型仍面临三大技术挑战在用能企业通过引入可再生能源实现能源转型的过程中，对分布式可再生能源的部署正在成为众多用能企业的选择。针对已经部署分布式可再生能源/储

32、能的企业，用电安全问题和用能成本问题是企业最为关注的两大难题。此外，企业对绿电消纳率的关注虽不及前两者，但受政策端的收紧影响，预计未来来自这方面的挑战也将逐渐显现：y用电安全可靠（81%）：由于风能、太阳能等可再生能源的间歇性、随机性，其发电功率受天气等因素影响较大且预测难度大，当天气发生变化时发电功率骤变会直接影响用能企业供电可靠性，造成系统频率、电压不稳定，影响用能企业用电设备正常工作。此外，由于分布式光伏、储能等设备需通过逆变器等电力电子设备接入配电网系统，大量电力电子设备的使用易造成1 摘自舒印彪院士：新型电力系统演变趋势与技术发展展望演讲15 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力

33、”电力谐波，进而影响电能质量，对系统稳定性及用电设备使用寿命造成负面影响；y更为经济的用能成本（66%）：用能企业对可再生能源、储能及柔性负荷的调度可以降低用能成本，通过削峰填谷等策略为用能企业带来更大获利空间，但如果调度策略不系统、不科学亦可能导致用电成本不降反升，如储能峰谷套利时产生额外用电需量致使容需量电费增加；y可再生能源本地最大化利用（38%）：由于可再生能源发电功率随机性较强，当发电功率大于负荷用电功率且缺乏储能等灵活可调节设备时，只能采用余电上网或弃光弃风的方式实现电能供需平衡。目前，可再生能源本地消纳暂未成为大部分企业眼中的难题，但发改委最近公布的可再生能源电量监管政策2强调电

34、网不再全额收购新能源，意味着绿电消纳率需要在本地进一步提升。81%66%38%系统的安全可靠供电能力系统的优化用能成本能力系统的可再生能源消纳能力图11：针对已经部署分布式可再生能源/储能的企业，您最为看重系统的哪些能力?(多选)数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳背景下的企业用能转型高管调研，n=1162.3 新型电力系统架构下，微电网是未来企业能源基础设施形态2.3.1微电网基本特征根据国家发改委、国家能源局定义，微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统，电源以当地可再生能源发电为主，并主要具备以下基本特征：y微型：35 千伏及以下且系统容

35、量（最大用电负荷）原则上不大于 20 兆瓦；y清洁：“源”以光伏、风电、潮汐能等可再生能源为主，清洁环保；y自治：微电网内部具有保障负荷用电与电气设备独立运行的控制系统，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电；2 2024年3月18日，国家发改委公布全额保障性收购可再生能源电量监管办法，办法指出，自4月1日起，全国电网对新能源电量（除水电）的收购政策调整为只收购保障性电量，剩余电量只能由企业自行销售。16 拥抱能源产消一体化 y友好：通过源、荷、储的协调控制，微电网与外部电网的交换功率和交换时段具有可控性，可与并入电网实现备用、调峰、需求侧响应等双向服务，满足用

36、能企业用电质量要求，实现与并入电网的友好互动、用能企业的友好用能。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微电网形态将成为新型电力系统架构下，用能企业不可或缺的能源基础设施：y分布式能源建设：微电网通过集成光伏、储能、风电等分布式能源，实现了能源生产的多元化和本地化。如光伏利用太阳能发电，具有清洁、可再生的优势；储能系统则能有效缓解分布式能源间歇性问题，提升能源供应的可靠性和稳定性；y可调的柔性负载：微电网内的负载需具有高度的可调节性，如暖通空调、充电桩等，这些负载能够根据实际需求进行灵活调整，在不影响客户体验的情况下柔性调节负载

37、功率，实现电量供需平衡和用能成本优化等目标；y动态的电网接入：微电网可呈现并网型、孤岛型、并离网型等多种运行模式，能够根据不同场景和需求进行动态切换。如在并网模式下，微电网可以与主电网实现能量互补和协同优化；在孤岛模式下，微电网能够独立运行，确保关键负载的供电可靠性；y综合的能源管理：微电网通过集成用量用费管理、设备状态监视、运行预测调度等功能，实现了能源管理的智能化和精细化。如用量用费管理帮助企业实时监控能源使用情况，合理控制成本；y灵活的市场参与：随着电力市场的逐步开放和多元化发展，微电网能够灵活参与电力中长期交易、电力现货交易、需求侧响应辅助服务、绿电交易、碳交易等多种市场活动。图12：

38、新型电力系统架构下，微电网是用能企业未来的能源基础设施形态来源：施耐德电气17 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”总之，通过分布式能源和微电网本身的建设，可以补充大电网对投资的不足，可以降低配电系统对电能的需求，减少或者减缓配电网的投资以及提升大电网整体传输效率。未来的电网模式应该是大电网与微电网的结合体，大电网的架构是微电网发展的前提条件，而微电网具备充分接纳清洁能源、调节能力强等特征，能够为大电网提供补充，从而成为用能企业的能源基础设施形态。2.3.2微电网助力用能企业解决能源产消一体化转型挑战微电网系统运用先进控制技术，作为分布式清洁能源、配电设备、电力负载进行统一管理的发配用一

39、体化微平衡系统，其主要有两个技术优势：一是“源网荷储”统一协调控制能力，即微电网在不同环境下能够以最高效经济的方式生产和消费能源，并能够有效响应电网的调度指令；二是孤网运行能力，意味着大电网故障或极端自然灾害下，微电网能够保障网内重要用能企业的可靠供电。总之，微电网不仅能够在大电网系统下调节控制、平滑地连接进入大电网系统，还能在其系统内部实现能量和电压的统一运行。基于上述两大技术优势，微电网系统具备的以下功能将助力用能企业解决前面章节提到的用电安全可靠、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，从而为广大用能企业提供安全价值、经济价值和绿色价值。（一）安全价值：并离网互动等功能 并

40、离网互动微电网与主动配电网、大电网共同建立互动机制管理区域内的分布式能源，尤其是分布式新能源个体具有分布分散、规模小、易受外界因素影响（如极端灾害天气、用能企业系统故障、计划维护等）等特性，通过微电网技术构建以终端用能企业为单位的分布式能源集群集中调控，通过气象预测技术、系统故障健康预测性运维及用能企业计划联动等手段，以预告时间维度的用能企业发用电信息数据进行拟合，并以短期、中期、中长期的计划策略报备给主动配电网管理平台ADMS以及区域大电网调度系统，帮助电网提前预知企业电力潮流趋势，合理调配区域配电网不同地理用能企业间的潮流走向以及和大电网之间的电力潮流关系，则可以让企业在充分使用可再生能源

41、的同时，保障了用电安全。同时，微电网系统对于主动报备的并离网预备策略，经由电网调度综合研判、计划的指令反馈，基于自身并离网切换策略，平滑有效地遵循计划策略实施。18 拥抱能源产消一体化（二）经济价值：分时电费优化、需量电费优化、需求侧响应、电力现货交易等功能 分时电费3 优化微电网系统根据分时电价，实现分布式能源（发电/用电设备,储能）经济调度，优化电费账单。微电网系统可降低站点的能耗、在高峰电价期间增加站点的能源生产，也可在非高峰期增加站点的能耗、减少站点的能源生产。例如：1）在低电价时段微电网消耗市电能源，在高电价时段使用本地能源；2）在电价低的时段给储能充电，在电价高的时段让储能放电；3

42、）微电网利用建筑的制冷或供热惯性，在非高峰时段提早启动暖通空调系统，在高峰时段停止。需量电费4 优化微电网系统能够利用分布式能源的灵活性，根据设定微网需量阈值，调度分布式能源（消耗/生产/储能），制定分布式能源运行策略，以减少高峰时段的现场能耗，降低需量电费。例如：当站点的能源消耗即将达到最大需量限制阈值，微电网系统可以让储能放电或约束负荷的用电，以降低对市电的需求，实现削峰。在此基础上，通过不断采集微电网运营期间的实际能源供给及负荷状态数据，并采取精确的算法不断挖掘企业需量空间，则可进一步提升整个微电网系统的经济性。3 分时电费，是指依据分时电价计收的电费。分时电价是指按系统运行状况，将一天

43、24小时划分为若干个时段（如尖峰平谷），每个时段按不同电价收取电费。计算公式为：分时电费=分时用电量（1）分时电价（1）+分时用电量（n）分时电价（n）4 需量电费：是基本电费的一种计收方式，是电网企业根据客户最大需量和国家批准的基本电价计算的电费，计算公式为：需量电费=最大需量 基本电价19 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”需求侧响应通过整合用能企业需求响应资源，将分布式发电资源、储能、柔性负荷（暖通空调、充电桩等）纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与电网调峰、调频、调压等稳定控制，实现负荷精准控制和用能企业精细化用能管理。微电网技术往往与需求响应项目是协调推进、相辅相

44、成的，通过微电网系统接口与电网需求响应平台的协作互动可以产生多方面效益并有利于促进共赢。针对各类需求侧响应的打通，用能企业能更直观地理解实时电价等需求侧响应的理念，并根据自身用电特性与安全风险来做出最合适的选择。通过智能电表与双向通信系统实现实时电价、系统负荷与用能企业发用电数据透明，微电网系统通过智能的算法来决策支持系统定制各个时段的合理用电计划，以管理和优化用电成本，同时系统将这些运行计划报备给电网需求响应平台，最后接收来自电网需求侧响应平台的需求指令，根据自身弹性资源评估，实时运行策略调度参与需求侧响应。电力现货交易用能企业通过电力市场现货交易平台功能接口，参与电力现货市场化交易，不仅可

45、使企业从需求出发，降低用能成本并实现减碳，同时现货交易的市场化规则还可帮助大电网实现有序用电以及社会层面碳排的降低。未来的新型电力系统电能采买将采用实时电价体系，用能企业购电进一步追求透明化、公开化，用能企业的电力需求将参与响应电价机制，而不是简单的峰谷电价。与此同时，电价机制会根据电力系统实际运行情况实时调整，通过电力现货市场数据交互接口将实时电价反馈给用能企业，用能企业需根据当前电价来调整自身的用电方式从而实现最经济、最低碳的目标。为实现如上所述的目标，首先，一个和电力现货市场的智能交互平台系统是基础，作为与电力现货市场实时策略交互的接口与载体；其次，是企业如何分析和调控自身的用电计划来达

46、成实时电价的波动和自身发用电波动下的最优解。先进的预测技术是解决此问题的关键，这其中不仅需要具备分布式能源发电预测和负荷用电预测，更为重要的是通过人工智能的机器学习算法模型长期迭代所建立的市场电价波动的预测算法；从二者协同拟合计算出最佳日前竞价机制、日内交易采买机制以及实时结果策略调整。微电网系统具备了用能企业的聚合能力，基于人工智能算法获得最优解，并能通过完备的接口与现货市场达成电力实时交易。（三）绿色价值：绿色能源自消纳等功能 绿色能源自消纳微电网系统调控储能可提高光伏、风电在本地的消纳比例。在保障安全性和全局经济性的基础上，当本地能源生产大于消耗时，微电网系统命令储能系统充电。当本地能源

47、生产小于消耗时，微电网系统命令储能放电。20 拥抱能源产消一体化综上所述，随着越来越多的分布式电源接入配电网，传统配电网的结构也将发生变化，未来的电网模式应该是大电网与微电网的结合体，微电网作为电网结构中重要的组成部分，成为用能企业重要的能源基础设施。其次，微电网基于“源网荷储”的统一协调控制能力和孤网运行能力两大技术优势，具备的并离网互动、分时电费优化、需量电费优化、需求侧响应、电力现货交易和绿色能源自消纳等功能，将解决用能企业用电安全可靠、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，为用能企业带来安全、经济和绿色三大价值。21 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”2.4 重

48、建设而轻运营，微电网发展五大现状自2015年国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见明确指出：新能源微电网代表了未来能源发展趋势，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义5，中国微电网行业开始进入快速发展阶段；近年来，国家层面政策历程从“双碳”政策、推进电力源网荷储一体化、深化“放管服”改革，一直到2023年推进能源数字化智能化发展，为微电网的发展提供了良好的政策环境6。从目前我国新能源微电网建设情况来看，微电网的建设涉及多个利益主体，包括分布式能源投资者、用能企业和电网公司等，利益协调难度大，因此出现以下现状：现状一：重建轻运即重建设轻运营，指在微电网建设过程中，过分强调投

49、资建设阶段的工作，包括设备采购和工程建设等，而忽视了后期运营阶段的重要性，对微网全生命周期的运营不够重视；仅关注单次项目的投资额与回报率，这种投资导向的决策机制使得项目业主和建设单位更倾向于追求短期的建设成果或示范效应，而在前期忽视了微电网投入运行后的长期运营效果，导致微电网可能面临运营期的综合效益不理想、维护成本过高或者安全隐患突出等问题。现状二：重源轻配即部分项目参与者和决策者认为只要发电源足够多，就能保证微电网的稳定运行，所以对各种发电源如分布式光伏等接入后，其对原有表后配电网络的影响缺乏足够的关注，从而忽视了对配电系统的投入和优化。传统电网为电源到负荷的单向潮流供电方式，而新型电力系统

50、将改变这种方式，对具有多种能源的微电网中的电压、功率潮流、线路电流、电能质量、继电保护以及网络可靠性都将产生影响；而上述影响用能企业往往不清楚；分布式光伏的建设者一般不关注，因为不在其项目范围内；电网公司也管不到用能企业表后资产。继而使微电网容易出现安全性、稳定性、鲁棒性、韧性都不够理想的问题，造成电能质量下降，更难以支持与大电网的互动。现状三：重硬轻软即重视硬件资产，对软件/数字化系统关注不足。在微电网建设过程中，参与方更关注可以核定资产的硬件设备如分布式能源发电设备、储能装置、电力电子转换设备等，因为这些设备直5 国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 国能新能2015265

51、号6 前瞻产业研究院2024年中国微电网行业全景图谱22 拥抱能源产消一体化接关联到电力的生产和转换。相比之下，数字化系统的建设和管理，包括综合能源管理产品、微电网调度管理软件、配网运行仿真和问题分析、设备状态监测与诊断分析软件等，往往没有得到足够的重视和投入；能效提升、成本控制往往体现在细枝末节。缺乏先进的数字化系统支持，微电网的运行效能将无法充分发挥，比如无法实现对各种能源资源的优化配置和调度，导致能源浪费和成本上升；又比如用能企业的运维人员没有数据基础，无法排查和分析事故来源，也就无法做好后续运维和预防工作，进一步导致系统运行稳定性下降。现状四：重政轻市即重视政策方向，对市场运行需求和价

52、格体系不敏感。这表现为项目规划、设计、实施及运营过程中，无论是投资者还是用能企业，都非常重视政策导向，过分依赖政策补贴和优惠，而忽视了对市场需求、价格体系以及能源经济性的深入分析；在新型电力系统的发展过程中，政策引导和支持无疑起到了至关重要的作用。但过度依赖政策的项目往往缺乏市场竞争力，一旦政策调整或补贴退坡，项目可能面临财务困境，难以形成自我造血机制，也不利于市场的健康发展和公平竞争。现状五：重碳轻电重碳即关注碳的概念化和目标化，而轻电则是忽视低碳过程和实现基础/路径，没有意识到碳真正对应的是能源，能源的使用才直接带来碳排放；在实践中，各参与方往往更加关注和在意某个投资项目、某个零碳项目认证

53、又或者某类产品的低碳概念，而轻视了低碳转型实际是个过程，其核心是以能效优化和可再生能源替代为基础的自身能源结构的升级和转型。23 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”2.5 从点到线，构建全生命周期“能源新质生产力”新型电力系统建设的核心在于以新能源为主体，构建安全高效、清洁低碳、柔性灵活和智慧融合的电力生产和消费体系：从传统的源随荷动、大电网一体化控制转向源网荷储协同互动、大电网与微电网协同控制。对于用能企业来讲，积极拥抱以上变化，构建能源新质生产力可以从优化能源效率和调整能源结构两方面入手，从前一章节企业微电网实践的现状来看，之所以存在重建轻运、重源轻配、重硬轻软、重政轻市和重碳轻电

54、现象，主要是各建设参与方的利益不同、没有从用能企业视角来整体规划、全生命周期地进行建设运营。而除了以微电网形式的可再生能源替代技术应用外，用能企业自身的能效提升、挖掘节能潜力也是关键：涉及到节能技术和产品的应用，运行优化控制策略，能源资源回收利用，以及科学化管理方法，因在碳中和及可持续发展高管洞察2024有详细论述，在此不做展开。企业的生产运营是动态的，因此对能源的使用也是动态变化的；国家的能源转型进程是在不断向前的，政策法规也处在频繁调整过程中。这使得每一家用能企业在解决自身能源问题时，不仅要看清楚、给办法、能落地，还要可持续。为了达到整体能源利用效率最优，不管是优化能源效率，还是调整能源结

55、构都需要从全生命周期考量。24 拥抱能源产消一体化2.5.1全生命周期优化能源效率/调整能源结构通过能效优化，企业可以在不影响生产效率和产品质量的前提下，提高能源效率，减少能源消耗和碳排放；而调整能源结构主要是指安全、经济、合理地提升低碳清洁能源在企业生产经营中的能源使用占比。从全生命周期角度看，优化能源效率和调整能源结构都可以总结为看清楚、给办法、能落地、可持续几个关键步骤，而具体的详细做法则可以参考图13和图14：y看清楚：这一步对于能效优化来说意味着能源审计与调研，即对企业或组织的能源使用情况进行全面的审计和评估，了解关键能源消耗来源，评估潜在的能效改进机会；而对调整能源结构来说则是通过

56、现场勘验和项目资料收集，了解企业现状，如既有光伏装机型号和可装面积等；y给办法：对实施节能优化的企业来说需要结合实际情况，制定详细的能效改进计划，包括选择适当的节能技术、确定商务模式和具体改造步骤等；而对计划接入新能源的企业来说，设计落地方案时，可以通过电力仿真工具如ETAP做实时仿真，提前识别和避免隐患，以及联合各参与方一起细化方案设计和商务模式设计；y能落地：对能效优化来说意味着按照改进计划，逐步实施能效改进措施，这可能涉及到技术升级、设备替换、工艺调整等多个方面；而调整能源结构在这一步的工作则是一站式“交钥匙解决方案”包括新能源设施的安装、系统集成和调试，避免光伏和储能投资商从各自利益出

57、发保守或者过度投资和新能源波动性带来的电能质量问题等；y可持续：对实施能效优化措施来说，意味着定期监测和评估其效果，这包括提升能源管理和能效监督追踪的数字化能力，收集、分析和展示新的能源数据，与改进前的性能进行对比、优化；而新能源建设后的可持续则是指运营维护，如保障提供有竞争力的电价折扣和调度算法的持续响应和优化等。25 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力”能效提升方法学12%4%2%0%0 1 2 5 6 8调研评估查找能耗问题提出节能改进建议估算节能量和成本1能源审计和调研设计方案确定具体技术方案确定商务模式具体改造步骤具体改造时间节点2节能改造方案设计实施改造具体改造方案实施落地系

58、统调试交付培训3节能改造实施Priode contract uelleGaineddectifpour le clientFinducontratDbutducontratCots de fonctionnementCots aprs travauxCots initiauxTravaux financpar les conomiessralisesEngagement de rsultatsAnnes实时追踪改造后运行数据追踪节能效果评估性能对比4节能性能跟踪1-Analyses,consommationmesure,.2-Mise en ceuvrede so lutions dffoca

59、citnergtique3-Vrification deImpact des so lutionssur les performancesnergetiques4-Phased ajustementventuel图13：能源效率提升四步骤来源：施耐德电气微网咨询团队前期调研可研分析与前期咨询 y MGDT工具实现光伏、储能合理容量规划及投资回报率精算 y 绿色智能制造规划 y 双碳规划方案设计微网设计服务 y 针对项目场景的定制化微网方案架构 y 使用ETAP design进行系统安全校验能源投资合作伙伴与供应商 y 用户可采取自建自持自营的能源投资模式 y 协同合作伙伴提供公共建筑和工业厂房

60、的EMC合同能源管理模式交付落地EPC y 一站式“交钥匙解决方案”：新能源设施的安装、系统集成和调试运营运维能源系统运维 y 长期服务、维护以降低用能成本 y 调度算法持续优化 y 签署PPA协议，参与绿电交易 y 参与虚拟电厂，开展需求响应与辅助服务交易图14：分布式能源及微电网建设五步骤来源：施耐德电气微网咨询团队26经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力327 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力在企业的用能低碳转型过程中，经济性分析不可或缺。企业的核心目标是追求利润，若低碳转型措施的成本过高、投资回报期过长、或对资金流动性和财务指标造成不利影响，企业将缺乏实施的意愿。因此，尽管低碳减排

61、是转型的主要目标，但其经济利益同样不可忽视。我们关于用能企业的高管调研表明，在确保安全可靠供电能力的前提下，大约66%的企业关注能源优化成本的能力，而超过三分之一的企业重视资产收益能力。由此可见，能源系统的经济性是用能企业普遍关注的问题，能否通过低碳能源转型实现降本增效，是决定用能企业是否采用低碳能源的最重要的决定因素之一。在评估企业投资项目的经济价值时，净现值（NPV）模型是我们最常用的一个工具。其公式如下：（1）其中，C0表示初始投资成本，Ct表示第t期的投资成本，Rt表示第t期的收益，（Rt-Ct）及为第t期的现金流，r代表折现率。净现值反映了在考虑时间价值后，投资的预期收益与成本之间的

62、差异。若净现值为正，说明投资项目有利可图；反之则不值得投入资金。我们从净现值公式中的影响NPV大小的因素为切入点，来探讨光伏和储能经济性的主要变量。3.1 影响用能企业转型经济性的主要变量从目前来看，用能企业转型的投入主要包括设备的节能改造或者替换，新能源发电能力建设，储能设施建设和数字化运营能力建设等。其中光伏和储能建设是本报告所关注的微电网建设的最重要元素。其他软硬件设施建设的经济性，可做类似分析。3.1.1影响光伏经济性的主要变量光伏项目初始投资成本（C0），亦即项目开始时的投资支出，系统成本是其最主要的影响因素，包括光伏组件、逆变器、安装等费用，这一部分成本的降低能够显著提高光伏项目的

63、收益率。其中，高效且稳定的光伏设备和逆变器是确保项目成功的关键。启动后的投资成本（Ct）则主要由运维和管理费用组成，通常随项目规模和服务内容（如巡检维修、数据监测和安全管理等）的不同而不同。随着光伏装机的逐渐饱和，光伏行业越来越需要在运维阶段寻找新的增长点。光伏项目的收益（Rt）主要来源是电力销售收入和政府补贴。运行时，外生决定的电价、利28 拥抱能源产消一体化用小时数和电量消纳方式会直接影响电力销售收入。优先采用光伏电量就地消纳的方式，可有效提升光伏项目收益。技术方面则主要包括光伏及配套产品的研发，在保证稳定的基础上提升光能利用率（如趋光面板）和转换效率（如配套散热系统、采用新型电池）。在运

64、行之外，政府补贴首先会对公司现金流有显著的改善作用；其次，补贴的推行和退坡会影响光伏的投资和使用，影响企业盈利能力。折现率（r）反映了投资主体对现金流的“耐心”程度。折现率越低，耐心程度越高，未来收益的现值就越大；反之，折现率越高，耐心程度越低，未来收益的现值就越小。因为光伏项目在初期需要大量的固定成本投入，收益依靠未来发电量的积累，所以折现率的高低就变得非常重要。投资主体的折现率越高，投资的动机也就越低。在实际操作中，折现率主要取决于融资成本和项目特性。在能源改造项目的实践中，我们通常会看到三种商务安排：租赁模式，合同能源管理，合资模式。在租赁模式中，用能企业无需一次性支付固定投入，能够灵活

65、应对财务压力。在合同能源管理模式中，能源科技公司与企业签订合同，提供包括设计、实施等能源改造服务。节能产生的收益用来支付服务费用，合同期满后，用能企业可享受全部节能收益。由于投资运营主体与业主相比较，融资成本更低，这种模式能有效控制项目风险，且激励能源科技公司提供最佳解决方案。在合资模式中，双方通过交易股权等方式共享投资成本和收益，以此促进技术和资源的整合，降低单方面风险，通常适用于大型项目。3.1.2影响储能经济性的主要变量与光伏项目相比，储能项目的使用场景相对受限：首先，是否配备储能的决策常常受到场地规划与园区容积率的影响；其次，电化学储能的安全性，业内仍然存在一定的顾虑。化工园区和生物医

66、药行业等用能企业对安全消防要求较高，导致储能系统在这些场所的应用受到限制。在使用场景适当的基础上，经济性仍然是企业是否选择安装储能的主要决定因素。“储能暂时没有铺开的主要原因，一是使用场景相对较少；二是安全生产要求较高；最后是我们的投资回报周期期望是5年，如果成本太大，企业算不来帐。”金地威新产业 周琛琳与光伏项目类似，我们仍采用公式（1）梳理影响储能经济性的主要变量。储能系统主要的初始投资成本（C0）和启动后投资成本（Ct）分别是系统成本和运维费用。储能的系统成本中主要由设备采购（如锂离子电池、钠硫电池等）和安装调试费用（包括硬件安装和系统集成费用）组成。储能的收益（Rt）主要来源是峰谷套利

67、和参与辅助市场服务。值得注意的是，企业对于储能的期望是可以做到低吸高放，降低园区/企业用电成本。同时可以作为储备应急电源使用。29 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力当前，储能项目的盈利方式主要是通过“低吸高放”，也就是在谷电时段储电，在峰电时段放电。2021年7月26日，国家发改委发布了关于进一步完善分时电价机制的通知，其中明确指出，对于预计峰谷差率超过40%的地区，峰谷电价原则上不低于4:1；其他地区则不低于3:1。这个规定保证了峰谷电差，使得“谷段”用电多的客户用电成本降低，“峰段”用电多的客户用电成本上升。目的是引导用户在“谷段“（供给大于需求）多用电，”峰段“（供给小于需求）少用电

68、。利用储能，把谷段的电搬到峰段使用，可灵活调整企业的用电结构，大幅度降低用电成本。储能的另外一个市场价值是通过影响用电企业的基本电价，直接影响企业的用电成本。在两部制电价中，用户电费由基本电费和电量电费两部分组成，其中：基本电费=变压器容量容量电价；电量电费=分时电价分时电量。容量电价按照实际最大需量或变压器容量缴纳，用户可在两者之间选择更优惠的一种缴纳电费。在安装储能系统后，若不对需量进行控制，月度用户最大需求度增加，则用户缴纳的基本电费将增加，使储能收益大幅缩水。以浙江地区安装单台100kW储能柜为例，基本电费增加最高可达：100kW48元/kW=4800元，接近占据储能两充两放价差收益的

69、一半。在这种情况下，用能企业的策略是根据实际需求利用储能进行容量控制，降低实际最大需量，换取更大的成本节省。储能项目折现率（r）的分析和光伏项目类似，在此不做赘述。3.1.3先进技术助力企业用能效益最大化 在探讨企业用能经济性时，不得不提的是企业用能的差异性：不同区域电价差不同、不同企业的负载特性及变压器容量的不同等众多因素都会影响企业投资回报收益，如何实时动态采集相关数据，并进行模拟分析、给出优化建议，这离不开先进技术如AI的支持。如下面案例所示，同样是部署光伏、储能，利用AI算法，基于负荷预测、天气预测和电价波动等，来提供综合能源微网优化调度管理能力（比如施耐德电气EMA微电网顾问），相较

70、于储能固定的“两充两放”模式，在提升光伏本地消纳率和储能充放电效率等方面都有明显优势，从而能最大化企业用能效益。30 拥抱能源产消一体化图15：储能固定两充两放方案与EMA方案对比数据来源:施耐德电气微网咨询团队企业实践案例：基于AI算法调度的综能微网方案，为零碳示范工厂提供安全性、经济性和环保性优势项目背景某电气制造工厂主要从事电气设备制造、新能源汽车充电服务和智慧电务服务三大类型。为了打造所在行业首个集能效优化、光储充一体、数字化概念的零碳示范工厂、加速业务转型，其在屋顶铺设光伏618kWp，部署储能100kw/200kWh。方案优势客户收益围绕客户需求和痛点，施耐德电气为客户提供了：y顾

71、问陪伴式服务，随时提供专业Know-how与商务支持y集成式、差异化的绿色能源管理方案互联互通的产品：智能表计和智能网关 边缘控制：KNX楼宇控制系统和EPO电力监控系统 应用、分析与服务：EMA微网能源顾问和EMS+能效管控家两充两放EMA-79%安全性：储能放电上网电量(kWh)两充两放EMA-8%环保性：二氧化碳排放量(吨)两充两放EMA+28%经济性：储能平均每次循环收益（元）基于AI算法调度的综能微网方案（EMA微电网顾问）运行后，为客户带来显著收益，仅以2024年3月为例：y减少碳排放24吨，新能源渗透率达42%，总成本节约近5万元；y 相较于储能固定的两充两放模式，基于AI算法调

72、度的EMA综能微网方案具有显著的安全性、经济性和环保性优势（如图15）安全性优势-避免储能倒送电：在微网EMA运行模式下，上网电量相比储能固定充放模式降低79%，这一减少不仅降低了套利损失，还有效减少了违规倒送电的风险。经济性优势-提效增收：相较于固定两充两放策略，微网EMA运行后，显著提升了充放电效率，储能系统每充放一度电经济收益提升28%；此外，电网结算电费节省了4%，综合用电成本节省2%。环保性优势-降低二氧化碳排放：相比储能固定充放模式，EMA运行模式实现了碳排放量降低8%，企业当月最大需量值比两充两放模式下降18%，削峰填谷也有利于企业和电网系统的低碳发展。（示意图）31 经济为翼，

73、能源转型打造全新商业竞争力通过上面实际案例，我们可以看到基于AI算法调度的综能微网方案在为一家企业大幅提高可再生能源消纳率、节能降碳的同时，还显著地提升了整个系统安全性和经济性。园区作为承载制造业、商业的载体，其所具备的资源禀赋及聚集效应是解决社会层面节能降碳问题的重要场景。因此我们对全国各类园区进行推算，按照国家级、省级及地方其他园区现阶段的分布式光伏和储能部署情况来看，全国整个园区行业一年可消纳绿电总量达1.27万亿千万时，可减少碳排放约7.08亿吨，可节约电费超过8000亿元。值得注意的是，目前全国园区的光伏、储能建设仍处于试点或示范阶段，调研过程中我们发现有大量的省级园区和地方园区仍处

74、在项目摸底阶段，尚未对园区微电网正式部署。当前，多地政府正大力推进园区分布式光伏及储能建设，如广东清远市和潮州市已计划或已发文7，都明确提到：力争新建厂房屋顶光伏2030年实现全覆盖；对既有各类园区全面实施改造，力争光伏覆盖率到2030年不低于50%。可以预见未来几年，全国园区的光伏、储能建设将迎来高潮，园区行业将真正发挥全国绿电消纳和减碳主力军的作用，而先进技术如基于AI算法的EMA综能微网方案将加速这一进程的实现，赋能园区内众多企业的用能效益最大化！绿电消纳总量/年减碳总量/年节约电费/年1.27 万亿千万时（占全国年用电量14%）7.08 亿吨（占全国年二氧化碳排放量6%）8,645 亿

75、元（以2024年工商业平时时段0.68元/度价格换算）8图16：当前全国园区部署光伏和储能所产生的年收益推算 9来源:施耐德电气商业价值研究院推算7 清远市推进分布式光伏高质量发展行动方案（征求意见稿）、潮州市推进分布式光伏高质量发展实施方案（2024-2030年）8 根据光伏绿电消纳总量x平均电价进行计算，暂没有考虑储能等其他收益9 按截止到2024年9月，基于国家级、省级及地方分散园区的微电网实际部署项目情况及相应园区数量，推算当前全国园区行业的绿电消纳总量、减碳总量及电费节约总量的理论总值32 拥抱能源产消一体化3.2 融入电力市场化改革，发掘全新商业机遇3.2.1新能源的发展使得电力市

76、场化改革迫在眉睫随着新能源占比的提升，未来的能源系统呈现出以下三个鲜明的特征：首先，零碳电源主力化使电力供给侧的波动性变大、可预测性变弱。2024年8月份，中国风电和光伏发电的装机容量突破12亿千瓦。提前实现了习主席在2020年提出的“到2030年末，风电和光伏装机容量突破12亿千瓦”的任务。在未来的40年，零碳能源将在电力供应中占据越来越重要的地位，成为主流发电来源。根据国际能源署2021年发布的报告中国能源领域的碳中和路线图，中国要实现2060年碳中和的目标，客观上要求到2060年，可再生能源（包括水电）的发电比例要达到80%，而在2020年，这一比例只有30%（如下图所示），这注定是一场

77、伟大的变革。新能源发电具有间歇性和波动性的特征，在客观上会使电力市场的供给端也变得越来越难预测、波动性变大。这要求电力市场上的电力价格要灵活地反映电力供给的实际情况：电力供给充盈的时候价格降低、鼓励需求；电力供给短缺的时候价格上升、抑制需求。An Energy Sector Roadmap to Carbon Neutrality in ChinaChapter 3:Sectoral pathwaysPAGE|80IEA,2021.Concurrent with rapid decarbonisation,electricity generation increases by 130%duri

78、ng the period 2020-2060,driven by economic growth,increased electrification of energy end uses and,after 2030,increased use of electricity for making hydrogen in the APS.The share of electricity in Chinas total final energy consumption reaches over 50%in 2060,compared with only 25%today.By 2060,arou

79、nd a quarter of the overall increase in electricity generation is consumed inindustry,one-fifth from transport,driven by electric vehicles(EVs),and just under 15%is consumed in buildings.The production of electrolytic hydrogen accounts for the largest single contributor to growth,and represents almo

80、st 20%of electricity demand in 2060 or 3 300 TWh demanding twice the electricity generated in India today.Electricity demand by sector and generation by fuel in China in the APSIEA,2021.Note:CCUS=carbon capture,utilisation and storage.Electricity demand grows briskly,driven by industry,EVs and later

81、 by hydrogen production,with renewables displacing fossil fuels in generationRenewable energy sources mainly solar PV and wind power grow rapidly to meet most of the increase in demand and displace much existing fossil-based generation.Their output increases nearly sevenfold by 2060 and their share

82、of total generation rising from around 25%in 2020 to 40%in 2030 and 80%in 2060.The share of solar PV alone in the generation mix reaches almost 45%in 2060,up from just 4%in 2020.The huge additions of renewables capacity are driven by their cost advantage over other technologies,in most cases,and pol

83、icy support,including power market and carbon price signals.Solar PV and onshore wind are already able to 03 0006 0009 00012 00015 00018 00020202030204020502060TWhIndustryBuildingsTransportHydrogenOtherElectricity demand0%20%40%60%80%100%202020302060Fuel share(%)RenewablesNuclearFossil fuels with CC

84、USUnabated fossil fuelsFuel mix燃料组合燃料份额 电力需求工业建筑可再生能源核能运输业氢其他含CCUS10的化石燃料有增无减的化石燃料图17：按行业划分的中国电力需求和按燃料划分的发电量来源:国际能源署2021其次，新型负荷尖峰化。电动汽车充电、大型数据中心等新型负荷在一些时间段集中用电，导致电力系统在这些高需求时段承受较大压力。随着未来电动汽车的进一步普及和人工智能技术的持续发展，新型负荷的尖峰化已成为必然趋势。这要求电力市场上的电力价格要灵活地反映电力需求的实际情况。作为用能企业，可以应用优化能源管理系统、实施需求响应策略、投资高效10 CCUS=碳捕获、利用

85、和储存。33 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力的储能系统、增强负荷预测能力等手段，来应对新型负荷带来的电力需求。最后，系统调节实时化。未来电力系统的调节能力将更加及时和精确，能够快速响应负荷变化和电力供应的波动。利用大数据和人工智能技术，电力调度中心可以更准确地预测和应对电力需求的变化。近年来，中国电力系统实时调度能力不断提升，尤其是在新能源并网的背景下，通过智能调度系统提高了对可再生能源发电波动的适应能力。未来，实时调节能力会持续增强，这是电力市场化运行的必要条件。电力系统调节能力的提升，能够在保证系统稳定性和可靠性的基础上，支持更高比例的可再生能源接入。当前中国的电力市场化改革正稳步向

86、前。2015年，中发9号文启动新一轮电改以来，各项电改任务快速推进，中国电力现货市场初步建立。2023年10月，为加快全国统一电力市场体系建设，推动构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，国家发改委发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，指明“经过几年探索，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著。在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用”。用能侧灵活地参与电力市场，能够有效地提升其经济性。我

87、们在针对用能企业高管的问卷调查中发现，有接近七成的高管对电力市场缺乏深入了解。在了解电力市场的高管中，多数倾向于采用分时用电策略、利用储能参与辅助服务，并通过柔性化生产支持需求侧响应。实际参与电力现货市场的企业仅占9%，这表明电力现货市场的活跃度具有极大的增长潜力。但由于需要专业交易人员的参与，行业壁垒仍然相对较高。23%20%17%9%1%67%不太了解在用电过程中使用分时策略利用储能设备提供辅助服务通过柔性化生产进行需求侧响应参与电力现货市场交易其他图18：您是否了解电力市场？如果了解，您的企业现在是否通过以下举措参与电力市场，降本增效?(多选)数据来源：施耐德电气&上海交大 2024双碳

88、背景下的企业用能转型高管调研，n=11634 拥抱能源产消一体化3.2.2欧美代表国家电力市场现状英国电力市场：英国电力市场的示范作用以及对中国对借鉴意义主要体现在以下两个方面：一是从垂直一体化到引入市场化和竞争机制，由此显著提升电力行业的效率和透明度。英国的电力批发市场（GB Wholesale Market）在2001年启动后，电力价格在过去20年间平均下降约30%，为消费者带来显著经济利益的同时，推动了电力价格的合理化和服务质量的提升。此外，英国通过建立独立的市场监管机构（OFGEM）来监督市场行为，并采用电力市场运营商（国家电网公司）进行市场管理，有较完善的竞争机制。二是通过引入可再生

89、能源配额制度和碳排放交易系统（ETS），推动绿色能源的发展并控制碳排放。2019年，英国通过可再生能源配额政策，使得可再生能源的占比从2002年的2%提升至2020年的48%，并在2020年减少约30%的温室气体排放。接下来，中国应如何推动能源结构调整和减排，英国在碳交易体系和电碳市场协同方面的示范经验均具有重要的参考价值。图19：英国电力市场结构演变历程来源：根据公开资料整理德国电力市场：中德两国都具有“富煤贫油少气”的资源禀赋特征，在如何大幅降低煤炭能耗占比方面，中德面临相似的社会经济挑战。首先，德国作为能源转型的典范，在推进新能源发展过程中，除了明确中长期战略目标外，还重视能源与气候保护

90、立法及体制机制设计，通过完善的法律框架确保能源政策的前瞻性、连续性与可操作性。其次，德国电力市场实行出清价格调节机35 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力制，激发了常规电厂根据风光发电情况进行灵活调度的能力。其三，德国的跨国电力交易活跃，强大的互济能力使其能够高效消纳新能源。我国电力市场应借鉴德国的经验，加快“双碳”法律体系建设，持续推进电力市场化改革，减少省间交易壁垒，并加强发电精准预测与管理。北美PJM电力市场：与欧洲采取的分散式电力市场模式有所不同，北美PJM电力市场采用集中式电力市场模式，是美国最大的电力市场，也是目前改革最前沿的电力市场。在中国的现货市场方案中，广东、山东、山西、浙

91、江的规则都与PJM市场“日前+实时”的二级结算机制类似，有较强的借鉴意义。北美PJM电力市场实时出清结算的现货市场电价是理想的价格信号，能有效引导电力投资与消费。电力供应商通过竞价来决定电力的市场价格，由此一来，价格更能反映市场供需，实现更高效的电力资源配置。为确保电力供应的安全与稳定，PJM现货市场的高波动性反向推动了辅助服务和调度工作的进步，由此衍生出大量新业态和新模式。3.2.3电力市场化改革催生的新商业机遇“电改本质上是服务新型电力系统、支撑双碳落地的配套政策。是既要又要的问题。”开勒储能 张远首先，辅助服务市场会产生新的业态和商业模式。国家发改委、国家能源局印发的关于建立健全电力辅助

92、服务市场价格机制的通知自2024年3月1日起实施，主要强调未来需要进一步优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制；规范辅助服务价格传导等。随着具有波动性、随机性、间歇性等特征的新能源大规模并网，电力市场辅助服务需求快速增长，相关新模式应运而生。2023年，省级现货运行单位的调峰辅助服务与现货市场实现了有效融合，调频、备用等辅助服务品种完善：山东创新探索辅助服务交易品种，推出爬坡辅助服务；河南允许独立储能可参与省内调峰市场；宁夏明确虚拟电厂、可中断负荷可以参与省内调峰市场；快速爬坡、快速调频等辅助服务新品种也正在探索中。此类辅助服务市场的兴起，增强了电力系统的灵活性与稳定性，促进了各类用能主

93、体更高效的能源管理和绿色转型。其次，中国碳市场与电力市场的未来协同将为企业低碳转型提供关键的战略指引和新机遇。2024年9月5日，国家能源局发布了关于印发可再生能源绿色电力证书核发和交易规则的通知，强调绿证市场与其他政策工具的有机结合，标志着中国在推进绿色电力市场化方面迈出了重要一步。具体来说，由于已建档立卡的发电业主或项目主体都可以成为绿证的交易主体，绿证核发机制将与碳市场及能耗双控政策实现深度对接。2023年，中国碳市场交易量已达到约12亿吨二氧化碳当量，而绿证的引入预计将大幅提升企业在履行绿色电力消费责任方面的便利性和有效性。此外，新的市场化交易机制不仅涵盖了跨省区电力交易，还通过灵活的

94、绿电交易模式，提供了多达30%的交易自由度，极大地拓展了企业的选择空间。未来，碳市场与电力市场的进一步协同将有助于形成更加高效、透明的市场环境，支持企业在实现碳减排目标的同时，推动电力36 拥抱能源产消一体化市场的健康发展。再次，参与电力市场交易的可能性。大规模用电、且具备灵活用电能力的企业更倾向于参与电力市场交易，光储中心和工业园区就是典型代表。新能源出力和用户侧需求同时对电力市场价格造成影响，用能企业可以在低电价甚至负电价时购电，在用电高峰期放电，从而参与电力市场进行套利。这不仅要求用能企业有预测出力和负荷的能力，还要求企业用能侧在中长期市场与现货市场分别制定交易策略。中长期市场上要注重持

95、仓量控制，根据季节特性及新能源月度出力预估情况，合理配置远期的中长期仓位；在月内抓住调仓关键节点及时调整仓位。在现货交易市场上则需要根据市场负荷的波动情况和全省天气的统一分析，参考火电机组的检修情况与历史价格复盘，在日前的24小时短期功率预测曲线上，在新能源预测偏差允许的情况下调整出力曲线，实现套利。图20：2023.08.28山东电力现货市场实时价格，连续多个小时价格维持在-80元/MWH来源：远景能源第四，负荷聚合商参与辅助服务。负荷聚合商通过管理多个小规模需求点，可以降低整体系统的运营成本。这种成本效益源于减少对昂贵的备用电力设施的需求和电网的峰值负荷，从而能降低电力市场的整体成本。负荷

96、聚合商通常依赖于自动化控制系统和大数据分析等技术来提升其服务的效率和准确性，由于相关技术的高速发展，负荷聚合商也迎来了新的商业模式和市场机会。例如，在新兴市场和智能电网建设中，负荷聚合商可以结合先进技术改善预测水平和数据挖掘能力，给出更精准的解决方案，满足市场对灵活性和智能化的需求。最后，能源即服务（EaaS）模式正迅速成为用能企业实现能源转型的重要工具。它通过将能源基础设施的建设、维护和运营外包给第三方服务商，降低了企业的前期资本投入。这不仅使37 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力想要提升能效、减少碳排的企业无需承担昂贵的基础设施成本，还能通过长期的订阅方式获取定制化的能源服务。目前，一

97、些工业园区已成立自己派生的能效管理科技公司来提供这样的服务，园区内的厂家作为用户，可以选择租赁模式、合同能源管理、合资共营等形式，灵活使用股份转让产生商业深度链接，园区与厂家成为利益共同体，达成一致的低碳节能目标。图21：能源及服务（EaaS）典型案例来源：上海威新智慧能源科技有限公司安装屋顶光伏系统案例：上海某人工智能示范基地综合智慧能源管理人工智能示范基地综合能源管理系统总占地面积243亩，建筑面积34万方。屋顶可利用面积约共34366m2。智慧能源平台：精准计量各端费用，便于电费结算和优化管理；储能：有助于提升用电质量，同时可以作为储备应急电源使用；纳米地暖：应用于招商中心，提升供暖效率

98、；幕墙光伏：应用于展示面，提供整体科技观感。可装机容量3.093MW，投资方需投资1200万元。年产生电量约365万度，因此光伏创造的绿色电力占总电预计消 耗量比约为15%。如选择租赁模式：则园区方每年收益15+万元；如选择合同能源管理：则园区方每年收益约为25+万元；【平均 电价0.75元/度估】如选择合资共营：以投资30%为例，则园区方每年收益不低于80万元，但需一次性投入350+万元。项目现状（示意图）38用能企业转型的未来439 用能企业转型的未来中国的能源转型将是一个极其具有英雄主义的创举：用40年的时间，把中国的发电结构从大约70%的化石能源，转型至70%的新能源。在过去的十年，能

99、源转型主要依靠的是在发电侧，进行大规模风电和光伏发电能力的建设。这一模式非常有效，但是瓶颈越来越明显：发电侧出力的波动性和需求侧负荷的刚性之间的矛盾越来越突出。正因为此，二十届三中全会审议通过的中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定，明确提出“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。”需求侧用能企业的用能实践转型，可以有效地助力中国的能源转型。首先，用能企业的节能改造，能够直接降低能源消耗的需求；其次，用能企业装备新能源发电，在用能侧直接实现化石能源替代；再次，用能企业通过源网荷储的综合能源改造，构造微电网，在用能企业实现新能源利用的最大化和用能成本的最小化；最

100、后，通过参与电力市场，通过需求侧响应提供辅助服务，能释放用能企业能源系统的经济价值，这既能激发用能企业的能源系统改造，又能帮助提升电网的新能源消纳能力。需求侧用能企业的用能实践转型，需要技术侧、政策侧和商业侧的共同努力。首先，在技术侧，光伏和储能设施的性能、实现源网荷储优化并与电力市场互动的数字化能力，直接决定了用能实践转型的可行性和经济性；其次，在政策侧，从最直观的补贴，到电力市场上的峰谷电差、容量电价、辅助服务、电力现货市场等方面规则的设定和优化，决定了用能企业进行转型的经济性和意愿。最后，从商业侧来看，灵活地参与碳额度和绿电市场，能够提升经济性；合同能源管理，能够克服用能企业因为折现率偏

101、高而转型意愿不足的问题；能源即服务的商业模式，能够通过分布式微电网的集约化运营，降低成本，同时有效提升参与电力市场的能力。在全球范围内，已经有一些示范性项目展现了新能源与需求侧转型相结合的巨大潜力。以沙特阿拉伯的红海项目为例，这一零碳旅游城市通过巨型微电网和太阳能、风能等清洁能源的综合利用，探索了在大规模开发下的需求侧能源转型新模式。该项目为其他能源使用主体的转型提供了宝贵的经验，特别是在通过微电网协同技术和数字化技术提升能源效率与管理方面具有重要的借鉴意义。“道阻且长，行则将至，行而不辍，未来可期”，碳中和这一宏伟目标的实现，需要供给侧和需求侧的共同努力，盼望本报告能使用能企业的转型，得到学

102、术界、政策制定者和商业实践者更多地关注，共同释放用能企业转型在助力低碳目标实现方面的巨大潜能。40 拥抱能源产消一体化红海项目将制定全新的可持续发展标准，在奢华旅游业和自然环境之间开创一种全新的关系客户赠言电网架构 33kV(环网自愈）案例：通过采用可再生能源，打造最大的零碳旅游城市最大的零碳旅游城市首个采用100%可再生能源电力的规模旅游城市项目背景主电网太阳能装机总量：334 兆瓦3个备用内燃机站：100 兆瓦风力发电(计划中):95 兆瓦电池储能系统：5 兆瓦分布式发电装置：3.7 兆瓦最具潜力的再生旅游项目，红海项目将制定的可持续发展标准，在旅游业和自然环境之间开创一种全新的关系，让沙

103、特阿拉伯在国际旅游版图上占有新的引领性发展。方案优势：基于施耐德电气可再生能源发电、输电、配电的能源数字孪生模型(by Etap)从发电到用电的独特功能 电网管理，先进的混合控制系统和一体化分析与模拟 向数字绿色电网的数字化转型客户价值：施耐德电气ETAP+电网设备解决方案，实现了红海电力基础设施的蓝图在项目全生命周期构建完整的数字孪生模型 设计验证，仿真验证和运行保障 通过ePPC（智能化电厂控制系统）集中&分布式控制多个孤立的微电网协同 利用TOTEX（全生命周期优化）极大地节省跨领域电力平衡控制三层网架结构（新能源场站，电力通道，分布式电网）由施耐德电气完成从设计、建造、运行和维护的交付

104、（示意图）41熊宜(施耐德电气高级副总裁 战略与业务发展中国区负责人，商业价值研究院院长)古月(施耐德电气副总裁 中国及东亚区市场部负责人，商业价值研究院联席院长)撰写人：特别指导：施耐德电气(中国)有限公司 专家组：上海交通大学黄弘扬赵钧陶徐丹我们忠心感谢参与此次报告调研的企业高管们的洞察分享，上海交通大学ESG研究院的精诚合作，施耐德电气CBC咨询团队和战略联盟与创新生态团队对于报告调研的鼎力支持，以及施耐德电气同事们的付出和努力！姚雪琴刘鹤楠张聪冲周慧康积媛刘仁慧陈姝尹海涛谢子珏施耐德电气（中国）有限公司 Schneider Electric(China)Co.,Ltd.北京市朝阳区望京

105、东路6号 施耐德电气大厦邮编：100102电话：(010)8434 6699 传真：(010)8450 11302024 施耐德电气保留所有权。文中出现的施耐德电气产品商标为施耐德电气及其子公司和附属公司财产。文中出现的其他企业或品牌商标为其所有者财产。未经施耐德电气书面授权，不得以任何方式复制、抄袭、影印、翻译本文档的任何内容。凡转载或引用本文任何观点、数据等信息，请注明“来源：施耐德电气”。Schneider Electric Building,No.6,East WangJing Rd.,Chaoyang District Beijing 100102 P.R.C.Tel:(010)8434 6699 Fax:(010)8450 11302024年10月扫码查看更多相关信息