节目

2025年，新能源汽车渗透率突破54%，这个数字不意味着电动车上半场的终结，而是新的开端。 从2015年渗透率不足1%，到2025年超过一半的新车销售为新能源车型，中国汽车产业走过了一段波澜壮阔的电动化进程。在这一历史进程中，产业成熟、成本下行、政策护航构成了增长的主旋律。而当渗透率越过50%这一分水岭，普及之势已无悬念，行业竞争的底层逻辑也随之发生了根本性转变，即从寻求市场快速普及，转变为质量和体验的升级。 放眼任何一个成熟产业的演进轨迹，技术从普及到升级，从量变到质变，都是一条必然之路。家电产业经历了从“有没有”到“好不好用”的跨越；智能手机产业从功能机时代的覆盖率竞争，演进为体验、性能与生态的全面角力。今天的新能源汽车产业，同样站在这个历史性的拐点之上。 普及解决的是“有没有”的问题，升级解决的是“好不好”的问题。当54%的渗透率将这道门槛跨过，行业真正的分水岭才刚刚出现。 华为显然敏锐捕捉到了这一产业时机窗口。作为在座舱、智驾、运动域“新三大件”上均有深厚布局的科技巨头，华为在这一关键节点，选择了同步在运动域与兆瓦超充两条赛道上战略加码，推出智能汽车运动域解决方案与全液冷兆瓦级超充技术。这背后既有对产业趋势的深刻判断，也有对自身技术储备的充分自信。 “挖掘”续航极限， 揭秘华为“双94%”碳化硅动力平台 电动车续航焦虑，是一个被反复提及却从未被彻底解决的命题。过去几年，行业的主流解法是堆电池——从60度电到100度电，再到如今部分旗舰车型搭载120度甚至更大容量的电池包。 然而这条路的边际效益正在递减：电池越大，整车重量越高，能耗反噬越明显；同时原材料成本随之攀升，制造难度与安全管理的复杂性也成倍增加。 问题的根源在于，在能量转换效率没有大幅提升的前提下，靠“装更多电”来换续航，本质上是一种粗放式的工程解法。而华为新一代碳化硅平台技术的出发点，正是回到效率本身。 华为推出的“双94%”新一代碳化硅动力平台，实现了动力总成效率94.36%的行业峰值，并通过中汽研认证，成为目前业界电驱效率的标杆。这一数字意味着什么？ 作为参考，目前行业主流的电驱动系统，综合效率通常在88%至92%区间。华为将这一数字推向94%以上，每一个百分点的背后，都对应着真实的续航里程增益和电耗下降。 从工程层面来看，碳化硅（SiC）材料相比传统硅基IGBT，具有更高的击穿电场强度、更优异的热导率和更快的开关速度，这使其在高压大功率场景下，损耗更低，发热更少。华为双94%平台通过对碳化硅模块的深度优化，配合先进的热管理设计与多层级控制算法，将系统级效率几乎进一步推向了技术边界。 当然，更具实际意义的是，基于该平台的整车能效优化路径已经打通。据悉，基于华为智擎智能电动运动域解决方案的新车型将在2026年加速上市，部分车型有望实现“度电行驶十二公里”的能效指标。 横向对比当下市场主流车型，目前多数纯电动乘用车的能效水平在5至8公里每度电区间，高效车型可达9至10公里，而“度电十二公里”一旦量产落地，将意味着同等电池容量下，续航里程提升20%至40%，或者在同等续航目标下，电池容量可大幅压缩，既降成本又减重量，形成正向飞轮效应。 续航之争的终局，不是谁的电池最大，而是谁把每一度电用得最充分。可以说，华为的双94%，是对这场竞争的重新定义。 这也是华为智擎智能汽车运动域解决方案的技术基点。在碳化硅平台奠定高效动力底座之后，整个运动域的智能化升级有了可靠的能量支撑。 运动域融合智能： 从“开得动”到“开得好” 如果说续航解决的是“能不能跑”的问题，那么运动域的智能化，解决的则是“好不好开”的核心命题，以及智能汽车底层架构的长远命题。 长期以来，行业对新能源汽车竞争力的讨论，高度聚焦于“智能座舱”与“智能驾驶”两个维度，却往往忽略了一个更为基础的层面：底盘与运动域。然而恰恰是这个层面，构成了驾乘体验最直接的感知载体。 电动车相比燃油车，有几个固有的物理特性值得正视。一是整备质量更大，大量电池包堆叠在车底，使得整车重心下移但簧下质量增加，对悬架调校和制动系统提出更高要求；二是动力响应极快，电机的线性输出特性虽然带来了“推背感”，却也对底盘控制系统的实时响应能力形成考验；三是高速转弯与紧急制动场景下，电控系统与机械系统的协同效率，直接决定了行车安全的边界。 华为智擎智能汽车运动域解决方案的战略目标，正在于打通这些过去被分散在不同供应商之间的孤岛系统，将动力、悬架和刹车融合为一个统一系统，构建一套闭环的运动域融合架构，这为汽车走向真正的智能化提供了骨架性的基础。 过去电机、制动、转向等模块独立运作，难以跨域协同，无法支撑L3及以上高阶智驾。华为数字能源构建运动域XYZ三维空间融合控制，实现驱动、制动、转向、悬架深度协同，用统一控制模型和算法统筹全车姿态，实现“人车合一，指哪打哪”。 数据是性能提升的直接证明，华为智擎的技术突破已经相当显著。其线控电制动系统的响应时间压缩至78毫秒，刷新了行业纪录——要知道，人类驾驶员从感知危险到踩下刹车踏板的平均反应时间约为150至200毫秒，而78毫秒的系统响应，意味着车辆的制动介入速度是人类反应速度的两倍以上。这不仅是性能指标的突破，更是主动安全能力的实质性跃升。 同时，华为通过融合控制技术，将单轮控制周期缩短了50%，精准度提升了50%。这两个50%，意味着车辆在每一次轮胎接地、每一次工况切换时，都能以更快的速度、更精确的方式完成姿态调整，带来的直观感受是转弯更稳、加速更线性、刹车更可控。 一个极具说服力的测试案例是：华为智擎驱动的2.65吨SUV完成了1.2米的立定跳远。这项测试背后，是对整车控制能力的极致检验——悬架、动力、制动在极短时间内的精确配合，才能让一辆重型SUV完成如此精准的弹跳动作。 这种“极限工况测试”的意义在于，它直观展示了华为智擎对运动域进行智能融合的技术优势，在用户价值上，也为日常驾驶场景提供了充裕的安全余量。 安全冗余设计更是华为智擎智能汽车运动域解决方案的核心追求。在今年的极限测试中，华为智擎在四轮制动卡钳全部失效的极端工况下，依靠驱动系统介入实现了平稳停车。这意味着华为智擎构建的“器件-架构-行车”全链路安全体系，已经能够在传统制动系统完全失效的灾难性场景下，通过跨系统协同，为驾乘人员提供最后一道保护。 行业中越来越多玩家开始推出融合控制理念，这意味着共识正在形成：智能座舱和智驾是“上层建筑”，运动域才是“地基”，是安全的基石。地基不稳，楼房注定难以筑高。 而对汽车底盘运动域进行智能化升级的同时，华为也在对电车的核心命题——充电设施网络，持续加码，同样进行全面的效率升级。 建设无处不在的超充动脉， 华为要让充电更“自由” 电动车续航里程的提升，并没有从根本上消除用户对补能的焦虑。原因在于，焦虑的本质已经从“能不能充到电”，转变为“充电能不能充得又快又好”。 从消费心理学的角度看，加油站的体验之所以被普通消费者接受，不仅仅因为加油快（通常3至5分钟），更因为加油站的密度足够高、分布足够均匀，使得“去哪儿加油”本身不构成决策负担。 而当前主流电动车即便使用快充桩，完成30%至80%的充电也需要30至45分钟——在高速公路服务区排队场景下，这个数字还要翻倍。这种时间成本，在日常通勤中尚可接受，一旦涉及长途出行或商业运营，便成为无法回避的效率杀手。 华为在补能领域的战略布局，正是对这一痛点的系统性回应，且针对乘用车和商用车重卡两个截然不同的市场维度，分别给出了差异化的解法，致力于打造电网友好、车主喜爱、运营卓越的充电网络。 面向乘用车市场，华为于2023年率先布局液冷超充技术，以“一秒一公里”为体验基准，将充电重新定义为可与加油媲美的效率体验，引领了行业发展。此后，高压平台、大倍率电池等也相继走向超充化，越来越多产业链上下游企业进入超充赛道。截至目前，华为液冷超充已覆盖全球60多个国家和地区、400多座城市。 而通过“超充联盟”平台，华为联合车企、电池厂商、充电运营商等，通过技术创新，让新能源汽车及充电设施，成为新型电力系统的有机组成部分，让电网“放心供配电”，从而促进新能源汽车、充电网络产业快速高质量发展。它打破了单点突破的天花板，以生态协同的方式，推动整个充电链路的效率跃升。 面向商用车重卡市场，华为的解法继续向前一步。基于液冷超充技术，升级打造了兆瓦级超充解决方案，业界首个全液冷兆瓦级2,400安持续稳定输出解决方案，助力重卡电动化从封闭场景走向开放场景。 在补能速度方面，可在“15分钟级”完成SoC从10%到80%的快速充电，折算下来是“充电5分钟，行驶百公里”的惊人效率。 这是目前行业首个在实际工况下稳定验证的全液冷兆瓦级方案，新推出的自然冷终端双枪输出功率也能达1兆瓦，这也是兼容“2015+”国家标准的前向兼容设计，支持从1C到3.5C以上全系车型接入，为未来充电基础设施的平滑演进预留了空间。 更进一步，华为将光储充一体化解决方案融入超充场站，通过“直流叠储”与“构网型储能”技术，实现了真正的电网友好——可减小对电网的瞬间大电流冲击，支持小市电容量下快速建站，并能利用储能进行峰谷套利，提升运营收益。同时，这套方案也让车主更加喜爱：超充体验稳定高效，充电速度不受电网波动影响，配合“超充联盟”带来的地图高亮、无感支付等便捷服务，真正做到了“来了就能充，充完就能走”的极致体验。 商用重卡的电动化，是中国“双碳”目标实现路径中一块难啃的硬骨头。重卡单日行驶里程动辄数百至上千公里，对补能时间极度敏感，一次长时间充电意味着直接的运营成本损失。华为联合顺丰快递在京港澳武深段进行的实际运营验证给出了有力的数据支撑：从惠州到武汉的1046公里货运路途，兆瓦超充重卡实际路跑耗时约13小时20分钟，途中充电至90%仅需17至18分钟，单趟节省燃油成本近千元。时效性与经济性的双重达标，意味着电动重卡正式具备了在快递快运等时效高要求的干线物流场景中替代燃油重卡的基础条件。 网络布局层面，华为数字能源以“点—线—面”的一体化策略，系统性构建兆瓦超充网络的覆盖密度。 在“点”的维度，聚焦大宗物资高效流转，打造电动重卡的核心枢纽。其中，四川北川的全球首个百兆瓦级超充场站已建成，126个超充车位，日均服务重卡700余辆，日充电量超30万度，成为支撑区域物流绿色转型的能源基础设施枢纽。 在“线”的维度，携手客户伙伴，打造兆瓦超充走廊，共筑零碳物流干线。“青岛—临沂”、“绵阳—成都”、“云南至周边国家”等20余条中长距兆瓦超充走廊已建成贯通，电动重卡的跨区域运营从理论走向现实。 在“面”的维度，推动城市从乘用车电动化向商用车电动化升级，助力多城市打造兆瓦超充一张网。深圳计划2026年建成50座兆瓦超充场站，重庆“便捷超充2.0”计划落地超100座场站，徐州、杭州等城市也在加快规划，超充网络正在成为绿色生态城市的基础设施标配。 充电桩的密度，决定了电动化的边界。超充网络覆盖到哪里，电动化的版图就将延伸到哪里。 当商用重卡“跑得远、充得快、用得起、赚得多”从愿景变为现实，商用车电动化的拐点便真正到来。 回望整个华为在新能源汽车领域的战略布局，一条清晰的逻辑主线正在浮现。 乾崑智驾解决“智能灵魂”，鸿蒙智舱解决“人机交互与生态连接”，而华为智擎解决“执行与操控”，华为超充解决“补能效率升级与高质量充电基础设施打造”。四个维度相互咬合，形成了一套从感知到决策再到执行、从用车到补能的完整闭环体系。这不是简单的产品堆叠，而是一套经过深思熟虑的系统级战略。 对于行业而言，华为智擎的出现意味着运动域智能化进入了一个新的竞争维度。与传统Tier 1不同，华为具备跨域融合的软件平台能力，能够将运动域与智驾、座舱在软件层面打通，这是传统硬件供应商难以复制的差异化优势。 对于充电基础设施生态而言，华为数字能源以超充联盟为杠杆，撬动的是一场涵盖整车企业、电池厂商、充电运营商的系统性协同。这种生态整合能力，是华为在ICT领域多年积累的产业治理经验在汽车行业的再次复用。 新能源汽车的下半场，单点能力已经难以应对竞争，系统级的全面整合与协同能力，才是胜出的核心筹码。汽车智能化之外，华为显然也掀起了底盘智能化之战。谁能把电驱效率、底盘智能与补能网络融为一体，谁就掌握了定义下一代电动车的话语权。 电动车从普及走向升级，这条路已经开启。华为跑在了前面。

2026年二季度，全球固态变压器（SST）行业迎来产业化落地关键拐点。在AI数据中心供电革命、算电协同政策落地、新型电力系统升级三重驱动下，SST从技术验证走向规模化商用，行业格局快速分化：专业厂商聚焦AIDC场景实现技术突破，储能、风电等领域企业跨界入局，以国电南瑞、中国西电为代表的“国家队”强势切入电网侧赛道，一个多梯队、多场景、多生态位的竞争新格局正在形成。 算电协同与AIDC引爆SST SST作为基于电力电子技术的新一代电能变换装备，可实现电压转换、电能质量治理、多端口能量调度一体化，被视为AI算力中心与新型电力系统的核心 “能量路由器”。 国内层面，2026年政府工作报告将算电协同纳入国家级新基建，明确国家枢纽节点数据中心将大规模使用绿电，SST成为绿电直供、源网荷储一体化的关键载体。国际市场，北美通过“共址发电”“自备电源义务”等政策，叠加英伟达800V直流架构技术标准，推动SST成为超大规模数据中心供电主流方案，行业进入产品选型实质阶段。 机构预测，2026年全球SST市场规模快速扩容，2027年将迎来规模化落地高峰，AI数据中心、配电网改造、储能融合成为三大核心应用场景。 专业厂商分头突破 在SST赛道，专业厂商群雄逐鹿，各擅胜场，分头突破。 其中，台达在SST领域坚持系统集成战略，拒绝单独销售设备，主打“从电网到芯片”的全链路解决方案。4月，该公司联合泓慧能源推出SST+飞轮储能10kV中压UPS方案，仅两次能量变换，效率高达99%，精准匹配GPU集群毫秒级功率波动需求。 台达的SST产品效率达98.5%，支持四象限运行与能量双向流动，已向全球四大云服务商送样。通过集装箱式方案实现24小时快速部署，在新建超大型数据中心场景构建差异化壁垒，成为AIDC供电领域标杆玩家。 4月，伊戈尔携君诺JUNO系列SST亮相北美数据中心博览会，抢占北美市场窗口期。该产品采用 “交流→直流→高频交流→直流” 三级变换架构，端到端效率不低于98%，天然酯绝缘油方案通过UL认证，适配北美市场合规要求。 伊戈尔核心优势在于全球化产能布局：美国德州沃斯堡工厂年产能2.1万台，墨西哥基地2026年中期达产后月产新能源变压器500台，可规避美国关税壁垒。目前已覆盖谷歌、甲骨文、OpenAI等头部客户，数据中心相关订单同比增长超400%，以本地化交付能力构建技术参数外的核心竞争力。 同时，风电变流器龙头禾望电气凭借大功率电力电子技术储备跨界SST赛道，走超大功率差异化路线。其800V HVDC产品已批量供货，能效98%以上，通过维谛间接进入腾讯、字节跳动及北美Meta、谷歌数据中心。 该公司联合国网研发20MW级SST，应用于绿电直供示范项目，瞄准百兆瓦级数据中心、深远海风电直流汇集等场景。依托风电领域 “高可靠、抗波动” 基因，禾望在大功率SST赛道形成独特优势，避开AIDC中小功率红海竞争。 多元玩家涌入 储能行业陷入价格战、同质化、并网难三重困境，SST成为破局关键，以远景为代表的储能龙头率先布局。 3月，远景在沈阳中德园零碳产业园落地全球首个SST产品孵化中心，同步规划年产5GWh储能设备。远景将SST定位为零碳园区 “能量枢纽”，融合光伏、储能、充电桩、数据中心等节点，实现毫秒级能量调度，打造源网荷储自平衡微电网。 针对AIDC场景，远景推出800V SST直流储能方案，实时平滑GPU集群负载波动，效率与响应速度优于传统UPS+电池方案。通过SST，储能企业从单纯卖设备转向提供高附加值零碳解决方案，跳出低价竞争泥潭。 此外，宁德时代、阳光电源等储能头部企业均已布局SST，推动 “储能+SST” 融合创新，行业跨界融合趋势加速。 “国家队”定局？ 4月，国电南瑞联合江宁开发区、南京市智能电网产业专班签署固态变压器产业发展框架合作协议，标志着SST赛道迎来国家队主力，行业从企业单点创新进入政企协同、系统集成新阶段。 南瑞集团作为国家电网直属科研产业平台，拥有50年电力自动化、继电保护技术积累，对电网运行逻辑理解深刻。其SST战略聚焦配电网与微电网场景，避开AIDC红海，依托 “5A 新型微网” 方案，将SST的构网功能、主动支撑能力嵌入电网系统，适配高比例新能源接入需求。 依托江宁开发区近200家智能电网企业的全产业链配套，南瑞打通 “研发 — 制造—应用” 闭环，瞄准千亿级配电网SST市场。与民营厂商侧重产品销售不同，南瑞主打系统解决方案，服务电网、发电集团等大客户，技术门槛与客户壁垒更高，成为赛道 “压舱石” 玩家。 此外，中国西电所属西电电力电子自主研发的10千伏/2兆伏安/750伏固态变压器，近日在西安高新区西电智慧园区的光储充系统中成功挂网运行。这不仅是又一型号的落地，更标志着其在大容量SST的技术能力与场景适配上，完成了从数据中心到分布式能源系统的又一次关键跨越。 其采用户外集装箱式一体化设计，通过输入串联输出并联（ISOP）的先进拓扑，实现了10千伏中压交流到750伏直流母线的高效、直接变换。这一架构的精髓在于其“能源路由器”的定位。它不再是一个简单的电压转换设备，而是成为了一个能够灵活接入光伏、储能、充电桩及各类负荷的智能枢纽。 由此，当前的SST赛道，已形成了专业企业，多元企业及国家队三大梯队。短期来看，KEMA认证、量产进度、北美订单是企业核心考验，2027年将成为规模化交付关键节点。长期而言，SST将深度融合AI、储能、电网技术，在算电协同、零碳园区、新型配电网等场景持续渗透，成为能源转型核心装备。

自治区党委多次强调，要把内蒙古建设成为国家重要的绿色算力基地，这不仅是全区产业转型的核心抓手，更是服务国家数字经济与 “双碳” 目标的关键举措。 当前，社会各界对算力、Token等数字领域的专业概念、对产业链重构存在认知困惑。什么是算力？什么是Token？这些专业的数字概念和内蒙古的发展有什么样的深层关联？与人民群众日常生活又存在哪些紧密联系？ 自治区党委、政府大力推进绿色算力产业发展的战略考量何在？这条新兴产业赛道，将为内蒙古带来怎样的发展机遇和民生红利？其内在逻辑亟待系统梳理、深入阐释。 01 从“卖电力”到“卖Token”，看懂产业链升维逻辑 要读懂“电力—算力—Token”这条核心产业链，可以借助日常生活场景来理解。过去很长一段时间，内蒙古的发展优势集中在能源，靠煤、电支撑经济发展。我们把煤炭开采出来，转化为电力输送到全国各地，保障全国生产生活用电。这就像一个勤劳的农民，辛辛苦苦种出小麦，不做任何深加工，直接把原粮卖掉，挣的是最基础的原料钱、辛苦钱，附加值极低。 随着产业转型推进，我们开始思考：能不能把初级原料做粗加工，提升价值？这就对应着内蒙古发展算力、建设数据中心的思路——把廉价的电力，转化为高附加值的算力，相当于把小麦磨成面粉，价值实现第一轮跃升，不再单纯依赖卖电、卖煤的粗放模式。 如今，内蒙古向着产业链顶端更进一步：能不能把面粉做成口感更好、价值更高的面包，实现价值最大化？这个对应着数字经济终端产品的“面包”，就是很多人觉得神秘的Token。 Token听起来专业晦涩，其实我们每天都在间接使用它，它中文语义是“词元”，是AI理解语言的最小单位。AI理解语言，先要把句子“打碎”，好比教婴儿说话，不会一开始就教他整篇文章，而是需要拆成句子，把句子再拆成字词，比如，“我爱中国！”，可拆分成“我”“爱”“中国”“！”4个最小文字处理单元。 Token用在哪里呢？人工智能时代，你向豆包、DeepSeek等AI大模型提问时输入的每个字，模型生成的每句话、识别的每个图像，都在消耗Token，一个汉字约等于一个Token，标点符号也算Token。目前，我国日均词元调用量已突破了140万亿。如果说互联网时代信息传输的核心度量是“流量”，人工智能时代的关键指标就是Token，每一个Token都对应着实实在在的算力消耗和智能服务价值。 过去我们卖电，按“度”计价，利润微薄；现在我们要卖Token、卖智能服务，按“万亿Token”量化价值。目前市场上，每百万Token调用价格从几元到几十元不等，万亿Token意味着数亿元甚至更高的收入，这是从能源输出到数字服务的彻底转型，更是内蒙古产业从“粗放低端”走向“高端精细”的关键跨越。 02 从“先天优势”到“产业胜势”，看懂内蒙古的硬核底牌 发展绿色算力产业，看似哪里都能做，为何偏偏内蒙古能抢占先机、成为全国标杆？ 答案很简单：内蒙古拥有发展算力产业的三大核心优势，是其他地区难以复制的“硬核底牌”，完美契合算力产业高耗能、需降温、重网速的核心需求。 第一，绿电充足且价低，成本优势全国领先。算力中心是由海量服务器组成的巨型厂房，堪称“电老虎”，电费成本占其运营总成本的60%以上，电价高低直接决定了企业盈利空间。内蒙古的风能、太阳能资源得天独厚，新能源发电量稳居全国前列，绿电保障能力突出。与东部沿海地区相比，内蒙古用电成本优势显著，同样的AI计算业务，在内蒙古完成可节约一半以上电费。更关键的是，内蒙古用的是绿色电力，完全契合国家“双碳”目标。当下，全国头部企业普遍面临减排压力，更愿意选择绿电驱动的算力服务，内蒙古的绿电就像“有机小麦”，不仅性价比高，而且符合市场主流需求，优势更加凸显。 第二，气候凉爽，天然降温省成本。服务器长时间高速运转会产生大量热量，温度过高容易引起故障，甚至停机，因此必须持续降温散热，故而空调电费也是算力中心的一大开支。内蒙古地处北方，夏季极端高温天气少，冬季寒冷漫长，一年中有近半年时间，无需开启空调，仅靠开窗通风、自然风冷就能满足服务器降温需求，能大幅降低制冷能耗，电能利用效率（PUE）远优于全国平均水平。这笔实打实的成本账，让全国头部科技企业纷纷慕名而来。 第三，区位优越，网络延迟几乎无感。很多人误以为内蒙古地处偏远，数据传输速度慢，实则不然。乌兰察布至北京直线距离仅300多公里，高铁通行最快只需1.4小时，区内已建成多条高速直达链路，数据在两地间传输延时低至3.5毫秒，人体完全无法感知。对于京津冀地区企业来说，把数据放在内蒙古算力中心和放在本地机房计算，使用体验毫无差别。 凭借这些硬核优势，内蒙古算力产业发展势头迅猛，目前总算力规模、智算规模均居全国前列，随着华为、阿里、抖音以及三大电信运营商等头部企业的先后落地，和林格尔新区、乌兰察布已成为全国数字经济的核心枢纽之一，“草原云谷”的名号响彻全国。 03 从“能源输出”到“民生红利”，看懂算力惠民的获得感 自治区党委全力攻坚绿色算力产业，绝非单纯发展产业，最终落脚点是让全区老百姓共享发展红利，实实在在提升生活质量、拓宽发展空间，核心好处体现在三个方面。 一是能源价值翻倍，筑牢民生保障根基。过去我们卖一度电只能赚几毛钱，附加值极低；现在通过“电—算—Token”产业链，把绿电转化为算力、再转化为Token智能服务，价值能翻几倍甚至几十倍。这些增值收益能够直接转化为地方财政收入、产业投资，最终反哺就业、教育、医疗、基础设施等民生领域，让全区发展底气更足、民生保障更稳。 二是拓宽就业渠道，年轻人有了新赛道。以往内蒙古年轻人就业选择相对单一，大多集中在体制内、传统制造业和服务业等领域。绿色算力产业崛起后，全新的优质岗位涌现，如数据中心运维工程师、AI数据标注员、智算技术专员、网络安全技术员、智慧产业运维人员，等等。在乌兰察布、和林格尔新区，已有大批年轻人从事相关工作，实现月薪过万，职业发展前景广阔。产业链的持续延伸，会使就业机会不断增加，年轻人留在家乡、建设家乡的愿望会愈加强烈，条件也更加成熟。 三是数字赋能生活，日常办事更便捷。绿色算力看似遥不可及，实则早已融入我们的生活。大家常用的“蒙速办”APP，背后就是强大的算力在支撑，未来这一平台会更智能，办事填表、政策咨询、业务办理都能一键搞定，省时省力。除此之外，智慧牧场、智慧矿山、智慧农业、智慧文旅等领域，都会借助算力实现升级，矿山生产更安全、牧场养殖更高效、农业种植更精准、文旅体验更丰富，全方位提升老百姓的生活品质和幸福感。 04 从“点上开花”到“链上成景”，看懂绿色算力的三步走路线图 产业发展，关键在落实。“十五五”期间，自治区党委已明确绿色算力产业发展路线图，紧扣“电力—算力—Token”全链条，聚焦三件核心事，全力打造国家绿色算力基地。 一是打通全链条，构建“电—算—Token”协同体系。打破以往发电、建数据中心、做算力应用各干各的分散局面，完成“电—算—Token”闭环，推动发电厂与数据中心精准对接、协同发展。在数据中心集群就近配套建设风电场、光伏电站，实现绿电就近直供算力中心，推行源网荷储一体化模式，既进一步降低企业用电成本，又保障绿电百分百供给，筑牢绿色算力核心优势。 二是丰富应用场景，做大Token产业生态。Token好比面包生意，不能只做单一品类，多元化发展，才能满足市场需求。下一步，内蒙古将鼓励企业聚焦行业专属AI大模型和智能应用的开发，让绿色算力服务全国、赋能百业。 三是优化营商环境，共享产业发展蛋糕。持续优化营商环境，对落地企业给予电价优惠、政策扶持、资金奖励，吸引更多头部企业和优质项目汇聚内蒙古。同时，大力支持本地企业、高校毕业生、创业群体参与算力产业，鼓励本土创新、本土创业，破除产业参与壁垒，让算力产业的发展红利，真正惠及每一个人，真正实现共建共享。

日前，在包头达茂零碳园区的绿色纯净金属冶炼项目现场，机器人自动打开全封闭矿热炉出铁口，通红的铁水奔涌而出。这是全国第一炉由源网荷储技术支撑的“绿色”合金铁水，其电力来自40公里外的草原的风能。 长期以来，硅锰合金冶炼是典型的高耗能、高排放行业，传统工艺每吨耗电约4000度，严重依赖火电。项目通过重构能源底座，总规划12万千瓦新能源、配建2.2万千瓦储能，绿电通过110kV变电站直供矿热炉，使绿电占比达70%。每年约5亿千瓦时用电量中，超过3.5亿度来自风电，对比传统工厂年减排二氧化碳超20万吨，实现从源头减碳。 项目采用源网荷储一体化模式，通过自适应多源发电协调系统和储能调峰，让不稳定的风变成可控的工业电，风大多用、风小由储能补足。同时，全流程机器人系统全面替代人工，DCS系统实现毫秒级精准控制和集中调度，自研智能调控系统利用机器学习算法动态优化负荷，技术领先全球铁合金行业。 该项目带来生态、经济、社会三重红利：全面投产后年产值10亿元、税收5000万元、带动本地就业500人；每年减碳超20万吨；尾气回收发电，除尘灰、废渣全部外销循环利用，实现“零废”工厂。 据介绍，此项目推进节奏紧凑：2024年8月获自治区能源局批复，2026年1月工厂送电，3月源网荷储项目整体送电，4月24日出铁。团队以“产能置换+零碳园区评分机制”的创新路径获得新能源指标，成为包头首个新能源侧与负荷侧同步建设、同步投运的六类市场化项目。 首批“绿色”铁水的出炉，标志着铁合金行业实现了“高比例绿电直供+机器人规模化替代+全流程智能调控”的商业化闭环，证明高载能不再是高排放的代名词。这炉由草原的风吹出的“绿色”铁水，为内蒙古自治区新型工业化和零碳发展提供了有力样本，为构筑祖国北方重要生态安全屏障和国家重要能源基地贡献了“绿色方案”。 与此同时，对对钢企而言，最合适的绿电获取方案是什么？ 整体来看，绿电直连为钢铁企业发展电炉钢等低碳生产路径提供了新的绿电解决方案。不过，企业在选择绿电直连时，也需要充分评估自身能力和实际需求。 首先，项目前期投资通常较高，且回收周期长，更适合资金实力较强的大型企业。这主要是因为绿电直连项目前期投资不仅包括电源侧电站建设，还包括配套的直连线路、变电站和储能设施（一般为可选配置），同时也对企业运营管理能力提出了较高的要求。对于中小型企业而言，除了自建项目之外，还可以关注周边地区国家级零碳园区建设进展，以减少前期高额的资本支出。2025年12月份，国家已明确提出要推动绿电直连在国家级零碳园区落地，并提供资金支持，各省份通常也会为园区能源系统建设提供额外补贴。如果零碳园区实现100%离网运行，企业还能进一步节省电力系统附加费用。 其次，企业在选择绿电直连时应合理测算自身实际用电需求和装机规模。一是需要满足政策对于电力使用比例的要求；二是根据当前并网型项目输配电费计算方法，若直连项目平均负荷率低于所在省份规定水平，则会带来额外输配电成本，应慎重采用。 最后，企业应当考虑下游客户的需求进行综合考虑。对于出口业务为主的企业，通过绿电直连获取可追溯的低碳电力，将有助于明确产品的低碳属性，更好地适应未来国际贸易政策变化，并降低潜在的碳成本。对于非出口导向型的企业而言，“双碳”亦是大势所趋，例如钢协正积极推进与港澳地区建筑行业加强绿色低碳钢材应用合作等。因此，钢企应当积极探索推动绿电的使用，满足下游的低碳需求。 钢铁企业在充分了解现行政策的基础上，可以布局最合适的绿电获取方案，在提升绿电比例的基础上提高用电经济性。不过，在全国统一大市场建成前，现阶段电力市场仍显示出很强的地域性。由于各地进度不同、政策不同、电源结构也不同，企业需因地制宜寻找最适合自身需求的绿电获取方式。 以江苏为例 详解两大路径及适用边界 路径一：自建分布式新能源，直接有效但规模受限 利用厂区建设屋顶光伏项目是钢铁企业自建新能源的普遍选择。当前，最大规模的屋顶光伏项目是宝钢股份下属宝山生产基地建设的148兆瓦光伏项目群。此外，河钢、沙钢、太钢不锈、中天钢铁集团、鞍钢集团也都铺设了15.8兆瓦~72.5兆瓦不等的分布式光伏。 这些屋顶光伏项目通常被界定为大型工商业分布式光伏，不仅能为企业提供直接绿电供应，在满足一定政策条件的情况下，还能通过出售富余电力为企业带来额外收入。2025年1月份，国家发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定了大型工商业光伏的上网方式，即只有在电力现货市场连续运营的地区，大型工商业光伏才可以反向向电网售电进行现货交易，获得额外收益。 除此之外，在执行层面，各省份往往有不同的细则要求。在江苏，电力现货市场于2025年9月份实现了连续结算试运营，可以实现余电上网，但是选择该方式的企业屋顶光伏项目需要按照集中式光伏电站备案。由于目前分布式电源每月上网电量不稳定，预测难度较高，所以江苏在2026年期间自发自用的分布式光伏项目仍以中长期的月度/月内交易为主。同时，江苏没有限制自发自用的比例。 136号文在这些项目保证自身绿电供给之余，通过建立新能源价格场外结算机制（机制电价）为余电上网的电量守住了收入底线。若市场交易价格低于机制电价，电源会获得差价补偿，反之，当交易价格高于机制电价时则会扣除差价。这种“多退少补”的结算方式，给发电企业提供了一个稳定的预期，同时也保障了最低收益。除此之外，各个地区也出台了136号文细则。江苏对于参与电力现货市场的电量实施了限价，以平抑现货市场电价的大幅波动。 整体来看，自建分布式光伏是钢铁企业直接获取绿电及绿证的有效途径。随着中国电力市场建设不断完善，部分项目还可以通过余电上网的方式获取额外的收益。但是由于场地限制，自建分布式光伏只能满足企业极少的可再生能源电力需求。目前，国内最大的宝钢股份宝山基地厂房屋顶光伏项目年发电量高达1亿千瓦时，但是仅占总用电量的1%左右。这一比例在规模较小的钢铁企业中也十分常见，如陕西省某钢铁企业拥有11.17兆瓦光伏发电项目，其绿电使用比例同样不足1%。这种分散式自发电模式，从规模经济和社会整体效率角度看，并非资源配置的最优方式。随着我国可再生电力供应规模持续快速扩张，其消纳更需要依托全国统一电力市场进行优化配置。 路径二：参与电力市场交易及购买绿证是主流途径，企业需熟悉相关政策及交易规则，提前规划 电力市场交易包括中长期交易、现货交易、绿电交易。参与绿电交易或者单独购买绿证是钢铁企业满足绿电需要（这里的“需要”是指企业自身转型目标的实现或者企业满足国家对钢铁行业可再生能源消纳指标的政策合规需要）的常见选择。绿电交易是“证电合一”的交易，尽管电量与绿色价值（即绿证价格）分开标价，但绿证会在电量交易发生的同时转移到购电方。绿电交易同时也是中长期交易的一种，往往以多年、年度、月度以及月内为时间标的，并通过双边协商、集中竞价或者挂牌方式达成交易。绿证交易则是单独购买可再生能源绿电证书的行为，不与物理电量绑定，但是可以作为钢铁企业满足可再生能源消纳指标考核的官方凭证。 企业如果高度依赖绿电和绿证交易，未来可能会面临绿电或者绿证供给下降、价格上升的风险。原因在于，136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着纳入机制的这部分电量不再参与绿电交易，也不再获得相应的可交易绿证，从而导致绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿证也会减少，钢铁企业将难以依赖这一单一的途径获取绿电。 按区域划分，电力交易可分为省内交易、省间交易，省间交易按照交易的内容又可以分为常规省间、省间绿电。省间交易对于可再生能源资源较少而用电需求量大的区域十分重要。以江苏为例，2023年江苏省钢铁企业年用电量高达491亿千瓦时，占全省工业用电量的9.1%、社会用电量的6.2%。但是江苏省2025年度绿色交易电量大约只有210亿千瓦时，这部分电量不到钢铁企业年用电量的一半，且还需满足其他行业需求。如果江苏未来实现工业电气化和低碳化，省内绿电供给难以覆盖需求，跨省购电将不可或缺。目前，江苏已经有多条常态化省间线路，将青海、新疆等8个省份的绿电输入江苏。同时，江苏规划了到2027年输电能力达4600万千瓦的外来电通道、13000万千瓦可再生能源接网消纳规模以及400亿千瓦时的绿电交易供应电量。 对于企业来说，参与省间电力交易需多关注电力平台公告，注意申请时间线并积极同省外电源协商达成双边协定。以江苏为例，2025年10月份，电力交易中心就已经开始收集2026年度多年期的绿电交易意向。月度交易则大约提前半个月左右，由北京电力交易中心发布某条具体线路的竞价通知。另外，省间交易有明确的交易优先级，年度（含多年）优先于月度（含多月），月度优先于月内，中长期交易优先于省间现货，只有前一级电力交易还有余量，才会开启下一级的电力交易。因此，省间交易量几乎来自于中长期合同，钢铁企业如果有省外购电的需求，应根据年度和月度用电需求，积极同外省电源企业沟通，提前锁定绿电供给。 绿电供给有限钢企能源转型面临电网结构性制约 当前，分布式光伏和绿电交易规模仍然有限，难以为钢铁转型提供充足的低排放电力。要根本解决钢铁行业这一转型难题，离不开电力行业深度脱碳的努力，即提高新能源发电比例，推动电网排放因子的下降。降低电网排放因子不仅能帮助企业以更低的成本生产低碳钢铁（构建模型得出的结论），还会影响欧盟CBAM中对于电力作为间接排放计算的默认值，可帮助有出口需求的钢铁企业降低合规成本。 因此，钢铁行业转型需要多方协同推进，电网的清洁程度也决定了钢铁企业能从电力市场中获得多少风光电量。各省份的电源结构是电力市场各类交易的根基，而风光发电量则进一步限制了电力市场中风光电力的实际可交易规模。以江苏为例，其电力供应结构仍以火电为主，尽管新能源发展势头迅猛，但截至2025年，火电仍占总发电量约80%，风光发电量仅占12%，约775亿千瓦时。 根据江苏省年度常规电力交易公示，火电同样是主力，占2026年度交易总成交量的93%；其次是核电，约占5%；风光电源交易量在常规电力市场交易和绿电交易中都偏小。以江苏2025年风光总发电量约775亿千瓦时来考虑，即使绿电市场扩张到现在的3倍，新能源的电力也无法成为市场主力。对于江苏来说，如果想让风光成为电力交易的主流选择，根本上仍需要大力推动电网的减碳。依托全国统一电力市场进行优化配置不仅有助于提升系统效率，也有望为钢铁等大型电力用户提供更加稳定、成本更具竞争力的可再生电力。只有通过市场化机制实现专业分工，让发电侧专注供给、用电侧专注生产，才能推动全社会生产效率达到更优水平。 市场波动加剧钢企绿电难以依赖单一途径 电力市场政策不断推陈出新，但大多针对发电方，钢铁企业关注点应侧重于其可能带来的价格变化。 以136号文为例，新能源全面入市并不会改变江苏可再生电力总量。曾经被保障性收购的电量仍流动在电网中，只不过新能源发电方的收益模式从固定模式转向了市场化。这会给企业，尤其是高度依赖绿电和绿证交易的企业带来一定影响。136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着部分曾参与绿电交易的电量会被纳入机制电价，参与常规电力市场。江苏省内绿电年度交易量从2025年的52亿千瓦时直降34%到2026年的18亿千瓦时。随着绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿电绿证也会减少，相应的未来绿电绿证的数量也会减少。钢铁企业的能源转型将难以依赖单一电力获取途径，而应该更注重多种方式的结合。 常规电力市场交易模式又细分为3类，集中竞价、挂牌和双边协定。根据分时段交易价格曲线，3种方式均价目前相差不大，集中竞价和挂牌交易波动浮动较大，通常在午间价格较低，但是夜间较高，高点价位甚至会超过双边协定（即长协）的均价。长协加权平均价格大约在345元/兆瓦时，价格在一天之内几乎没有波动。价格稳定性是双边协议受到卖方青睐的主要原因。因此，绿电交易以长协为主，绿电交易量在一天之内相差可达1.3亿千瓦时，但是交易价格的波动最大只有10元/兆瓦时。 从现货市场来看，交易均价具备优势，普遍低于中长期交易价，这也符合全国的趋势。笔者随机选取了江苏电力现货市场一日的交易情况进行研究发现，均价与年度交易公示价格相比非常有优势，大约低8%。且现货市场15分钟一次出清，价格在日内受供需变化影响显著，从图中可以观察到明显的价格低谷时段。 对于钢铁企业来说，应该结合自身需求和业务环境多维度的考虑绿电获取途径。单从价格上考虑，钢铁企业耗电量大，通过签订长期双边购电协议有利于稳定电价，使其用电成本更可控。尤其是随着电力市场建设更加完善，可再生能源比例大幅提高，价格对供需的反应会更加的敏感。使用电炉工艺的企业，凭借其启停灵活的特点，可以更有效地利用电价差异优化生产安排，在电力成本较低时间段进行生产，同时安排绿电交易和现货交易结合。绿证可以帮助企业实现低碳目标，也是可再生能源消纳比例的核算标准，但是对于有出口需求的企业存在一定风险，尤其是欧盟电池法案和CBAM的碳足迹核算方法尚不认可电力PPA（购电协议）及单独的绿证。 当前，CBAM虽尚未要求钢铁行业为间接排放付费，但其对电力的要求高达小时级的物理溯源。这一背景下，有出口需求的钢铁企业，或者出口需求大的下游企业可以积极探索其他方式，比如场内分布式光伏、绿电直连。

2025年以来，我国零碳园区建设进入全面加速期，2026年更是被确立为国家级重点推进的关键年份。从顶层设计到地方落地，从标准体系到申报流程，零碳园区已形成清晰的发展路线图，成为"十五五"期间实现碳达峰目标的核心抓手。 一、零碳园区上升为国家战略，2026年进入攻坚期 国家层面已将零碳园区建设纳入核心工作议程，形成了环环相扣的政策推进节奏。2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），正式拉开国家级零碳园区建设的大幕。同年12月，《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，全国共有52个园区成功入选。 同月，国家发改委在北京召开全国零碳园区建设现场推进会，明确提出"十五五"期间零碳园区是实现碳达峰的"决胜战场"。2026年初发布的国民经济和社会发展计划报告中，进一步将零碳园区/工厂建设列为年度国家级重点任务，标志着零碳园区建设进入全面攻坚阶段。 二、国家级零碳园区申报：严格流程与核心指标 目前国家级零碳园区实行"自下而上申报+自上而下验收"的闭环管理机制，同时建立三年一复查的动态调整制度，确保建设质量。 （一）完整申报流程 1 园区对照国家发布的标准开展自查，完成碳排放数据核算并撰写自评估报告 2 委托具备资质的第三方机构对碳排数据和建设情况进行核查 3 提交省级主管部门进行初审 4 国家发改委、工信部、国家能源局组织跨部委专家团队进行最终复核 5 复核通过后授予"国家级零碳园区"称号 （二）核心评价指标 发改环资〔2025〕910号文创新性地将单位能耗碳排放作为核心约束指标，引导园区在保障经济发展的前提下实现碳排放"近零"。同时设置五大引导指标： 清洁能源消费占比、 园区企业产出产品单位能耗 、工业固废综合利用率、余热余冷余压综合利用率 、工业用水重复利用率 。 此外，该文件同步发布了《零碳园区碳排放核算方法(试行)》，统一了全国零碳园区的碳核算标准，解决了此前各地核算口径不一的问题。 三、多省市密集出台政策，差异化建设路径清晰 在中央政策的引领下，各省市迅速响应，结合本地产业特色出台了一系列建设方案和激励政策，形成了百花齐放的发展格局。 广东省动作最为迅速，2025年底出台《广东省零碳园区建设方案》，提出到2027年建成25个左右零碳园区的目标。2026年3月，该省已公布首批15个省级建设名单，并明确要求园区储能容量占日均用电量比例达到10%，鼓励探索"虚拟电厂"等新型能源模式。 江苏省作为制造业和开发区大省，构建了完整的"建、管、评"闭环体系。2025年8月，该省率先发布地方标准《零碳园区建设指南》（DB32/T 5156-2025），多个地级市也相继出台了配套的评价标准和资金激励政策。 上海市将零碳园区建设纳入多个区的《美丽xx建设三年行动计划（2024-2026年）》。2025年7月，上海市发改委和经信委联合启动国家级零碳园区预申报工作，明确申报主体为省级及以上开发区，重点支持符合上海现代化产业体系导向的园区。同年，该市公布了一批市级零碳创建和标杆单位，并配套了各区的激励政策。 浙江省2025年底发布《浙江省低(零)碳园区建设实施方案（征求意见稿）》，提出按照全域覆盖、"一园一策"的原则推进建设。该方案创新性地将零碳园区分为工业主导型（工业增加值占比≥60%）和服务业主导型（服务业增加值占比≥60%）两类，并根据不同类型设定了差异化的"十五五"碳排放降低目标。 此外，山东省2025年中发布《山东省零碳园区建设方案》，围绕新能源电力替代、流程工业改造等部署了十项具体任务；湖南省2026年初印发《湖南省零碳园区建设方案（暂行）》，提出了培育低碳动能、推进新型能源体系建设等七大重点路径，计划到2030年形成成熟的零碳园区建设体系。 四、多元标准体系完善，地方与行业标准互为补充 除了国家级标准和各省市出台的地方标准外，多个行业协会也发布了相关技术规范，形成了多层次、全覆盖的零碳园区标准体系，为不同类型、不同规模的园区提供了建设依据。 目前可参照的主要行业标准包括： 中国节能协会《零碳园区评价技术规范》（T/CECA-G 0344—2025） 、中国电子节能技术协会《零碳园区创建与评价通用规范》（T/DZJN 458—2025） 、中国建筑节能协会《零碳园区评价标准（试行）》（T/CABEE 103—2025） 、中国电力企业联合会《零碳园区碳核算技术规范》（T/CEC 1254—2025）和《零碳园区评价规范》（T/CEC 1255—2025） 、上海市节能环保服务业协会《零碳中小型园区创建与评价技术规范》（T/SEESA 026-2025） 、西宁南川工业园《零碳晶硅产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 5—2025）和《零碳锂电产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 6—2025）。 值得注意的是：国家级零碳园区申报对园区规模和行业代表性要求较高，对于大多数普通园区而言，先申报省级或市级零碳园区是更为现实的选择。 五、破解重资产投入难题：零碳园区可持续运营核心逻辑 零碳园区建设通常需要数千万至数亿元的资金投入，如何平衡前期巨额投入与长期运营效益，是决定项目成败的关键。 （一）科学规划能源方案，避免资金沉淀 应根据园区所在地区的自然禀赋、电价峰谷差以及当地激励政策，量身定制能源系统方案，科学规划源网荷储一体化建设，避免盲目追求高配置导致的资金浪费。 （二）充分利用政策资金支持 吃透国家、省、市三级绿色发展红利： -国家发改委《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》明确规定，低碳零碳负碳示范项目可获得核定总投资20%的补助 -积极申请国家专项债和中长期绿色信贷支持 -争取地方政府出台的各类零碳园区建设补贴 （三）创新商业模式，分担投资风险 灵活运用EMC（合同能源管理）、EPC+O等成熟商业模式，引入社会资本和专业运营方，共同分担建设投入和运营风险。 （四）构建多元盈利体系 零碳园区建成后，可通过多种渠道实现收益： 峰谷电价差收益 、绿电交易和绿证收益 、节能改造带来的能耗成本降低 、碳资产交易收益 、零碳品牌带来的租金和物业溢价 。 同时，还应前瞻性地预估未来国家碳减排政策收紧带来的合规成本降低和潜在收益增长，为园区长期可持续发展奠定基础。

当人工智能的浪潮逐渐从“通用化”向“精细化”深耕，另一个足以重构人类与科技关系的赛道正加速崛起，它就是脑机接口（BCI）。 不同于AI领域中国与海外存在3-6个月的技术代差，在脑机接口这片全新的蓝海中，中国与全球领先水平几乎站在同一起跑线，甚至在侵入式技术路线上实现了局部领先。 随着政策红利持续释放、临床突破不断落地、资本布局愈发密集，脑机接口正从科幻概念走向产业现实，成为继AI之后最具想象力的历史性投资机遇。 01 历史性机遇 在科技产业的发展历程中，绝大多数核心赛道都存在先发者优势，从互联网到生物医药，中国企业多以追赶者姿态参与全球竞争。但脑机接口的出现，打破了这一固有格局。 从全球竞争格局来看，脑机接口目前仍处于技术探索期向临床转化期过渡的关键阶段，没有任何一家企业或国家形成绝对的技术垄断，双方几乎处于同一起跑线。海外以Neuralink、Synchron为代表的企业，凭借在神经科学基础研究、工程化设计上的积累，在侵入式路线上形成了一定的技术特色；而中国企业则依托政策支持、临床资源优势，在侵入式技术的临床落地层面实现了反超，形成了差异化的竞争优势。 2026年3月13日，国家药监局批准博睿康的植入式脑机接口手部运动功能代偿系统上市，这款产品成为国际上第一个获批的侵入式脑机接口医疗器械，标志着中国在侵入式脑机接口的临床转化上走在了全球前列。 相比之下，Neuralink虽在电极密度、通道数量上具有技术优势，但其产品仍处于临床试验阶段，尚未完成监管审批闭环。 这一突破并非偶然，而是中国在脑机接口领域长期布局的必然结果，早在2023年，博睿康就在北京宣武医院完成首例人体植入，2024年进入国家药监局创新医疗器械特别审查通道，2025年启动全国多中心试验，短短78天内完成32例植入，用扎实的临床数据实现了“全球首证”的突破。 中国的优势不仅体现在临床落地速度上，更在于政策与产业生态的协同发力。 2026年政府工作报告将脑机接口与量子科技、具身智能、6G并列，明确为国家重点培育的未来产业；“十五五”规划纲要将其确定为未来产业方向，形成了顶层设计的支撑。地方层面，上海率先发布《上海市脑机接口未来产业培育行动方案(2025-2030年)》，落地全国首个脑机接口未来产业集聚区“脑智天地”；杭州新增侵入式脑机接口置入费等医疗服务价格项目，北京、山东、四川也相继出台产业专项政策，形成了顶层引导+地方落地的政策网络。 截至2026年3月，仅上海一地已集聚近60家脑机接口企业，覆盖三大技术路线，2025年上海脑机接口领域融资案例占全国36.4%，融资额占比高达53.7%，产业生态日趋完善。 脑机接口的核心价值在于重构“人机交互”的底层逻辑。从传统的“手控、声控”转向“意念控制”，这不是一次简单的技术迭代投资，而是一次站在科技革命风口的历史性布局，其长期价值堪比互联网、人工智能的诞生。 02 本质是算法的战争 硬件是脑机接口行业的准入门槛，但竞争的核心关键还在于算法之上。 脑机接口技术的四个核心步骤为：神经信号采集 → 信号处理与特征提取 → 解码与机器学习 → 反馈与控制。在这条链条中，算法贯穿始终：从信号预处理阶段的去噪降维，到特征提取阶段的有效信息捕获，再到解码阶段的意图识别与指令输出，最后到反馈阶段的系统自优化，每一步都依赖于算法的精度与效率。 脑机接口的算法体系可以分为两大核心模块：信号解码模块与信号处理模块。前者负责从大脑中精准捕获生理信号，后者负责将捕获的信号准确解码为可执行的指令，这其中涉及大数据、大模型、AI计算等前沿技术。 脑电信号的解码之所以困难，根源在于信号本身的特殊性。脑电信号具有非线性、特征弱可分性与显著的个体差异性，长期制约着解码精度与系统稳定性。神经活动既有毫秒级的高速动态变化，又涉及大脑皮层不同区域的协同交互，解码算法需要在两个维度上同时保持高精度。因此，脑机接口的竞争本质上是算法能力的较量，也可以看作是大数据时代竞争的延续。 人工智能技术的深度渗透，正打破脑机接口的效率瓶颈，成为技术落地的核心驱动力。2025年，我国脑机接口相关发明专利申请量达391项，其中超过60%涉及AI解码算法创新，显著提升了神经信号识别的精准度与实时性。 在语言解码领域，AI大模型的应用已取得突破性进展。国际最新研究提出基于生成式AI的拼写脑机接口系统，通过解码与书写相关的神经信号，结合预训练大语言模型将脑电图模式高精度转换为文本，实现了对26个字母的全覆盖识别。中科院团队也在同步研发汉语脑机接口技术，音节解码准确率达71.2%，语句解码速率接近每分钟50字。2026年最新发布的NOBEL模型则首次将LLM作为通用骨干架构，统一了脑电图、脑磁图和功能性磁共振成像等多种非侵入性神经信号，实现了“全模态脑解码”。 回顾脑机接口的发展历程，就是一场针对大脑信号的“世纪”探索。 · 1875年，英国科学家Richard Caton发现大脑中会产生电流波动，针对脑电的研究自此展开。 · · 1924年，德国科学家汉斯·贝格尔首次记录人类脑电图，为BCI技术奠定了物理基础。 · · 1967年，Dewan实现了利用睁眼或闭眼自主控制α波幅度发送Morse电码。 · · 1973年，“脑机接口”这一术语被正式提出，标志着该领域的诞生。 · · 1988年，P300拼写器的问世，首次让瘫痪患者实现了“思维交流”这一革命性突破。 · · 1999年，第一届脑机接口国际会议对“脑机接口”进行了界定：使用者可以在不依赖周围神经和肌肉的条件下实现沟通与控制。 · · 2004年，在BrainGate临床试验中，瘫痪患者通过植入的电极阵列成功控制机械臂完成喝水动作，证明了意念操控复杂设备的可行性。 · · 当前脑机接口技术发展的核心驱动力来自各国政府推出的脑计划支持，而非消费市场需求驱动供给，因此医疗是现阶段脑机接口下游最核心的应用场景。随着技术日趋成熟，未来脑机接口在非医疗领域的应用将逐步拓展，依托其监测、检测等功能，可广泛应用于工业安全、航空航天、晕车辅助、娱乐游戏、体育运动、交互辅助、儿童教育等场景。 对于企业而言，算法能力不仅决定了产品的核心竞争力，更决定了数据资产的积累速度和商业模式的可扩展性。掌握领先解码算法的企业，能够更快地从临床数据中提取价值、迭代产品，并在新适应症和新场景的拓展中占据先机。 这解释了为何国内外头部企业均将算法研发作为核心战略方向：博睿康：已累计获得百余项专利技术，并计划在NEO 2.0版本中新增语言解码、小肢体解码等功能。强脑科技：拥有460多项专利授权，包括脑机接口领域核心发明专利250多项，位居全球前列。 03 静待“第一股” 2026年，脑机接口行业最引人关注的焦点，莫过于“脑机接口第一股”的诞生。Neuralink是全球脑机接口万众瞩目的NO.1，无疑是最受期待的领头羊。 Neuralink由马斯克和其他七位科学家在2016年联合创立，致力于实现“人脑与机器的交互”，目前Neuralink在侵入式脑机接口领域的技术水平及临床进展全球领先且正在率先推进产业化，目标成为全球首个实现脑机接口设备大规模生产的企业。 根据Neuralink的最新研发进展显示，截至2026年1月，全球已有21名患者植入Neuralink芯片，覆盖脊髓损伤和肌萎缩侧索硬化症（ALS）等适应症；截至2025年9月，全球12名受试者总共佩戴设备超2000天，所有患者累计使用时长已超1.5万小时。 公开的技术演示中，首位受试者Noland Arbaugh能用意念玩《马里奥赛车》等游戏；渐冻症患者Nick Wray通过意念控制机械臂完成饮水等任务；另一位渐冻症患者Bard重获了语言交流能力。 在产品线方面，Neuralink推出了心灵感应（Telepathy），主要帮助脊髓损伤、中风等运动障碍患者，使其能通过意念控制电脑或机械臂。盲视（Blindsight）项目旨在通过刺激视觉皮层，帮助失明者恢复视觉，首位参与者计划于2026年加入该项目。此外，还有一款神经调节产品深入（Deep），专注于治疗精神疾病、神经性疼痛等障碍。 而在国内，2025年脑机接口融资迎来爆发，多家公司在年内完成多轮融资，单笔融资金额也大幅提高，多家头部企业已进入IPO冲刺阶段。资本同时聚焦侵入式与非侵入式双路线，投资者涵盖财务VC、产业资本与政府基金，助力技术临床转化与商业化落地。 侵入式赛道方面，博睿康无疑是最具竞争力的企业。 2026年2月4日，博睿康与中信证券签订协议，备案科创板IPO辅导，正式启动上市进程，成为国内首家启动科创板IPO辅导的侵入式脑机接口企业，其核心优势在于全球首证的商业化突破。 除博睿康外，阶梯医疗、脑虎科技等侵入式企业也在加速推进IPO准备工作。阶梯医疗2026年3月完成5亿元战略融资，由阿里巴巴领投，腾讯、启明创投等老股东追加投资；2026年初，依托自主研发的手术机器人，阶梯医疗已成功完成拟注册256通道无线高通量侵入式脑机接口系统的临床植入，并获得脑控交互功能的有效验证。脑虎科技在汉语言解码领域实现突破，已完成多轮融资，正聚焦临床落地。 非侵入式赛道方面，强脑科技处于绝对领先地位。 强脑科技2025年初以保密形式提交香港IPO申请，2026年初完成约20亿元融资，规模在全球脑机接口领域仅次于马斯克的Neuralink，成为全球脑机接口领域规模第二大的融资事件，投资人阵容强大，包括著名投资机构IDG、由英特尔CEO陈立武创立的华登国际，“果链”巨头蓝思科技、领益智造，战略投资方韦尔股份、华住集团、好未来集团，也有中国香港、美国顶级家办等。强脑科技有望率先登陆港股，成为“非侵入式脑机接口第一股”。 强脑科技的核心优势在于消费级场景的规模化落地，其非侵入式脑机接口技术已成功跨越实验室阶段，在智能仿生手、智能仿生腿等康复医疗领域，以及睡眠监测与注意力训练等消费级场景中实现了规模化落地与应用。 此外，侵入式路线的领创医谷、智冉医疗，非侵入式的傲意科技都已进行了多轮融资。 可以预见，脑机接口行业在2026年极有可能迎来又一里程碑——资本元年，强势推动行业从概念期走向产业期。不同于AI领域的追赶态势，中国在脑机接口领域与全球处于同一起跑线，甚至在侵入式赛道实现了局部领先，这为中国投资者提供了一次难得的历史性机遇。

政策兜底时代结束，这波电力市场红利如何接？ 2026年，恰逢“十五五”规划开局，中国电力行业步入深刻变革阶段。全国统一电力市场建设实现从“初步建成”到“基本建成”的跨越，省级电力现货市场基本实现全域覆盖，市场化定价机制正深刻重塑行业盈利模式与发展逻辑。 随着《 关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文）的全面落地，新一轮新能源机制电价竞价周期正式开启，项目的报价策略，将直接决定企业未来十年的收益底线。 一系列电力市场政策的密集出台，标志着电力行业延续十余年的政策兜底模式，正以超预期的速度退出历史舞台。当旧的规则被打破，新的秩序正在建立，每一个身处其中的从业者，都站在了时代的十字路口：是抱着过往的经验被动等待行业洗牌，还是主动了解新规则，抓住这万亿市场中的全新机遇？ 一、巨变： 旧时代落幕，新周期开启 如果你还在用过去的经验判断今天的电力市场，那么你可能OUT了。 过去十年，中国的电力体制改革更多是“摸着石头过河”的探索，而2026年，电力改革正式进入了“存量调整+增量突破”的深水区。国家能源局最新数据显示，2026年1-2月，全国累计完成电力市场交易电量11925亿千瓦时，同比增长25.5%。绿电交易电量484亿千瓦时，同比增长7.6%。现货交易电量占比持续提升，这意味着越来越多的电量不再由政府定价，而是由市场供需决定。 随着136号文的全面落地，延续了十几年的政策兜底模式，正式退出了历史舞台。这不仅仅是政策的调整，更是整个行业底层逻辑的重构。 •告别固定分时电价：从2026年3月1日起，直接参与市场交易的主体，不再执行政府规定的固定峰谷时段和电价。受新能源全面入市的影响，未来的电价，变化波动频繁，中午光伏大发时的“深谷电价”甚至负电价，与傍晚负荷高峰时的高电价，将成为日常。 •容量电价全面落地：行业盈利模式彻底重构！过去单一的“电量付费”模式，正式转向“电量+容量+调节能力”的多元付费体系。煤电、气电、抽水蓄能，甚至是独立储能，都能通过提供可靠的容量支撑获得稳定收益。这意味着，调节性资源第一次拥有了清晰的商业闭环。 •新能源全面入市：新能源项目全部进入市场，存量项目的保障性收购电量比例大幅下调。这意味着，新能源企业再也不能“躺着发电”了，如何在现货市场中精准报价、如何通过中长期合同锁定收益、如何配置储能平抑波动，成为了生存的必修课。 •售电价差时代终结：2026年售电公司传统的低买高卖赚取价差盈利模式发生变化，河南、四川、安徽、广东等十余省份，密集出台了“批零价差限利令”。过去靠信息差牟利的空间，被彻底压缩。对于售电公司来说，如何从“电力中间商”转型为综合能源服务商？如何通过绿电、碳资产、增值服务找到新的利润增长点？这是所有售电人必须回答的灵魂拷问。 二、洞察： 三大核心趋势，重构万亿市场 面对这场巨变，行业的未来趋势已经清晰可见，读懂这些趋势，你就能找到未来五年的财富密码。 01 市场边界打破，全国资源大流动 随着全国统一电力市场的构建，跨省跨区交易壁垒被打破，电力资源正在全国范围内进行优化配置。国家电网“十五五”期间计划完成4万亿元的固定资产投资，其中超过60%将投向特高压和配网智能化。这不仅为设备商带来了海量订单，更意味着西北的绿电可以直送东部的负荷中心，区域间的电价差将创造出巨大的交易套利空间。 02 新主体爆发，虚拟电厂迎来春天 当新能源的波动性成为系统最大的挑战，需求侧的灵活性就成了最稀缺的资源。虚拟电厂、负荷聚合商正在从试点走向规模化。预计2026年，虚拟电厂的市场规模将达到183.5亿元，通过聚合分散的工商业负荷、充电桩、用户侧储能，这些新主体不仅能帮用户降低用电成本，更能通过参与辅助服务市场获得丰厚的回报。 03 算电协同，新需求重塑供给侧 AI算力的爆发，正在成为电力需求最大的增量。一个1GW的算力中心，年耗电量高达70亿度。为了满足算力中心对低成本绿电的需求，“风光大基地+算力直供+储能”正在成为新的商业模式。这不仅为西部的新能源基地带来了稳定的消纳渠道，也为综合能源服务商打开了全新的服务市场。 三、机遇： 你准备好接住这些红利了吗？ 行业的巨变，必然伴随着巨大的市场机会，但机会永远只留给有准备的人。 • 现货交易的操盘红利：现货市场的价格剧烈波动，既是风险，也是机遇。有数据显示，优秀的交易团队可以通过精准的报价策略，让新能源项目的年化收益提升10%以上。但对于大多数企业来说，复杂的交易规则、仿真的模拟演练，依然是难以逾越的门槛。 • 绿电交易的溢价空间：2025年全国绿电交易电量同比增长120%，溢价空间达到0.03-0.08元/度。对于新能源企业来说，如何通过签订长期PPA协议锁定收益？对于用电企业来说，如何通过采购绿电实现碳中和目标，同时降低用能成本？这其中蕴藏着巨大的双赢空间。 • 储能的黄金时代：随着容量电价的落地，独立储能终于迎来了“容量收益+电能量收益+辅助服务收益”的三重盈利模式，投资回报率大幅提升。2026年，被业内称为独立储能市场化发展的“元年”，谁能率先掌握储能参与市场的策略，谁就能抢占这一赛道的先机。

适合场景：通勤/健身/酒吧/设计/兜风 风格：另类摇滚/噪音流行/独立摇滚/冲浪摇滚/朋克/后朋克/民谣摇滚/拉丁摇滚/实验摇滚 情感：荒诞疏离、精神抽离感/压抑焦虑、内心不安/暴戾躁动、原始叛逆/阴郁颓丧、宿命悲凉/暧昧纠结、暧昧怅惘/诡异猎奇、暗黑诡谲 TRACK LIST * 00:00Debaser * 02:53Tame * 04:48Wave Of Mutilation * 06:53I Bleed * 09:28Here Comes Your Man * 12:50Dead * 15:11Monkey Gone to Heaven * 18:09Mr. Grieves * 20:15Crackity Jones * 21:39La La Love You * 24:23No 13 Baby * 28:14There Goes My Gun * 30:04Hey * 33:35Silver * 36:01Gouge Away 一、基础信息 • 乐队：Pixies（小妖精，美国另类摇滚） • 专辑：《Doolittle》（第二张录音室专辑） • 发行：1989年4月17日（4AD/Elektra） • 录制：1988年10–11月，波士顿Downtown Recorders • 制作人：Gil Norton（替代前作Steve Albini） • 时长/曲目：38:38，15首 • 风格：另类摇滚、噪音流行、冲浪摇滚、朋克 二、创作与录制 • 词曲：全由Black Francis（Charles Thompson）创作，主题黑暗超现实，涉及超现实主义、圣经暴力、酷刑、死亡、生态。 • 创作背景：部分歌曲源自早期demo《The Purple Tape》（1987）；原定标题《Whore》（源自“巴比伦大淫妇”），后改名。 • 制作转变：相比《Surfer Rosa》的粗砺生猛，Gil Norton让音色更干净、层次更清晰，同时保留“安静/爆裂”(quiet/loud)核心动态。 • 配器亮点：《Monkey Gone to Heaven》加入两把小提琴+两把大提琴，另类摇滚中少见的弦乐编排。 三、核心曲目（必听） 1. Debaser：开场神曲，致敬超现实主义电影《一条安达鲁狗》，激流吉他+洗脑hook，狂野超现实。 2. Monkey Gone to Heaven：环保寓言，弦乐加持，“quiet/loud”典范，美国现代摇滚榜热门单曲。 3. Here Comes Your Man：乐队最流行单曲，冲浪风，慵懒人声+甜美和声，Billboard现代摇滚榜第3名。 4. Wave of Mutilation：阴暗旋律+暴力意象，编曲精巧，动静交替。 5. Gouge Away：硬核朋克风，爆裂失真，现场大合唱金曲。 6. Hey：缓慢阴郁，宗教隐喻，另类摇滚经典慢歌。 四、音乐风格与特点 • “安静/爆裂”动态：主歌内敛（干净贝斯+稳鼓），副歌爆发（失真吉他+嘶吼），定义90年代另类摇滚模板。 • 风格融合：噪音、朋克、冲浪、民谣、西班牙风情（如《Crackity Jones》），短曲（多2–3分钟）、高能、旋律抓耳。 • 人声与和声：Black Francis 粗糙随性，Kim Deal 甜美和声，反差极强。 五、商业与荣誉 • 英国专辑榜：第8名（乐队最佳）。 • 美国：1995年金唱片（销量超50万）。 • 乐评：英国《Melody Maker》《Sounds》年度专辑；《NME》“史上最伟大专辑”第2名；《滚石》史上500强专辑之一。 六、文化影响（重中之重） • 垃圾摇滚（Grunge）之父：Kurt Cobain 直言《Doolittle》是最爱，其“quiet/loud”直接启发《Smells Like Teen Spirit》。 • 影响后世：Radiohead、PJ Harvey、The Strokes、Arcade Fire 等均受其风格启发。 • 地位：另类摇滚史上里程碑，80年代末最重要吉他专辑之一，将地下另类推向主流边缘。 Pixies（小妖精乐队）：另类摇滚的奠基者 Pixies 是1986年成立于美国波士顿的传奇另类摇滚乐队，以“静-躁”极端动态、超现实歌词与融合朋克/冲浪/迷幻的风格，成为90年代另类摇滚浪潮的核心引路人。 乐队核心信息 • 阵容：创始成员为 Black Francis（主唱/吉他）、Joey Santiago（吉他）、Kim Deal（贝斯/和声）、David Lovering（鼓手）；2004年重组后持续活跃，2013年后贝斯手有更替。 • 轨迹：1986年成军→1987-1991年发行关键专辑→1993年解散→2004年重组并延续至今。 • 厂牌：英国4AD（早期）、美国Elektra（后期）。 音乐风格与标志性特质 • 核心风格：另类摇滚为主，融合朋克摇滚、冲浪摇滚、迷幻摇滚、车库摇滚与实验电子。 • 招牌手法：标志性的“loud-quiet-loud”（静-躁）动态切换与非传统歌曲结构，安静铺垫与爆裂副歌形成强烈反差。 • 歌词特色：Black Francis创作的超现实叙事，常涉及外星生命、圣经意象、超现实隐喻等小众题材。 关键专辑与代表作 1. Come On Pilgrim（1987，迷你专辑）：出道之作，收录《Vamos》，奠定地下风格。 2. Surfer Rosa（1988）：Steve Albini制作，粗糙有力，含《Where Is My Mind?》（电影《搏击俱乐部》片尾曲，传世经典）。 3. Doolittle（1989）：生涯巅峰，旋律与实验平衡，获《滚石》“史上最伟大专辑”评价，含《Monkey Gone to Heaven》《Here Comes Your Man》。 4. Bossanova（1990）：冲浪摇滚氛围拉满，含《Velouria》《Dig for Fire》。 5. Trompe le Monde（1991）：收官之作，风格更丰富，含《Planet of Sound》。 商业与影响力 • 成绩：美国本土商业表现温和，但在英国、欧洲大红，多专登顶英榜，获英、法金唱片认证。 • 影响力：定义90年代另类摇滚与垃圾摇滚（Grunge） 的核心声音；Nirvana、Radiohead、Weezer等神级乐队均受其启发，Kurt Cobain公开承认其为核心灵感来源。 一句话总结 Pixies 是另类摇滚的“隐形建筑师”，用静与躁的极致碰撞、怪诞又迷人的旋律，为90年代摇滚主流化铺就了道路，作品至今仍是艺术与反叛的完美范本。

新型储能容量电价“兜底”能力几何？ 目前，多地新型储能容量电价细则陆续落地，为储能项目提供了稳定的容量收益“底薪”，显著改善了项目的经济性与投资回报预期。 在近日举办的第十四届储能国际峰会暨展览会上，多位专家学者与行业代表围绕储能价格政策、盈利模式及发展路径展开深入研讨，容量电价是贯穿始终的核心议题。 那么，容量电价究竟能为新型储能降低多少度电成本？ 容量电价可覆盖度电成本约三成 根据114号文规定，电网侧独立储能容量电价=当地煤电容量电价标准×可靠容量系数。 其中，可靠容量系数反映储能的顶峰能力，为储能满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比值，最高不超过1。净负荷高峰时长，可以通俗理解为供需矛盾最尖锐、需优先保障供电的时段。目前，甘肃、湖北最长净负荷高峰持续时长分别定为6、10小时。 峰会上，国网能源研究院有限公司财审所价格室副主任姚力通过一组数据，直观展现了容量电价覆盖成本的作用。 在造价1.0元/瓦时、年放电600小时的条件下，新型储能度电成本约0.273元。按330元/千瓦・年容量电价测算，净负荷高峰时长4、6、10小时对应的度电补偿约0.138元、0.092元、0.055元，可覆盖度电成本约51%、34%、20%。 “也就是说，按6小时净负荷高峰时长测算，容量电价可覆盖度电成本约三成。”姚力表示。 新型储能满功率放电时长与当地净负荷高峰时长匹配度越高，项目经济性越好。放电时长过短会导致顶峰能力不足、容量电价效益下降；过长则受114号文比值不超过1的规定限制，同样影响经济性。 储能充放电定价机制随现货市场运行状态不同而有差异：现货连续运行地区按实时电价结算，非连续运行地区充电执行代理购电价格、放电执行省级核定价格。 需要注意的是，储能在充电时被视为电力用户，享受系统调节服务，因此需缴纳线损费用、系统运行费及输配电费；而在放电时段，则可按照放电电量相应退减输配电费。 “实际上只收了损耗电量的输配电费。”姚力解释道。 “要注意的是，新型储能充电时需支付系统运行费。”姚力补充道，“当前多项电费分摊均计入系统运行费，包括煤电容量电费、新型储能容量电费、新能源差价结算费用等，致使系统运行费水平快速上涨，因此新型储能运营需重点关注这项成本。” 此次峰会上，河北、河南、甘肃等多地代表分别介绍了本省新型储能发展现状。记者梳理发现，影响新型储能发展的因素多元。除容量电价政策外，新能源发展规模、区域用电负荷特征以及电力现货市场建设进度等，均对储能发展形成重要影响。 新能源发展是储能增长的核心驱动 河北新型储能发展特色鲜明，装机主要布局于新能源富集区域与电网关键节点，集中在张承地区（张家口、承德）及沧石地区（沧州、石家庄），其中张承地区装机占比超50%。 截至2025年6月，河北已投运新型储能项目180座，规模达700万千瓦。 据悉，河北新型储能商业模式呈现多元化格局：新能源配套储能以降低弃电率为主要目标，用户侧储能侧重通过峰谷价差实现套利，独立储能则依托电能量交易、辅助服务等渠道获取多元收益，第三方投资项目多采用经营性租赁模式，火储联合项目则以调频服务为核心收益来源。 整体来看，项目收益主要可归纳为电能量收益、容量租赁、容量补偿及辅助服务四类。 当前河北大型储能项目收益水平较为可观，但市县层面尚未形成统一规划布局，一定程度上存在无序发展、内卷化竞争等问题。 河北省能源规划研究中心综合能源首席专家、综合能源处处长谢学旺以省内两个大型储能项目为例，介绍了其收益构成情况。 其中，华能西柏坡储能项目收益主要来自电能量交易、容量补偿及容量租赁。该项目于2024年5月31日投运。2025年实现电能量收益4285万元、容量补偿792万元、容量租赁1500万元，共计6567万元。 察北管理区电网侧独立储能电站收益涵盖电能量市场与容量补偿。项目于2025年7月16日投运，折算全年电能量收益有望达到约2.64亿元。 内蒙古电力（集团）原副总工程师岳建华亦对河北市场表示认可：“对于有意布局大型独立储能项目的企业，河北具备一定优势，值得重点推进相关布局。” 甘肃是新能源大省，新能源装机占比已达63%，预计2026年将突破1亿千瓦。甘肃新能源以集中式大型基地为主，客观上有利于大型储能项目规模化、集中化发展。 同时，甘肃区位优势独特，素有西北五省“四室一厅”之“厅”的定位，地处西北电网重要外送通道，属于典型的送端电网，这一区位特征也影响着新型储能的布局方向。华能陇东储能电站便是服务于“陇电入鲁”电力外送的配套工程。 截至今年3月，甘肃新型储能装机规模已达921万千瓦，位列全国第五。 国网甘肃省电力公司调度中心二级协理王维洲坦言，甘肃储能需求之强劲超出预期：“我们原本以为136号文出台后，储能发展节奏可能有所放缓。但实际情况并非如此，储能装机同比增速超100%，发展势头十分强劲。” 而同为新能源大省的河南，新型储能发展境遇却截然不同。 截至2025年底，河南发电装机规模达1.63亿千瓦，其中新能源装机占比突破50.3%，首次超越火电成为省内第一大电源。新能源装机中分布式光伏占比高、渗透率高，成为河南的突出特征。 截至今年2月底，河南新型储能装机规模为290万千瓦/593万千瓦时，其中独立储能电站13座，装机规模130万千瓦/260万千瓦时；新能源配套储能项目98座，装机规模160万千瓦。相较于规模较大的新能源装机，河南新型储能装机规模相对偏小。 容量电价细则落地至关重要 一个值得关注的现象是，河南新型储能装机偏小，备案项目数量却极为可观。据统计，仅2025年11—12月两个月，河南累计备案储能项目便达170个，规模高达1821万千瓦。 国网河南省电力公司电力科学研究院高级专家赵光金在解读这一现象时表示：“大家都在等政策，等撬动这一巨大市场的政策。” 截至目前，河南尚未出台新型储能容量电价具体落地实施细则。尽管河南于3月22日印发《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，但记者注意到，文件仅明确了建立容量电价机制的方向与基本原则，并未明确补偿标准、核算方式、执行时间等操作细则。 对此，赵光金认为：“当前急需的是政策创新，政策体系将对新型储能的应用场景、运行策略与投资收益产生决定性影响。” 河北和甘肃新型储能实现较快发展，与其率先探索建立新型储能容量电价机制密不可分。 早在2024年，河北即明确执行100元/千瓦・年的容量电价标准，并规定在电力现货市场运行前，储能充放电分别以发电、用电市场主体身份参与中长期交易；现货市场启动后，按现货规则结算。同时明确，独立储能电站向电网送电的，充电电量免于承担输配电价、系统运行费及政府性基金及附加，不执行功率因数考核，仅按规定承担上网环节线损费用。 2025年，河北进一步出台政策延长容量电价适用期限，明确2026年6月1日前建成并网的储能电站，均可享受24个月、100元/千瓦的容量电价支持。 谢学旺坦言：“目前电网侧储能，收益还是不错的。”测算显示，峰谷价差0.3元时，10万千瓦/40万千瓦时储能电站电能量收益约3000万元、容量补偿1000万元、辅助服务收益1000万元，收益占比3:1:1。即便在0.3元价差下，独立储能仍具备较好收益水平。 甘肃堪称容量电价机制建设的标杆省份，建成全国首个统筹煤电与电网侧新型储能的容量电价体系，明确容量电价补偿标准330元/千瓦・年。 以甘肃某10万千瓦/20万千瓦时电网侧独立储能项目为例，年可获容量电费1000万元，需缴纳系统运行费230万元、上网环节线损费57万元、输配电费171万元。 可见，系统运行费、线损费及输配电费合计不足容量电费的一半，直观印证了容量电费是独立储能最核心的收益与成本支撑，远高于其他费用的影响权重。 现货市场是储能价值回归的必经之路 河南容量电价细则亟待落地，但其电力市场建设推进迅速，已全面进入电力现货连续结算试运行阶段，这与河北北部电网（含张家口、承德等地）尚未开展现货试运行的情况形成差异。 “在现货条件下，独立储能比较困难。”赵光金坦言，河南98座新能源配套储能不愿转为独立储能，核心原因在于：新能源配储在发电环节无需缴纳系统运行费、政府性基金、输配电价及上网线损4项成本；而一旦转为独立储能，上述费用均需缴纳，度电成本将增加0.18~0.2元。 此外，河南启动电力现货试运行后，春秋季新能源大发时段时常出现充电电价、放电电价双双为零的现象，无峰谷价差可套利，这也是配储不愿转为独立储能的原因。 不过赵光金补充表示，河南在源网荷储一体化推进上力度突出，相关规划政策走在全国前列。截至目前，河南已累计实施源网荷储项目781个，总投资619亿元，项目全部建成后可提升绿电消纳量168亿千瓦时。 甘肃电力现货市场较早转入正式运行，是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场。电力现货市场对储能运行模式具有直接导向作用，王维洲举例表示：“在市场信号引导下，部分储能项目已开展两充两放运行，完全是市场化自主选择的结果。” 针对现货市场下的峰谷套利空间，王维洲则持更为审慎的看法：“套利空间大概率会持续收窄。甘肃2025年峰谷最大价差仅0.27元，平均价差0.14元。随着新能源装机占比持续提升，储能套利空间还可能进一步压缩。” 他同时指出，新型储能布局需兼顾新能源发展与区域负荷增长。甘肃当前用电负荷年均增速仅5%，新能源增速近30%。他建议行业研判套利与政策环境时，还需重点关注区域负荷、外送通道能力对储能布局的实际影响。 综合来看，河北、河南、甘肃三省新能源禀赋各异、电力市场进程不一，新型储能发展呈现出截然不同的态势，而容量电价细则落地与否、政策支持力度、现货市场环境及区域负荷与外送条件，共同构成了决定储能生存空间与发展质量的核心要素。 未来，随着各地政策细化、市场机制成熟，新型储能需平衡政策支撑与市场驱动，兼顾技术与区域资源禀赋，方能实现高质量可持续发展，在新型电力系统中发挥更大价值。

售电公司的盈利模式随着各省批发侧现货市场连续运行，以及逐步取消行政分时电价改为市场化分时，售电公司的生存的不确定性在逐步增加。传统售电公司的主要盈利模式，一般分为两部份：1、售电价差通过渠道/居间模式，发展一批售电代理客户，并通过批发侧的中长期交易锁定电量，赚取批发-零售的价差的一部分。2、综合能源业务收益基于客户资源筛选，投资或建设分布式光伏、储能、节能等业务，并获得项目收益。过去 10 年，售电公司的被动交易逻辑对于售电价差的盈利模式，电改10年，不少售电公司虽然部份年份有亏损，当也有相当数量的年份是赚到钱的。在现货市场非连续运行，不够成熟的阶段，绝大多数售电公司采用“被动”交易的模式，赌的是两个规则下的两个价差。规则一、批发侧中长期高比例为了保证市场稳定，规则一般要求签订相当比例电量的批发侧中长期合同，作为压舱石。批发侧中长期 + 售电利润价差 = 零售侧中长期价格。规则二、零售侧中长期合同模式固定售电公司主要和用户就年度均价进行协商，并基于行政分时对电价进行展开，所有用户执行的分时政策都是一致的。赌价差一、批发侧价差：中长期低于现货当现货市场连续运行，批发侧供需关系在部分月份发生逆转，年度 < 月度< 现货的时候，售电公司马上哀嚎一片。赌价差二、批零价差批发侧成交均价，低于零售侧均价。往往出现售电公司先低价抢签用户，用电量倒逼发电企业降价，把批发侧长协价拉到最低限价的情况。在发电企业市场力较弱的市场中，这种策略往往能够奏效。一旦批零价格倒挂，售电公司就可能承受不住。 旧时代：售电公司的中介定位对某些极端的售电公司来说，可能一年只做一次年度批发侧交易，剩下的完全交给市场，大部分时间赌对了，就赚钱。最重要的事情不是管理批发侧的交易风险，而是尽可能多的开发渠道，找居间人，把电量签进来，大概率能赚到。对交易中心和监管部门来说，这种模式的售电公司，本质上不是交易，而是作为发电企业和电力用户的中介，赚的是中介费，那么不能赚的太离谱，所以我们看到几乎每个省都陆续出台了“利润封顶”的补丁，把售电公司中介费限制到合理的范围（房产中介的中介费封顶一般是 2-3%）。新时代：现货+市场化分时，双边高频概率游戏批发侧现货连续运行，零售侧市场化定价，对售电公司来说，是一个新时代的开始，游戏规则变了。售电公司要承受双边+高频+概率的组合风险。游戏规则发生了变化：--旧时代：中长期合约 + 固定分时电价 = 低频、低风险、可预测新时代--新时代：现货连续运行 + 市场化定价 = 高频、高风险、强不确定性--游戏规则：从"价差搬运"到"风险管理"，从"年度均价"到"实时博弈"售电公司的风险也发生了变化 1、价格风险批零价差的"过山车"，批发侧现货价格受供需、天气、突发事件等多重因素影响，波动剧烈。而零售侧如果采用固定价格或有限浮动的合同，价差倒挂随时可能发生。 2、电量风险预测永远有偏差，即使有先进的AI算法，负荷预测也不可能100%准确。特别是工业用户的突发停产、检修，或极端天气导致的负荷激增，都会造成供需失配。一个占比10%的钢铁厂突然停产，或一个算力中心开始做新模型训练，都可能让精心设计的采购计划瞬间失效。关键用户的波动性，是售电公司最大的"灰犀牛"。甚至分布式光伏的大量增加，也推高了售电公司负荷/电量预测的风险。 3、合约风险从远期来看，售电公司的零售合同很难真的 100% 传导批发侧的价格波动，并且把双边的量价风险通过合约完全锁住。从短期来看，绝大多数已经市场化分时的省份，都对零售合同的分时电价信号的加工、关联批发侧电量的比例、限价、限利润等关键参数做了大量约束，甚至参考了原有的政策性分时。对售电公司来说，政策性分时在批发侧现货连续运行的阶段，未必是好事，因为现货市场的价格峰谷变化是 15 分钟的，而零售侧如果按照行政性分时走，看似给了客户足够的预期，但也意味着批发侧峰谷时段与零售侧峰谷时段错配，售电公司需要承受时间维度的错配风险。售电公司的生存法则我认为在上述的双边概率游戏规则下，售电公司的交易态度可以分为三类 1、“被动交易型“售电公司，可能出局还是按照老玩法，1 年做 12+1 的交易，剩下的交给天意。这类售电公司是很难扛住市场风险的，大概率会退出市场，定位在售电渠道服务，挣渠道费，或者只做部分长协交易，把现货以某种形式委托给专业的机构代交易。 2、“半主动型”售电公司，先活下去半主动型，基本上是具备预测和现货交易能力的售电公司，他们能建立用户档案、分行业对用户进行画像和聚类、精确个性化的零售套餐分析定义、用电企业的负荷管理和预测、批发侧的电量预测、交易价格有限预测、灵活的仓位管理和调节能力，能在事前、事中、事后对批发侧交易进行分析和管理。但是，目前相对较好的批发侧日前、实时价格预测，在“黑盒模式”下（也就是作为售电方，拿不到透明化、过去现在未来三阶段的电网拓扑、运行方式和计划、电力系统潮流状态、电网和机组故障与检修计划、机组成本）。仅依靠历史数据去推演未来价格， 对现货价格滚动预测的 MAPE 在 80%～90%左右。数据积累好的售电公司，对用户负荷的整体预测 MAPE 可以做到 90%～95%。即使做了大量数据分析和 AI 预测，也意味着至少有 5～15% 的风险敞口暴露在现货市场中，反过来这也是现货市场的意义所在。售电公司一旦日前报量报价完成，如果没有日内调节品种，就只能被动接受实时出清结果。对大多数还想留在牌桌上的售电公司来说，通过这部分可预测的 80%～95% 的交易仓位，保证不亏，或者有足够的利润对应对现货风险，能确保活下去，是第一要素。 3、“主动型”售电公司与虚拟电厂大多数的民营售电公司，作为价格接收方，对批发侧交易价格很难形成规模能力，所以主要的调节手段是自身电量池。也就是主动性售电公司，不仅能基于预测做仓位调整交易，更具备了主动干预的能力。在黑盒预测里，任何所谓的大模型 AI 算法，永远有预测不到，小概率的偏差，用 AI 画画或者做视频，所谓的“开盒”就是这个意思。而这种小概率偏差在现货市场中，可能对售电公司就是灾难性的——股灾不是年年有，但是一个小概率黑天鹅股灾，可能把一个股民几年的利润瞬间清空。售电公司相比股票散户，最大的优势是具备一定的主动干预的能力——也就是建立起虚拟电厂的灵活性资源调节池。无论是灵活性负荷、可中断负荷、储能、还是充换电站，一个“真的听话”（实际可调节能力，而不是接了多少资源）的虚拟电厂机组，就是主动型售电公司小概率误差主动修正，甚至主动套利的最佳工具。虚拟电厂在这个意义上，不是需求响应或者自己作为发电主体在场内套利，而是成为主动型售电公司应对小概率偏差风险的最佳场外筹码。如果有最大预测负荷的 5%，15 分钟上下可调就是 10% 仓位筹码，还需要这么害怕么？根据 2/8 法则，90% 的基础电量仓位可能是售电公司 20% 的利润，10% 的那一点点灵活性（被动交易叫偏差），可能导致 80% 利润或者亏损。所以新型电力系统下的电力市场，新能源处理导致现货市场更大的波动性，已经不是传统电力系统“差价合约+火电机组边际成本定价”价格逻辑了，而是“差价合约+海量新能源零边际成本报价+常规机组边际成本出清+灵活性机组最大化利润报价+系统运行费兜底” 的复杂博弈逻辑了。售电公司的虚拟电厂，也是灵活性机组。这是“活的好”的逻辑。但是这对传统的售电公司来说，存在巨大的挑战和转型压力，可能只有 20% 的售电公司能活下去，活得好。

虚拟电厂越来越难做，大家为什么转向智能微电网？ 听说不少做虚拟电厂的朋友，正在积极拥抱智能微电网。 去年国家发布了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，很多项目就雨后春笋般地冒了出来，有钱的，跑得快的，平台都建好大半年了。 然后就发现，这玩意儿好像用不起来？！ 找用户，用户不理；想聚合资源，发现很少甚至没有；想做运营和交易，发现没人懂。 今天，我们就来深入分析一下，为什么虚拟电厂真的“虚”了，以及为什么大家发现了智能微电网真香。 1、真实物理世界的反映 关注本号的朋友们都知道，近一年，咱们关于虚拟电厂的系列文章非常多（），甚至还出了门课程。这看上去当然非常热闹，但从另一方面我们也要意识到，在能源电力行业，政策和文章都是简单的事情，你可以说得天花乱坠，也可以描绘未来宏图，但总归是要回归到现实落地的。 而现实落地，就涉及到真实世界的规则。面向市场，如何寻找需求和项目机会，如何包装项目，寻找合作方，如何赢得竞争，面向用户，如何谈利益分配，如何找到可调资源，面向项目，如何建设，建设到什么程度，谁出钱，如何盈利。 这么来看，平台建设反而是最简单的。因为它的确定性最高，只要做了，就一定出东西。 但虚拟电厂软件平台这种东西，和互联网的背景和逻辑是完全不同的。它天然涉及到背后庞大而复杂的物理设备，和多主体的协调配合。 软件上你可以每天迭代，但实际项目中，分布式新能源的建设，储能的建设，充电桩的建设都需要时间，安装电表采集，调试，各种苦活累活，可就不是软件平台能帮你解决的了。 就连国家能源局都给大家打了预防针：当前虚拟电厂还没有形成清晰发展路径，商业模式不成熟，市场主导模式主要还是广东、云南等地的试点，深圳等地则偏向补贴支持型平台；部分运营商无法实现经营性盈亏平衡，仍然依赖补贴、售电等其他业务支撑。 更关键的是，官方直接提到虚拟电厂调节能力存在“聚而不实”的问题，缺少对实际可调能力的有效评估标准，大部分虚拟电厂还不具备类似实体电厂的精准响应能力。（来源：健全全过程管理 推动虚拟电厂高质量发展——《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》解读） 2、为什么搞不下去？ 为什么搞不下去，分两方面来说。 一是项目有钱建好，但没持续收入，当然就搞不下去。 持续收入有哪些，首先就是需求响应，可问题在于，需求响应往往发生在迎峰度夏、迎峰度冬等少数尖峰时段，交易频次不稳定，补贴金额有限；调峰辅助服务市场更多也还在试点，就算有，相应的成本都不一定可以提供收入来对冲，比如平台研发、运营、客户拓展、通信接入和运维成本。 二是项目没有活跃度，即平台也算建好了，但是个空城，少有用户和可调资源。 这就是前面说的，平台建设不是核心问题，搞定用户和资源才是。很多公司觉得有个平台，有政府背书，用户就会买账。现实当然不是这样，用户不会算账吗，其他的竞争对手，比如售电公司不会干涉吗，更别说虎视眈眈想进入这一领域的其他各类传统企业了。 所以，大家也都知道要搞定用户和资源，但问题是，这本身就是最难的。 还别说，后续运营成本摆在那里，如果没有稳定的收入来源，谁都能看到这个生意不好。 3、为什么会转向智能微电网？ 于是我们就看到，虚拟电厂的雷声真的很大，但是盈利来源，商业模式堪忧，且不持续。 不少项目都是倒贴，免费接入，免费服务，赚个吆喝，大屏幕上看个热闹。 也有企业反思后，拓展电力交易，新能源投资等等方向。 其中，转向智能微电网成了不少人的选择，我们来看看这背后的几个原因。 第一个原因，是虚拟电厂的核心矛盾在“权利”上。资产归谁，负荷归谁，数据归谁，调度权归谁，响应收益归谁，响应失败责任归谁，这些问题没有解决，平台就很难真正调得动资源。而前面说的这些，背后对应的主体可能往往是不同的，而智能微电网，天然就是聚焦本地的物理侧，是可以把这些主体有效衔接在一起的。 第二个原因，是虚拟电厂的收入太随机。今天有响应，今天有钱；明天不调用，明天没收入。对于一个真正的公司来说，这种收入很难支撑团队和平台长期运行。相反，微电网面对的是用户每天都在发生的电费、需量、电能质量、备用电源、光伏消纳、储能调度、碳排数据和运维管理。它的价值是日常经营价值，不只依赖少数几次市场调用。 第三个原因，是纯平台型虚拟电厂离用户太远。它经常只拿到数据接口、聚合协议和一个市场主体身份，却没有进入用户的配电房、生产计划、设备运维和财务账单。智能微电网更靠近用户现场，可以把光伏、储能、充电桩、空调、空压机、冷站、锅炉、生产负荷、备用电源和计量系统纳入一个边界内管理。 第四个原因，是智能微电网已经具备越来越清晰的制度身份。《电力市场注册基本规则》已经把新型储能、虚拟电厂、智能微电网等列入新型经营主体；辅助服务市场规则也明确，新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营商等可以参与辅助服务市场，并且强调市场主体需要具备可观、可测、可调、可控能力。 基于以上，大家也慢慢发现，项目还是要和物理资产，用户的实际相绑定。 而且由于虚拟电厂天然面向市场，而目前全国统一大市场尚未成熟之前，市场是每个省都不一样，但智能微电网就不同的，它可以没有地域的限制，面对的资产，设备，用户需求都是类似的，并且可以给到市场端统一的接口，把后面的麻烦事都给打包了，只给能力，只谈利益分配。 4、具体怎么转？ 第一步，放弃单纯卖“虚拟电厂平台”的打法，转向具体场景。寻找那些好接入，有刚需，且可以持续运营的需求。 第二步，先做资源摸排，再谈聚合。谁拥有光伏，谁拥有储能，谁控制充电桩，哪些负荷可以中断，哪些负荷只能调节，哪些设备可以远程控制，哪些设备只能人工操作，响应会不会影响生产，等等。 第三步，运营、运营、还是运营。以微电网EMS和现场运营为核心，而不是以大屏为核心。真正有价值的系统，要能看到每个关键计量点、每台储能、每路光伏、每个可调负荷和每条告警；要能根据电价、负荷、光伏出力和用户生产计划做日内调度；要能输出月度运营报告和收益分账。大屏可以展示，运营系统必须能算账、控制、复盘。 第四步，形成“一个微电网一个可控节点”的复制逻辑。未来真正有价值的虚拟电厂，很可能不是把几万个松散设备直接拉到一个平台上，而是把一个个工业微电网、楼宇微电网、充电站微电网、数据中心微电网作为标准化节点接入。每个节点内部已经完成资产绑定、计量核算和调度控制，外部再统一参与市场。 5、小结 虚拟电厂的上半场，讲的是平台、算法、聚合容量和市场想象；下半场，拼的是资产控制、用户关系、现场运营和收益闭环。 很多虚拟电厂项目之所以越来越难做，并不是因为方向没有价值，而是因为它们绕开了最难的部分：谁的资产，谁能控制，谁来响应，谁来承担损失，谁来分钱。只要这些问题没有解决，平台越大，责任越虚，容量越像数字游戏。 智能微电网的价值就在于，它把这些问题重新拉回用户现场。它先围绕一个真实用户解决电费、可靠性、新能源消纳和低碳运营，再把可调能力变成市场资源。 虚拟电厂未来的机会仍然很大，只不过我们要适应这其中的发展过程和试错现实。 虚拟电厂要想从概念走向生意，必须先从平台聚合回到现场经营。 而智能微电网，就是虚拟电厂落地到用户侧之后，最重要资源节点和现实载体之一。