虫虫说电力改革 - 节目列表

虚拟电厂从前两年的“万亿市场”概念火热，到今年的逐步落地，感觉整个行业慢慢进入到理性阶段。这个转变其实是从2025年4月份，发改能源〔2025〕357号下发开始，357号文的核心要点之一，就是坚持虚拟电厂市场化，并为虚拟电厂主体进入电能量市场和辅助服务市场明确了路径。2025年6月，广东省电力交易中心发布了《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》（广东交易〔2025〕152号），包括广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则，以及广东虚拟电厂运营管理实施细则，是国内最早发省级虚拟电厂运营管理细则的省市之一。经过了1年的新规则运行后，广东虚拟电厂运营商有哪些特点？这里我们基于公开的各类信息，做个宏观分析。申明：由于存在信息不全、公示、异议等各种情况，数据可能不准确；部分数据和分析由AI做出，也可能存在误差，所以本分析仅供参考。 进展批次与结构从 2025 年 9 月首批公示到 2026 年 6 月第九批，广东用九个月放出 77 张虚拟电厂运营商牌照，但节奏是明显的前重后轻。前四批（2025 年 9—12 月）几乎月月一批，且越放越多：前四批分别是10、9 、12 、16 家，四个月累计 47 家，占全部的六成。这是典型的政策窗口开启期——细则刚落地，存量售电商、发电集团、聚合商集中申请。2026 年之后节奏陡然收敛：第五批 13 家、第六批 9 家，到第七批只剩 1 家（广东粤博售电，还经历了异议核查），第八批 5 家、第九批 2 家。最近三批合计 8 家，不到前四批的两成，说明想拿牌照的基本都拿到了，准入的"抢跑期"已经过去。主体结构也随批次一路迁移。第一批是"国家队检阅"——10 家里 8 家央国企，南网、华能、中广核、粤电、广汽全数在列，示范意义大于市场意义。第三批开始民营主导（12 家中 9 家民营），售电商、充电桩、负荷聚合商密集涌入。第四批是跨界高峰——16 家里 8 家地方国企，首次出现地方平台（广东省交通开发、阳江城投）和设备商（东莞市开关厂、珠海派诺），其中 7 家是为做虚拟电厂才新拿的售电牌照，跨界玩家入场最集中的一批。第八批则明显回到央国企：5 家里 4 家是发电主体（国家电投、广州发展、中广核、海尔光伏），时间点正好跟在 2025 年 12 月首批发电类虚拟电厂参与现货交易之后——补的是"发电类 VPP"这条线。一句话总结：名录扩张已进入平台期，竞争重心正从"抢牌照"转向"拼聚合能力和运营收益"。 所处行业分布77 家运营商的行业结构如下：发电公司 22 家、售电公司 20 家，合计 55%，构成绝对主体——前者带着新能源场站和独立储能，后者带着零售用户池，两类都是天然的聚合起点，也解释了为什么早期批次几乎被它们包圆。丰富的生态是在长尾。其中非电的能源企业 8 家（燃气集团为主，港华、深燃、新奥）、设备商 6 家、EPC 6 家、充电桩 4 家、地方平台 3 家——这 27 家跨界主体占了三分之一，且高度集中在后几批。它们的共同点是离客户和负荷侧更近：燃气集团握着工商业用户和分布式光储，设备商握着电池和电表数据，充电桩企业握着可中断的充电负荷，地方平台握着交通、城投这类天然的柔性场景。它们进入虚拟电厂，是原有业务的延伸，更是对综合能碳业务的多元化尝试需求驱动。最值得注意的反而是专业负荷聚合商，或者算法驱动型资源聚合公司只有 4 家（原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰科技），占比 5%。这说明广东虚拟电厂的主流路径不是"独立第三方聚合商"，而是"存量资源持有方顺手把资源接进来"。纯技术型或者算法型公司没有资源禀赋，只能靠算法和运营能力破局，短期内很难跟资源方正面竞争，这也是国内 VPP 商业模式的普遍困境。 注册资金77 家合计注册资本 262 亿元，但中位数只有 1.33 亿、均值却高达 3.4 亿——典型的头部偏移，少数巨头拉高了整体。头部 7 家（占9%的数量）占据 58% 的资本——广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿、南网储能 14 亿、华能广东 11.9 亿、穗开电业和广汽能源各 10 亿。尾部 18 家（占23%的数量）加起来只有 3.4 亿，占资本总量 1.3%，全是负荷聚合商和轻资产售电商——华工能源、中核汇能（广东）各 1000 万，原力众合 1295 万。这恰恰印证了前面的判断：广东虚拟电厂的主流玩家是用资本堆出来的资产持有方，专业聚合商靠算法和运营能力入场，在资金实力上肯定不如资产方。 企业身份分析国资 35 家（45%）、民营 40 家（52%）、外资/港资 2 家。 数量上民企过半，但注册资本完全是另一幅图景：国资 209 亿，占 80%；民营 40 家加起来只有 49 亿，占 19%。 民企平均一家 1.2 亿，国资平均一家 6 亿，差了五倍。国资内部还有个反常识的点：真正的资本主力不是央企，而是地方国企。央企 11 家只有 44 亿（中核汇能广东才 1000 万、中广核广州 2.1 亿——央企的省级平台公司普遍是"壳"，钱在集团层面调配）；地方国企 24 家却有 165 亿，广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿全在这一档。广东虚拟电厂的资本底盘，是广州、深圳、东莞这些地方国资撑起来的。行业切开看，分工非常干净：电网公司 4/4、地方平台 3/3 全是国资；发电公司 15/22 国资——重资产、需要牌照和政府关系的环节，一家民企都挤不进去。反过来，负荷聚合商 4/4 全是民企，售电公司 18/20 是民企——轻资产、拼算法和客户运营的环节，国资基本不碰。这是一条清晰的分界线：国资占资源，民企占接口。 谁能把两头连起来，谁就掌握了虚拟电厂真正的价值。 新能源行业玩家按主营业务落在光伏/风电、储能、新能源汽车充换电三大赛道的口径筛，77 家里有 29 家（38%）以新能源为主业，是虚拟电厂运营商中最大的单一来源。这不意外——虚拟电厂的本质是聚合分布式资源，而这些资源正握在新能源玩家手里。内部结构却略有失衡：光伏/新能源发电 19 家，储能为主有 4 家，充换电 6 家。19 比 4 的悬殊说明，当前广东聚合的仍以"发电型"分布式资源为主——中广核、中核汇能、广州发展这类新能源电站运营商，加上海尔光伏、保碧、晶正、泰集速维这批分布式光伏投资/EPC。而真正提供调节能力的储能侧太薄：只有南网储能、鹏辉、新巨能、华核 4 家。这与广东 2025 年 12 月首批入市的发电类虚拟电厂是同一逻辑——先把光伏聚起来平抑出力波动，储能和负荷侧的调节价值还没被充分定价。另一个特征是民营占比 41%（12/29），远高于全样本的 40% 且集中在光伏 EPC 与充电桩。新能源是民营主体进入虚拟电厂最主要的通道；反观储能赛道，4 家里 2 家是国资背景，重资产属性让民营难以独立入局。 资源禀赋与入场时机根据广东的交易规则，售电牌照和虚拟电厂牌照是同时取证的，也就是去的虚拟电厂牌照时默认就获得售电牌照，售电公司可以延伸申请虚拟电厂牌照。我们根据SD编号（售电公司牌照编号）的排名，和XN编号（虚拟电厂牌照编号）的对比分析，把 77 家按售电牌照取得的先后拆成三段——老牌（SD≤300）21 家、中期 32 家、近期新取牌（SD>800）24 家——再看各行业内部的构成，分化极为清晰。最近一年里同时获得虚拟电厂+售电牌照的主体：设备商 6 家里有 5 家（83%），地方平台公司 3 家里 2 家，能源企业和 EPC 虚拟电厂运营商也有一半企业是这种情况。这些主体本来跟电力交易毫无关系：东莞市开关厂做开关柜，广东省交通开发管高速公路，广东晶正做分布式光伏工程。他们代表着各自主营行业-新能源业务-电力交易-虚拟电厂参与交易这个路径延伸的探索者。反过来看售电公司这一类，20 家里 19 家是存量老玩家，也就是售电牌照早于虚拟电厂牌照1年以上去的，新面孔只有 1 家。这不难理解：纯做售电早已不是能吸引新进入者的赛道，反倒是虚拟电厂给了售电公司一个延伸交易方向的机会。结论是，广东虚拟电厂的增量玩家，不是从电力交易市场里长出来的，而是从负荷侧和资源侧倒推进来的——谁离可调节资源近，谁就有底气玩虚拟电厂，顺带拿一张售电交易牌照。 小结 一、扩容已进入平台期。九个月九批共 77 家，但前四批（2025年9—12月）就放出 47 家，占六成；最近三批合计仅 8 家。想拿牌照的基本都拿到了，竞争重心从"抢准入"转向"拼运营"。 二、售电资质是通行证，不是业务。 广东要求 VPP 运营商必须先具备售电资质，77 家全部持牌。但其中 24 家（31%）是 2024 年后才办的售电牌照，最极端的 5 家，两张牌照几乎同日到手。 三、行业结构：发电+售电占五成半，跨界主体占三分之一。 发电 22 家、售电 20 家构成主体；但能源、设备商、EPC、充电桩、地方平台合计 27 家，且集中在后几批。它们的共同点是离负荷更近——手里有柔性资源，比有交易牌照更值钱。 四、专业负荷聚合商只有 4 家，占比 5%。 原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰，注册资本中位仅 1647 万，全场最轻。广东 VPP 的主流路径不是"独立第三方聚合"，而是"资源持有方顺手把资源接进来"——纯技术型聚合商很难跟资源方正面竞争。 五、国资占资源，民企占接口。 民企 40 家、数量过半，但注册资本只占 19%；国资 35 家握着 80% 的 262 亿资本，且主力是地方国企（24 家、165 亿）而非央企。电网、地方平台、发电几乎全是国资，负荷聚合与售电几乎全是民企。谁能把这两头连起来，谁就拿到了虚拟电厂真正的价值。 六、名录有进有出，且外省民企正在"入粤淘金"。77 家里有 6 家是省外主体——合肥原力众合、北京龙德缘、温州泰集速维（正泰系）、四川安展、苏州保碧（碧桂园创投系）、青岛海尔光伏，全部是民企。它们在广东既无电厂也无电网关系，靠的是把外省练过的聚合技术、户用光伏渠道、储能产品搬进广东现货市场——广东成了全国 VPP 玩家的试验场。 另一头，名录也开始出清：比如某家地方新能源公司，如今已同时从虚拟电厂在册名录和售电公司目录中消失——官网在册 76 家、公告累计 77 家，差的正是这一家。 这提醒一件事：牌照拿到了不等于留得住，广东的 VPP 名录是动态的，运营不达标一样会被清出去。

风电行业的固有认知中，风机20-25年的设计服役年限，一直是行业默认的标准配置。长期以来，业界普遍陷入“寿命越长、设备越优、投资越值”的惯性思维，将超长服役周期作为风机设计、制造和项目投资的核心优势。但随着风电技术进入高速迭代期，这套沿用多年的标准体系，已经逐渐跟不上产业发展的节奏。 行业资深观点提出者球哥提出全新行业论断：风机最优服役周期并非20-25年，15年才是适配当前技术迭代、成本控制、收益平衡与产业可持续发展的黄金寿命。缩短风机设计服役年限，不是行业倒退，而是风电产业从规模化扩张走向高质量发展的必然升级。 一、行业悖论：技术高速迭代，风机寿命标准严重滞后 过去二十余年，中国风电产业完成了跨越式迭代，实现了从无到有、从小到大、从弱到强的蜕变。20年前，国内风电市场以MW级小容量风机为主，机型技术稚嫩、发电效率偏低、设备稳定性不足；而如今，10MW级及以上大容量、高智能化风机已成行业主流，风机发电效率、适配性、智能化水平实现了质的飞跃。短短20年，风电装备技术完成了数轮颠覆性升级，迭代速度远超行业最初的预判。但与之矛盾的是，风机设计寿命标准始终停留在20-25年，老旧标准与高速迭代的技术体系形成严重错配，成为制约风电场提质增效、产业良性循环的隐形瓶颈。 当前行业已经用实际行动印证了旧标准的局限性。近年来，风电“以大代小”改造政策全面落地，国家能源局《风电场改造升级和退役管理办法》明确鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级，替换老旧小容量机组，这一政策导向恰好契合了15年风机服役周期的核心逻辑。大量运行满15年的风电场，即便设备未达到20-25年的设计寿命，也纷纷启动技改替换，核心原因并非设备彻底报废，而是老旧机组的综合价值已经彻底透支，持续服役反而会拖累整体收益。 二、长寿命标准双重痛点：低效运营叠加资产残值桎梏 运行满15年的老旧风机，普遍陷入“效率递减、成本递增”的双重困境，这是行业普遍面临的现实痛点。一方面，受早期技术局限影响，老旧风机叶片气动效率、发电转化率远不及新一代机型，同等风资源条件下，发电量显著偏低，风资源利用率持续走低；另一方面，经过15年的高强度运行，风机齿轮箱、轴承、控制系统等核心部件老化严重，设备故障率逐年攀升，运维检修频次、耗材更换成本、人工运维费用持续增加。双重因素叠加之下，老旧风电场的度电成本不断上升，投资收益率逐年下滑，原本优质的风电资产逐步沦为低效资产，严重制约风电场的长期运营价值。 除此之外，传统20-25年长寿命标准还衍生出行业长期无解的资产残值难题：当前大量风电场选择15年进行“以大代小”技改升级，但设备账面折旧、资产残值依旧按照20-25年标准核算，提前退役替换会导致企业面临大额账面资产残值无法核销、固定资产处置亏损、财务报表承压等问题，极大制约了风电场技改更新的积极性。 三、15年黄金周期：降本增效，彻底破解财务与运营困局 反观20-25年超长寿命设计标准，本质上造成了严重的性能冗余与成本浪费，是风电产业长期存在的结构性问题。为了满足20-25年的超长服役要求，风机制造环节需要在材料选型、结构设计、部件强度、安全冗余等多个维度加码配置，大幅提升了风机的设计门槛和制造成本。大量核心部件按照超长期服役标准设计，参数冗余、强度过剩，多出的5-10年寿命储备属于完全无效的性能叠加，无法转化为发电收益，只会持续抬高设备造价、项目初始投资与固定资产投入。结合行业测算标准来看，相较于20年寿命设计机型，15年精准服役周期的风机可实现整机综合成本（单位功率）下降10%-15%，涵盖主材、结构件、冗余系统、检测验收等全链条成本优化。传统20年寿命风机的冗余设计，让大量无效成本长期沉淀在风电项目中，既加重了开发商的投资压力，拉长投资回收期，也制约了风电平价上网后的盈利空间与行业规模化降本进程。 将风机设计寿命优化至15年，球哥认为其首要核心价值就是精准去冗余、降本增效，重塑风电场盈利模型，同时从根源上解决风电行业技改升级的资产残值痛点。为了清晰直观呈现两种服役周期的优劣，我们通过固定测算模型，对比15年与20年寿命风机的全周期核心运营数据，所有参数严格贴合预设行业标准，真实反映产业实际差异。 从具体运营逻辑与财务逻辑来看，传统20年服役模式存在双重核心短板： n一是运营收益短板，风机前15年为高效稳定运行期，最后5年全面进入设备老化高发阶段，核心部件磨损加剧，运维成本逐年递增30%以上，发电效率持续衰减，直接拉低项目全周期整体收益； n二是资产财务短板，行业现行“15年技改、20年折旧”的错配模式，让风电场在实施以大代小时必须直面大量未折旧完毕的账面残值，设备提前退役造成固定资产减值亏损，成为很多企业不敢轻易技改、不愿更新设备的核心财务顾虑。 15年全高效服役周期模式，实现了运营周期、技术迭代周期、财务折旧周期的三重统一，既彻底规避了风机后期低效、高耗、高故障的亏损周期，保障风电场全程稳定满发，也完美解决了资产残值难题。风机15年到期更新，账面资产同步折旧完毕，无残值遗留、无财务亏损、无需承担提前退役的资产减值压力，让“以大代小”技改升级从财务层面完全合理化、常态化。同时，15年一轮的设备更新轮回，可在同一优质风资源片区快速完成技术迭代，用新一代大容量、高适配、智能化风机替换老旧机组，稳稳实现发电量、收益率双提升，让风电资产始终保持优质盈利状态。 更重要的是，15年服役周期能够加速技术迭代落地，最大化挖掘风资源价值。风电产业的核心竞争力在于技术创新，而超长的设备服役周期，会导致大量老旧低效机组长期占用优质风资源、土地资源和电网接入指标，新技术、新机型无法快速落地应用，严重制约行业技术升级速度。我国优质风电资源区域有限，早期投产的风电场大多占据优质区位，但老旧机组发电效率低下，造成优质资源严重浪费。 推行15年风机固定更新轮回机制，能够彻底盘活存量风资源，打破老旧机组长期低效占位的行业痛点，让优质风资源每15年完成一次全方位技术升级。不同于20年周期滞后迭代的模式，15年短周期迭代可快速落地“以大代小、以新换旧”，依托新一代风机的技术优势，在同等风资源条件下实现发电效能跨越式提升，最大化挖掘区域风能价值。这种常态化迭代模式，让风电技术创新不再受老旧设备桎梏，快速完成商业化落地应用，形成“技术迭代—成本下降—效率提升—市场扩容”的正向产业循环，为行业持续降本增效提供核心支撑。 四、周期革新赋能产业：构建风电长效高质量发展生态 从产业全局量化维度来看，15年最优寿命标准彻底改写了行业发展节奏，相比传统20年长寿命模式，在产业产值、技术迭代、资源利用率、市场稳定性上实现全方位升级，构建出可持续、稳循环的高质量产业生态。过往20-25年长寿命标准，设备更新周期过长，直接导致行业市场呈现“投产即沉寂、二十年一轮换”的断层式发展格局：新项目集中投产时市场短暂火热，后续十余年存量市场几乎空白，制造企业产能利用率大幅波动、研发投入节奏紊乱，前沿技术迭代成果无法快速落地，产业整体增长乏力、产值释放有限。在20年寿命体系下，单一风资源片区20年仅能完成一次设备更新，技术升级严重滞后，优质风能、土地、电网资源长期被低效机组占用，产业发展只能依赖新增地块扩容，存量资产价值完全无法激活。 而15年固定服役、轮回更新的模式，打造了“增量扩容+存量迭代”的双轮驱动格局，大幅激活产业增长潜力。从产值维度来看，同样60年的产业周期内，20年寿命机型仅能完成3轮更新迭代，而15年寿命机型可完成4轮全新升级，常态化的设备替换需求，让风电装备制造、技改运维、回收再利用产业链持续放量，长期产业总产值显著高于20年长寿命模式。稳定的15年更新周期，让风机企业拥有持续、可预判的市场需求，无需依靠行业政策红利短期爆发，能够稳定投入核心技术研发，持续优化机型、压缩成本、提升效率，形成“降本—增效—迭代—扩容”的正向闭环。同时，每15年一轮的设备换新，让优质风资源持续匹配最新技术、最高效机型，叠加单场发电量5%-10%的提升、项目收益率5%以上的增长，全国风电存量资产的整体盈利水平、资源利用效率将持续攀升，倒逼风电产业从粗放式资源扩张，转向精细化技术增值、高效化产能释放，带动上下游零部件、运维服务、绿色回收等配套产业稳步发展，构建长期稳定、持续增长的风电产业生态。 当下，风电产业已经告别野蛮生长的规模化时代，进入提质增效、精细化发展的新阶段，行业评判设备优劣的标准，早已从“谁更耐用、寿命更长”转变为“谁更高效、更低成本、更适配技术迭代”。20-25年的超长风机寿命标准，是风电技术萌芽期的产物，已经无法适配当下高速迭代、提质降本的行业需求。 15年风机服役周期的核心价值，不在于缩短设备使用时间，而在于破除技术迭代桎梏、消除无效成本浪费、解决资产残值痛点、激活存量资源价值、稳定产业发展节奏。对于风电场而言，既守住了长期收益率，也打通了以大代小的财务障碍，让设备更新无残值亏损顾虑；对于制造产业而言，是持续技术创新的核心动力；对于整个风电行业而言，是实现高质量、可持续发展的关键突破。未来，风电行业需跳出“寿命越长越好”的固化思维，以15年黄金服役周期为导向，重构行业标准体系，让风电产业在持续迭代升级中释放更大绿色能源价值。

今年以来，伴随着政策面的不断加码，114号文的发布补齐了顶层设计层面的价格机制，压缩空气储能在大容量、高效率、人工硐室方面已经开始商业化验证，氢能进入了国家和各省“十五五”规划纲要，工信部、财政部、发改委三部门启动了氢能综合应用试点工作，长时储能越来越成为行业热议的焦点话题。 01 对高比例新能源电力系统中长时储能的认识 我国电力系统正在经历深刻的结构性变化。目前，国际上公认的判断标准是：新能源发电电量占比超过15%，新能源出力的功率占比超过50%，就是进入高比例新能源电力系统的表征。这一经验性笼统的判断门槛，意味着新能源已经从补充性电源转变为主体性电源之一，系统运行方式将发生根本性改变。 我国新型电力系统发展蓝皮书，是国家能源局融合了电网企业、发电企业、电力智库、装备制造企业等全行业的意见公开发布的，是指导未来电力系统发展的纲领性文件，划分新型电力系统的三个阶段分别为加速转型期、总体形成期、巩固完善期。理解这三个阶段，对于我们准确把握长时储能的发展节奏至关重要。 加速转型期，也就是从现在到2030年前后，系统对储能的需求以日内调节为主。这个阶段，新能源装机占比在40%到50%之间，电量占比在20%到30%之间，系统需要的储能时长主要是2到4小时的短时储能，以及部分4到8小时的日内长时储能。当前磷酸铁锂电池的2小时、4小时系统，基本能够满足这一阶段的调节需求。 大约2030年后，进入第二阶段，也就是“总体形成期”，跨日的长时需求开始产生。当新能源电量占比超过30%甚至35%时，天气变化导致的多日连续低出力或高出力情况将频繁出现。这时，仅靠日内调节已经不够，需要能够实现8小时以上甚至24小时、48小时连续放电的长时储能来应对跨日波动。 大约2045年后，进入第三阶段，也就是“巩固完善期”，跨季的需求会出现。当新能源电量占比超过50%时，春夏秋冬的季间性差异将成为主要矛盾，这也是经济性方面的需要，此时并网的新能源可能有大量、甚至超过40%的电量无法经济地被电力系统实时接纳。风光资源好，新能源大发的时段可能负荷需求不会激增；迎峰度夏度冬时负荷高，但可能出现连续静稳无风的极端情况。这时候需要能够实现数周甚至数月级别的跨季节储能，将多余的电量转移到需要的季节使用。 这三个阶段的划分告诉我们一个重要的结论：长时储能不是一个笼统的概念，不同时长对应不同阶段的需求，也对应不同的技术路线和经济性要求。 对比前述三个阶段的定量指标，目前我们已经进入了“加速转型期”阶段，在最能突出挑战的新能源发电量占总发电量比例上，从2025年开始就在25%附近波动；在新能源出力功率占比上，部分典型省份如青海、云南等从2025年开始已多次突破60%，个别时段甚至接近90%，挑战前所未有，凸显系统调节能力与灵活性资源建设的紧迫性。 这里还要强调的是，“因地制宜”这一原则对于长时储能的发展至为重要。 从对于长时储能三个特点的认识开始。第一个特点，功率和能量解耦，这是长时储能最显著的技术特征。与锂离子电池不同，物理类长时储能技术，如压缩空气储能、液流电池、氢储能，其功率单元和能量单元是独立设计的。功率单元决定充放电速率，能量单元决定存储时长。这意味着，在增加存储时长时，只需增加能量单元的投资，功率单元可以保持不变，边际成本相对较低。这对于需要长时间放电的应用场景来说，具有天然的经济性优势。 第二个特点，技术路线的成本、效率领先是一个普遍需求，提供电力系统需要的稀缺功能是加分项。无论是哪种技术路线，要在电力市场竞争中立足，都需要实现有竞争力的成本和可接受的效率，电力市场的全面推进也将对系统需要的稀缺功能合理定价。但目前很多技术路线在评价时，往往过于关注单一的转换效率指标，现有价格机制下的价值，而忽视了全价值链条的综合效益，以及未来稀缺功能的价值。压缩空气储能、热能和氢能燃烧发电可以提供有别于其他储能方式的稀缺价值，在后面将会展开论述。 第三个特点，新能源消纳和储能本质上都是电力系统整体经济性的问题，不能脱离系统经济性谈技术路线选择。在什么条件下，消纳比弃电划算？在什么条件下，储能比新建输电通道划算？在什么条件下，长时储能比短时储能更优？这些问题的答案都取决于经济性的综合因地制宜比较。 关于“因地制宜”的重要性，来源于电力系统对长时储能的需求。需求的测算要根据不同省份的电源装机总量、结构、出力特性，负荷总量和负荷特性，省内电网网架和跨省区输电通道的输电约束，调节资源的总量和调节特性，综合燃料成本、环保、双碳等经济性和政策性约束，考虑安全稳定标准和经济性，基于现状和规划数据进行生产模拟、安全稳定仿真计算得出系统性结论，结论还要考虑对建设节奏变化的动态适应性，和电力系统适度超前经济社会发展的前瞻性要求，影响因素众多。另外，各种时长储能的有机配合也是经济性的重要体现方面，不同省份都存在显著差异，这些差异决定了长时储能的技术路线、规模和布局的选择，因此各省份长时储能的建设规模、技术选型、时长需求、投运节奏和价格机制必须“一省一策”。 举例来说，西北地区风光资源丰富，但本地负荷有限，特高压外送通道能力有上限，这种情况下，在送端就地制氢并通过输气管道外送，可能比强迫电力外送更加经济。而在东部沿海负荷中心，利用退役火电的厂址、送出线路和热力管网，发展绿氢发电提供惯量支撑，可能是比新建输电工程更加经济的选择。所以在规划长时储能时，必须充分考虑“源网荷储”全要素的时空匹配，避免“拍脑袋决策”的情况发生。02 长时储能助力新能源非电利用的战略意义 从2025年开始，国家能源局多次提出要促进新能源消纳，拓展新能源的非电利用途径，坚持电与非电并重。这个导向在后面发布的一系列文件中都在具体体现，目前长时储能的热度也和此强相关。 1. 电能、热能和氢能特点分析 联盟秘书处的学习体会是，电能作为未来能源系统的核心和枢纽，将发挥不可替代的作用。但电能不是唯一的能源形式，电转热、电转氢等多种二次能源形态与电力之间的相互转化，将是实现能源系统整体优化的关键路径。长时储能正是实现这些转化的核心技术支撑，下面具体分析不同能源形式的特点： 电能的特点是日内短时高效转换，空间上可以实现1000、2000、3000公里的远距离经济输送，是目前最优质、最灵活、基础设施最完善的二次能源利用形式。在新型储能方面，锂离子电池技术的发展一枝独秀，技术水平和成本控制近些年有了大幅进步，转换效率达到90%以上，在短时储存赛道优势明显。在电力输送方面，特高压直流输电已经相当成熟，数千公里的输送损耗控制在较低水平。 热能的特点是适宜就地应用，远距离运输在经济上是低效的。在存储方面，热能可以实现日内高效存储，最多跨日存储。电热转化的一个显著优势在于，按照焦耳定律，加热的效率可以做到很高，96%甚至98%都不是大问题。但热电转化，也就是把热能再转回电能，在效率上存在物理定律决定的短板。卡诺循环、卡诺定理基本上限定了，在正常工程条件下，热电转换效率在40%左右，通过技术创新可能可以摸到60%的上限，但很难再有突破，这也是热力学第二定律决定的。 然而，我们需要动态地看这个问题。在未来高比例新能源的场景下，当消纳代价越来越大时，原本在经济上不划算的热电转换就具有了可能性。当面对的是即将被弃掉的新能源电量时，其边际机会成本接近于零，此时即便效率只有40%，也是一种有效的资源利用。按照这个逻辑，目前的发展阶段熔盐储热电站会成为一个很好的技术方案，它可以实现电到热的高效转换和存储，再在需要时通过汽轮发电机组将热能转回电能。关于电热转化，早在2013年新能源发展初期，国家能源局就在白城试点了该技术。同时，退役火电改造也会成为热门选择，因为火电厂本身就具备完备的热力系统和发电设备，改造为熔盐储热或直接燃烧绿色燃料发电，利用效率和经济性都具有相当的优势，熔盐储热的技术也是随着近年来光热发电产业链的完善而逐步成熟的。 展望未来，火电可能还将保持相当的规模，但燃料要逐步实现对煤的替代，可能会换成多种绿色燃料。压缩空气储能的实质也是电能转换为压力势能和热量，存储过程中对热能进行了高效利用，在放电时将压力势能、热能重新转化为电能。纯氢燃机属于燃烧发电，是热能转化为电能的一种方式。 氢能的最大特点在于，它具有独立于电能的空间搬运能力。这在电力系统中是稀缺资源。锂电池固定在原地使用，抽水蓄能需要特定的地理条件，压缩空气储能也是固定式应用。而氢能可以通过管道、罐车、船舶等方式，实现数千公里乃至万公里级别的远距离资源配置。这种空间转移能力，使得氢能成为一种优秀的长时储能载体，尤其是跨季节储能。后面会展开详细讨论“电-氢-电”转化的具体问题。 2. 重新审视转换效率问题——边界条件已发生根本变化 电转热再转电、电转氢再转电，效率上一直都被业界所诟病。一个是40%左右，一个是24%左右。放眼整个能源系统，这样的转换效率确实不算高。但在未来高比例新能源的场景下，边界条件正在发生根本性变化，我们需要重新审视、延伸思考这个问题。 第一个变化，是电力市场建设的加快推进。随着电力现货市场、辅助服务市场、容量市场的逐步建立和完善，电力的商品属性正在被还原。还原以后，电力的各方面价值会进行细分。除了传统的电量价值外，原来没有被充分定价的容量价值、辅助服务价值、还有空间属性价值，包括输电权、节点电价等问题，都要被细分考虑。不同时间、不同地点、不同品质的电，其价格可能是完全不同的。所以由此产生的一个深刻的疑问就是：此电是否还是彼电？通过储能转换后，电力的价值和属性都发生了什么变化？如果我们只是简单地用转换前后的电量之比来衡量效率，将可能忽略了一些重要的价值创造。 第二个变化，是新能源电力价值的特殊性。新能源基本上只有电量价值，缺乏容量价值、调节价值和支撑系统安全稳定运行的价值。这是由其出力特性决定的——有风有光时才能发电，系统需要时不一定能顶上。与一个标幺全价值的电力相比，新能源所发出来的电，价值系数可能最低要探到0.5左右了。这个判断的依据是：目前一度新能源电的消纳成本，电规总院、国调、南科院等各机构的分析结论从0.1元到0.3元之间不等，根据不同省份、不同消纳条件而有所不同，新能源自身的发电成本现在最低可以到0.2元左右，加上消纳成本，综合度电成本在0.3元到0.5元之间。从2016年开始，长达十年的时间和国际交流新能源发展经验的过程中，我国电力智库多年来一直排除干扰，坚持用新能源综合成本衡量其真实经济性，目前国际的NGO也终于开始接受此观点，IRENA在2026年发布的报告中也引入了保障性平准化度电成本（Firm LCOE）的概念，表示新能源真正具备“火电替代效应”的硬通货价格，测算结果和上述我国智库的预估相当，度电成本在0.054到0.082美元之间。这样比较下来，新能源电的价值系数在0.5到0.8左右是基本合理的。 第三个变化，是新能源消纳成本的趋势。未来的消纳成本是呈非线性增长的。原因除了消纳本身需要的调峰资源、输电通道等成本外，还有高比例电力电子系统引起的电力系统稳定运行问题也要一起考虑。当新能源出力大幅波动时，系统需要足够的惯量支撑来应对频率变化率，需要足够的调频资源来维持频率稳定，需要足够的无功支撑来维持电压稳定。这些系统稳定运行的成本，随着新能源占比的提高而加速增长。这也是国家能源局提出要拓展非电应用的重要原因之一，与其在电力系统内部花费越来越高的代价去消纳、去维持安全稳定运行，不如跨界融合，探索非电利用的路径，可能整体经济性更好。 第四个变化，是高比例新能源系统利用率的经济性选择。随着新能源发电比例大幅提高，新能源电量利用率一定会降低，这并不是一个技术问题，而是一个经济性问题。构建新型电力系统不是要追求100%的消纳，而是要寻求整体系统成本最优。当在电力系统上采取措施消纳的成本高于弃电成本时，理性选择就是弃掉部分电量。但这部分即将被弃掉的电量，恰恰就是非电应用的机会。有效利用这部分低成本的弃电，才能拿到这个机会窗口带来的经济收益。反之，如果没有非电利用途径，这部分电量就只能白白弃掉。这就为非电利用创造了一个可行的商业模式前提。 第五个变化，是空间搬运能力的稀缺性。对于电力系统来说，空间搬运是一项稀缺的功能。大部分的储能技术都是固定式应用，因为能量密度并不高。抽水蓄能、压缩空气储能不适用于能量密度的范畴，勉强折算的话能量密度是个位数的水平。电化学储能，一公斤电池大约能存储不到250瓦时的能量，固态电池目前技术条件看可达1千瓦时左右，而氢能和氢基化合物的能量密度，则出现了数量级的提升，一公斤氢气本身的热值约合33千瓦时的化学能。氢的体积能量密度虽然不高，但质量能量密度远超电池，如果转化为高压气态、液态，或者甲醇、氨等便于储运的氢基化合物，其能量密度同样远高于其他形式的储能介质，具备远距离运输的基本条件。这种和电力发输配用体系解耦的空间搬运稀缺能力，是氢能区别于其他长时储能技术的核心优势所在。 总结这五个变化，我们会发现：效率问题的传统判断标准，是建立在电力价值同质化、消纳成本可承受、空间搬运可选择这三个隐含假设之上的。但在高比例新能源的新场景下，热能打破了前两个假设，氢能打破了全部三个假设。因此，需要建立新的评价框架，从系统总成本最优的角度，重新认识热能、氢能作为长时储能的价值。 03 氢能在新型电力系统中的应用前景分析 1. 电力系统对非电长时储能的三方面核心需求 氢能的探索，几十年前就开始了。当时出发点是出于对非再生燃料矿产储量的担忧。煤炭、石油、天然气，按照当时的消费速度测算，再用几百年可能面临枯竭，而建立以绿电制氢为基础的能源供应体系，就十分有必要。到今天，虽然随着勘探和利用效率的技术进步，化石能源枯竭的紧迫感有所缓解，但低碳转型和能源安全的需求使得发展氢能的理由更加充分。氢能的应用场景很多，包括电力、交通、冶金、化工等等。本文只关注在新型电力系统中的应用。 新能源发电占主体的新型电力系统对非电长时储能主要有三方面的需求。 第一个需求是时间搬运。需要具备长期存储能耗低、可以非连续稳定工况存储、可以连续长时释放发电、转换效率相对较高等几方面的能力。热能在做好保温的前提下，可以跨日低能耗保存能量，氢能可采取合理的技术路线实现低能耗长期存储。非连续稳定工况存储，指的是储热装置、制氢装置可以间歇性运行，有廉价电力时开机，电力紧张时停机，这种灵活运行模式很适合匹配新能源的波动出力。连续长时释放发电，意味着可以在一段时间内持续稳定发电，提供电力支撑，热能在跨日时间尺度上可以满足需要；煤炭油气资源是大自然经过亿万年生成的对人类的馈赠，氢能可以看作人工制备、缩短制备时间的煤炭油气资源，可以在长达跨季时间尺度上达到同样效果。 第二个需求是空间搬运。需要具备独立的制储输用体系、电力流解耦、缓解电力远距离输送成本压力。独立的制储输用体系，是氢能独有的稀缺能力，不依赖于电网设施，可以通过管道、罐车、船舶等方式独立运输，形成一套并行的能量流网络。与电力流解耦，解决了电力输送受到输电通道容量和电网结构约束的问题。缓解远距离输送成本压力，指的是在超远距离场景下，输氢管道相比特高压输电线路可能具有经济性优势，尤其是在输送能量巨大的情况下。 第三个需求是惯量和阻尼的需要。惯量和阻尼，是新型储能除了低成本电量搬运、多时长电力保供价值之外，第三层面属于保障电力系统安全稳定运行的高等级价值。未来交流电力系统还将存在较长一段时间，在交流系统中，频率的稳定依赖于旋转设备的转动惯量。简单来说，转动惯量就像飞轮的惯性，当系统功率出现不平衡时，旋转设备会自动释放或吸收动能来缓冲频率变化，给控制系统争取响应时间。而阻尼则是系统对振荡的抑制能力，有阻尼的系统在受到扰动后能够较快恢复到稳态。传统火电、水电机组是惯量和阻尼的主要提供者，但新能源通过电力电子变流器并网，基本不提供转动惯量，通过二次控制系统实现的虚拟同步机效果，在海量设备不同控制目标下可能会有负阻尼现象发生，需要进一步的技术进步和迭代发展。随着新能源占比提高，系统惯量水平持续下降，频率安全风险加大，振荡风险加大。这是交流电力系统安全运行的高级需求，而旋转设备是目前最成熟、最经济的惯量和阻尼来源。 这三个需求，分别对应着热能、氢能在电力系统中的不同价值维度。时间搬运对应能量价值，空间搬运对应资源优化配置价值，惯量和阻尼对应系统安全价值。这三个价值叠加在一起，构成了热能、氢能作为长时储能的完整价值图谱。 2. 氢能储运技术的进展与突破 氢能的储运一直是制约其发展的核心难题。氢气密度极低，是最轻的气体分子，这使得它在常温常压下难以经济储存和运输。诺贝尔化学奖得主乔治·奥拉，就是基于这个难题的解决，在2007年提出了甲醇经济的方案设想。甲醇是常温常压液体，可以作为普通危化品管理，储运便利，是氢能的重要载体。液氨则是常温带压或低温不带压的危化品，但同样可以实现高效储运。现在“氢氨醇”一体化项目也是我国氢能发展的热点，这些都属于燃料储氢的范畴。 燃料储氢之外，目前我国材料储氢技术的发展和应用也处于国际先进水平。有机液态储氢和固体材料储氢，现在都已经有试点项目运行，有些甚至已经有了商业应用。这两类技术的共同特点是，都可以实现常温常压储存和运输，从技术特性看，物理危险性比汽油柴油更低，虽然目前还没有相关的规程规范突破，但这意味着它们具备了申请按非危化品进行常规货物管理的可能性，具备政策调整空间。如果未来能够实现非危化品管理，将极大降低储运环节的合规成本和基础设施要求。 从反应过程看，两类材料储氢技术也类似。储氢过程释放热量，是一个放热反应；释放氢气的过程吸收热量，是一个吸热反应。这就产生了一个可以利用的热量耦合机会——在储氢时回收热量用于其他用途，在放氢时利用系统的余热来提供所需热量，可以显著提高综合能效。 具体参数方面，有机液态储氢的质量能量密度相对低一些，脱氢温度大约在200摄氏度，每公斤氢气脱出需要大约9度电的热量输入。稀土基的固态储氢脱氢温度低一些，但质量密度也低；镁基固态储氢的脱氢温度在300摄氏度左右，每公斤氢气需要大约12度电的热量输入。目前技术下材料储氢大体规律是：能量密度低的技术，所需脱氢温度也低，能耗更少；能量密度高的技术，脱氢温度要求更高，能耗也更大。这之间存在一个性能权衡。 需要强调的是，材料驱动的技术经常会带来颠覆性变化。2025年9月，顶级期刊《科学》杂志刊登了一个重要突破：镁基固态储氢电池材料技术的研究取得了关键进展，成功将脱氢温度从300度降低到了90度，同时质量能量密度比达到了7.6%的理想实验室水平。脱氢温度降至90度，意味着很多低品位的工业余热甚至地热都可以用来驱动脱氢过程，能耗成本将大幅下降。同时能量密度达到理想实验室水平，意味着单位重量的材料可以储存更多的氢。当然，从实验室到工程化还有很长的路要走，但如果这项技术未来能够实现规模化生产，对氢能储运领域的影响将是难以估量的。 如果储存60万标方的氢气，采用传统的1.6兆帕球形储罐方案，由于压力限制和单个球罐的容积上限，需要24个大型球罐，占地约40亩。这个规模的占地面积，在靠近负荷中心的火电厂或者工业园区，用地审批和成本都是很大的挑战。再加上带压容器的安全监管要求，建设和运维成本都比较高。而采用有机液态储氢方案，由于是常温常压储存，可以采用大型常压立式储罐，就像储油罐一样。同样储存60万标方的氢气，只需要2个储罐，占地仅4亩左右。10倍的占地差异，在土地资源紧张的东部沿海地区，这个优势十分突出。 总体上，材料储氢技术在空间效率方面的优势是比较突出的，这为它在受端负荷中心、特别是存量火电厂厂址的落地应用，创造了非常好的条件。 3. 负荷中心电力规划的原则与挑战 接下来从我国规划建设交流电力系统的经验和原则进一步展开对空间搬运的需求。京津唐、长三角、珠三角是我国最大的负荷中心，其电力规划需要重点考虑几个原则性问题。 第一个原则，外来电的规模和方向不能过于集中。电力系统规划要考虑安全风险分散的原则。如果一个地区过度依赖某一个方向的外来电，一旦这个方向的输电通道因为自然灾害、设备故障或其他原因发生中断，整个地区的供电安全将面临严重威胁。所以规划上要采取“多方向、多通道”的布局策略。 第二个原则，外来电不宜过于集中在一个线路走廊或者气象区。如果多数输电通道都经过同一个走廊或者同一个气象区域，区域性、共因性的故障风险就很高。比如极端天气可能导致多条线路同时跳闸，系统需要为此储备大量的应急备用容量。 第三个原则，要重点考虑受端电网成环网、加强互济能力。受端电网内部的各个分区之间，需要有足够的联络通道，形成环网结构。这样任何一个分区出现问题，其他分区能够通过联络线提供支援，整体供电可靠性更高。 第四个原则，要同步建设受端支撑电源。不能完全依赖外来电，受端要有自己的本地电源作为电压和频率的支撑。特高压直流馈入后，如果受端电网缺乏本地电源支撑，系统惯量不足，在发生直流闭锁等严重故障时，频率跌落可能触发低频减载甚至引发更严重的连锁反应。 目前我国的负荷中心都是按照这些原则建设的典型案例，形成了四面八方来电的格局，沿海还有大型火电厂作为支撑电源，电网结构也十分紧密，是规划比较完善的受端系统。 4. 远距离输电面临的系统性问题 沙戈荒大基地是近年来我国新能源发展的重点方向。通过特高压通道，将沙漠、戈壁、荒漠地区的优质风光资源转化为电力送到东部负荷中心省份，这是已经明确的国家能源战略。目前全国已经建成和在建的40多条特高压交直流通道，是过去十多年电网建设的重大成就，未来随着新能源基地的进一步开发，可能还会增加到80多条甚至更多。 但对于电力系统来说，远距离大规模的送电，随着输电规模的不断加大，需要的系统支撑成本也是越来越高的，未来将面临五个方面的挑战。 第一个挑战，输电走廊制约。特高压线路需要较宽的走廊，涉及沿线大量的征地拆迁和生态保护协调。随着通道增多，走廊资源日益稀缺，新通道的选址难度和建设成本都在上升。 第二个挑战，受端系统外来电落点选择。特高压直流需要选择合适的落点，接入受端交流电网。落点周边的电网强度要足够支撑直流功率的注入，否则就需要额外建设加强工程。随着外来电规模增大，合适的落点越来越难找。 第三个挑战，火电大规模退役后受端系统的电压支撑问题。随着降碳进程推进，东部沿海地区的燃煤火电机组将逐步退役。这些机组退役后，受端系统面临“电源空心化”的风险——本地支撑电源减少，电压调节能力下降。 第四个挑战，多直流馈入受端系统的安全稳定风险防范。当多条特高压直流密集地送电到同一个受端区域时，交流故障可能引发多条直流同时换相失败或闭锁，造成功率大幅缺额和频率冲击。防范这种风险需要配置大量动态无功补偿设备和足够的旋转备用。 第五个挑战，高比例电力电子系统安全稳定需要旋转设备作为提供转动惯量的基本面问题。这个问题在前面已经详细提到。 这五个问题相互交织、相互影响，构成了一个复杂的系统性挑战。未来，氢能作为二次能源的一种，当其成本逐步下降、与“煤电+CCUS”可比时，通过输氢管道进行能量的大规模空间搬运，则为缓解上述矛盾提供了一个跨界的新思路。输氢管道不占用输电走廊，不经过电力系统调度，直接为受端提供可存储、可发电的燃料，再由受端的旋转设备（燃气轮机或改造火电机组）转化为电力并提供惯量支撑，是协同解决空间搬运、系统安全稳定运行、缓解经济性压力等的可行路径。

7月7日，山东电力交易中心一次性发布三份风险提示公告，分别针对放弃价格封顶用户、年用电量低于0.5亿千瓦时直购批发用户、参与绿电交易的非电网供电主体开展集中预警。 这三则公告分别对应着64家选择不执行价格封顶、5166家直接参与批发市场的用户，以及4家参与绿电交易的非电网供电主体，是监管收紧、分级管控的明确信号，若企业盲目直购、随意取消价格封顶，迎峰度夏期间冲高的现货电价会大幅压缩利润。 一、三则公告透露了什么？ 第一则公告：放弃价格封顶的64家用户 先看零售侧的数据。2026年6月10日至18日，山东电力交易中心组织了7月份的零售合同签订工作，47881家零售用户与290家售电公司完成签约。其中，64家用户选择了不执行价格封顶。 这个数字看起来不大，但每一家放弃价格封顶的企业，都意味着将自己完全暴露在现货市场的价格波动之下。零售合同中的价格封顶条款，本质上是用户为自己购买的“电价保险”。 山东电力市场在极端天气、用电高峰或供需紧张时段，现货价格曾一度突破1元/千瓦时，而低谷期电价又可能跌至几分钱。对于大多数工业企业来说，一旦遭遇电价暴涨，利润空间会被瞬间挤压。这64家用户将在7月份直面这种风险，没有任何缓冲地带。 第二则公告：年用电量不足0.5亿千瓦时的5166家批发用户 第二份公告的覆盖面更广，5166家年用电量不足0.5亿千瓦时的批发用户，其中5046家是非自主批发用户，按照现货市场实时价格结算，120家是自主批发用户。截至2026年5月底，山东电力交易平台注册生效的电力用户总数是60879家。也就是说，超过8%的用户正在或即将直面批发市场的风浪。 非自主批发用户进入批发市场，却没有自主交易的能力，只能被动接受现货实时价格。这种状态下，电价完全由市场供需决定，企业自身没有任何主动管理手段。对于年用电量小、抗风险能力弱的中小企业而言，现货价格的单次剧烈波动就可能造成数倍于正常水平的电费支出。 针对此，公告也给出了明确出路，这些用户可以在每月零售签约窗口期与售电公司签订零售合同，次月起转为零售用户，其持有的后续月份中长期交易合约也会转移至签约的售电公司。专业售电机构能搭配中长期合约与价格封顶套餐，平滑现货电价剧烈起伏，也是监管层面更推荐中小用户采用的购电模式。 第三则公告：绿电交易中的4家非电网供电主体 第三份公告涉及2026年7月月度绿电交易。共有42家售电公司代理248家零售用户，与93家新能源项目完成了绿电交易。其中，4家用户为非电网供电主体。 非电网供电主体的特殊之处在于，它们本身不是终端用电户，而是中间环节——转供电主体。它们参与绿电交易或放弃价格封顶，影响的不只是自己的经营成本，还包括其服务的全部终端商户。如果缺乏终端用户的知情和授权，这类主体的高风险决策实质上是在替终端用户做主，而这正是监管层重点防范的环节。 二、山东零售市场监管的“组合拳”落地 本次公告依据《山东电力市场规则（试行）》（鲁监能市场规〔2026〕27号）、《关于做好2026年下半年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2026〕423号）、《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则》（鲁发改价格〔2025〕872号）三份核心文件的出台。 三份文件明确，将年用电量0.5亿千瓦时以下直购用户、主动放弃价格封顶的企业、参与绿电交易的非电网供电主体三类主体纳入常态化高风险名单，由交易中心定期公示更新。 新规明确，想要放弃价格封顶，企业法人代表必须接受价格主管部门的专题政策培训，同时签署《自愿放弃价格封顶保障知情书》。这个机制是通过制度设计确保企业真正理解放弃价格封顶意味着什么，避免被个别售电公司的低价营销话术诱导而做出不理性的选择。 对于非电网供电主体而言，如果计划放弃价格封顶或参与绿电交易，必须提前取得全部终端用户的书面授权，并同步提交主体知情书、终端商户明细、单个商户出具的专项授权书等三份材料。这样的设计避免了中间环节在终端用户不知情的情况下做出高风险决策，保障了末端用电主体的知情权和选择权。 此外，山东将加快制定省级售电公司专项管理办法，从准入标准、运营规范到退出机制进行全流程规范。同时，对标全国统一电力市场建设要求，优化市场主体信用评价体系，通过信用约束来规范市场行为。这意味着，无论是售电公司还是用电企业，信用记录将越来越成为市场参与的重要凭证。 三、风险已明确，决策需理性 回到7月7日集中发布的三份风险提示公告，透露信号十分清晰，山东电力市场正式迈入风险分级、精准管控的精细化运营新阶段，监管重心从单纯扩大市场交易规模，转向兼顾市场活力与终端中小用户权益保护。 山东现货市场连续稳定运行多年，市场规模持续扩张，但中小用电企业无专业交易团队、负荷调节能力有限、风险测算缺失的短板日益凸显。本次多层级管控措施同步落地，并未限制企业自主选择批发、零售、绿电等多元交易模式，而是通过分级名单、严格授权、信用惩戒设置清晰风险闸门，让市场主体在充分掌握风险信息的前提下自主决策，从制度层面降低企业因信息不对称产生的经营损失。 当前正值迎峰度夏关键周期，现货电价冲高概率大幅提升，省内广大工商业用户应当主动对标高风险清单标准，客观评估自身用电体量、现金流承受能力，理性选择入市交易模式。

5月11日，日本科技投资巨头软银宣布在日本启动电池业务，目标是为日本建设下一代电力基础设施，以支撑 AI用电的深渊巨口。 孙正义这次胃口很大，公司电池业务将采取覆盖从研发到制造的全链条模式，产品包含创新型电池单体和电池储能系统（BESS）。 工厂选址也十分考究，软银选择大阪府堺市原夏普工厂旧址开发的“大阪堺 AI 数据中心”为核心基地，建设 AX Factory 与 GX Factory，GX Factory产出的储能系统可以就近供给并保障数据中心供电稳定性以及提高本地电网承载能力。 软银的战略眼光一向长远，此项计划将逐步覆盖日本国内电网侧应用、工厂及其他工业场景和住宅场景，并着眼于中期拓展全球市场。 通过上述战略，软银希望到2030财年使其日本国内电池业务年收入超过1000亿日元。 时间方面，软银计划在2027财年开始制造电芯和储能系统，并力争在2028财年前后实现年产吉瓦时级规模的量产。 着眼AIDC 在电芯方面，软银剑走偏锋，选择与成立不久的COSMOS LAB 展开合作，目标是共同开发并量产所谓“创新型电池单体”。 这指的是一种由COSMOS LAB 开发的锌卤电池，该电池以卤素基材料作为正极，以锌作为负极，具备能量损耗较低的充放电特性，公司称未来能量效率或将达到或超过锂离子电池水平。 由于创新型电池单体不使用可燃性有机电解液，而是使用纯水作为电解液，从结构原理上避免了起火风险，因此具备较高安全性。 对于AI数据中心这类长时间高负荷运行、用电连续性要求极高且对消防风险极为敏感的场景来说，这种安全属性正是其进入储能系统的关键卖点。 对软银来说，卤素、锌等关键原材料具备一定本土采购和加工基础，有助于增强供应链韧性。这一路线至少提供了一种绕开锂、镍、钴等关键矿产激烈争夺的可能。 软银与 COSMOS LAB 的目标是尽早建立量产技术，并在2027财年前后启动量产。 在储能系统方面，软银已与 DeltaX Co., Ltd. 展开合作，共同开发和制造储能系统。 公开资料显示，DeltaX是韩国一家AI与储能系统双修的科技公司，主要产品包括面向电网侧和工商业场景的DeltaX ESS，它此前已进入SK On储能业务链条，曾负责磷酸铁锂电芯模组设计，配合SK On开拓北美ESS市场。 软银此次选择DeltaX，核心看中的是其在CCS电芯连接系统、CTP技术、高集成度集装箱储能方案，以及AI视觉辅助电池管理和安全监测方面的系统设计能力。 当然，软银发展AI数据中心储能，并不是完全从零重新起步。孙正义的资本版图早已延伸到能源电力领域。 SoftBank Corp. 通过全资子公司 SB Power 开展电力买卖、电力交易中介和供电业务；SB Energy 则在美国开发和运营可再生能源项目。 财报显示，2025财年，软银电力业务收入为2103亿日元，已经具备一定业务体量。 这部分积累，可以与AI数据中心储能形成连接。长期经营电力采购和售电服务，使软银有相当的用户用电数据、负荷管理经验。 按照公司公告，软银还将整合其电力业务中开发的能源管理系统（EMS）。该系统具备基于 AI 的电力需求预测功能，实现充放电的最优控制。 超前嗅觉 软银近两年在AI上的疯狂下注或许将成为未来储能产品落地的消化渠道。 2025年，OpenAI、软银、甲骨文和MGX宣布在美国启动Stargate项目，计划四年内投资5000亿美元建设OpenAI所需的AI基础设施，初始部署规模为1000亿美元；其中软银承担财务责任，OpenAI负责运营，孙正义担任项目董事长。 为了继续支撑OpenAI和AI基础设施投资，软银随后动用债务融资工具，2026年3月获得400亿美元无担保过桥贷款，资金用途包括后续OpenAI投资和一般公司资金安排。 这套烧钱打法还在向海外延伸。路透社5月11日报道称，孙正义正考虑在法国投资最高1000亿美元，重点可能落在生成式AI服务所需的数据中心等基础设施。 软银还在补齐AI落地的硬件和场景拼图。2025年10月，软银宣布以53.75亿美元收购ABB机器人业务，交易预计在2026年中后期完成，这是其强化AI机器人业务的重要一步。 孙正义的投资风格，本质上是用重资本押注未来产业入口。他不追求每一笔投资都安全，而是相信少数超级成功项目足以覆盖大量失败。阿里巴巴让这种方法成为神话，WeWork又暴露了它的另一面。 到了AI时代，孙正义正在把同一套逻辑推向更重资产、更高杠杆的阶段，押注对象也从互联网公司变成了模型、芯片、机器人、数据中心和能源基础设施。 从这个角度看，软银进军电池和储能是孙正义式投资逻辑在AI时代的延伸。 AI离不开算力，也需要稳定、低成本、可调度的电力。软银试图把人工智能、数据中心、储能系统纳入同一套多米诺骨牌中。 不过回头来看。锌卤素电池这条路仍有不小的不确定性，还处在在从“技术验证”向“工程化商业验证”的时期，目前还谈不上已经挑战磷酸铁锂主流地位。 锌溴、锌基混合电池、锌基长时储能等路线已有项目落地，但尚未形成锂电池那样成熟的技术和供应链。美国Eos是这一领域的代表企业之一，已在推进锌基长时储能系统的制造和交付。不过，这家公司仍处亏损中。 现存储能市场的竞争也很激烈，宁德时代、比亚迪、特斯拉等企业已经在电芯、系统和集成能力上形成规模优势。

6月15日，国家发展改革委、工信部等五部门联合印发《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》（以下简称《通知》），明确自2026年起，针对钢铁、电解铝、煤电等九大高耗能行业开展为期三年的节能降碳改造攻坚。 《通知》指出，到2028年底，煤电行业力争提高15个百分点，钢铁、电解铝等8个工业重点行业达到现行能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，能效基准水平以下产能基本清零，累计形成节能量1亿吨标准煤以上、减排二氧化碳2亿吨以上。 电价政策整合成为本次行动的关键抓手之一。《通知》明确，各地可将差别电价、阶梯电价、惩罚性电价归并为统一的差别化电价，在市场交易电价基础上加价不超过0.1元/千瓦时，加价电费专项用于冲减电力系统运行费用。 电价整合，一把尺子量到底 长期以来，重点行业能源消耗和二氧化碳排放规模大、强度高，是提高能效、压减煤炭、降低碳排放的重中之重。国家发展改革委有关同志在答记者问中表示，有关行业协会测算，目前粗钢、电解铝等行业能效标杆水平产能占比仍不足30%，部分行业有超10%的产能能效低于基准水平，节能降碳改造尚存巨大空间。 所谓能效标杆水平代表行业领先能耗水准，是企业节能降碳改造的最优目标；基准水平是存量产能必须守住的能效底线，低于该标准的产能需限期改造或淘汰。《通知》强调，到2028年底，能效基准水平以下产能实现基本出清。 《通知》此次明确将差别电价、阶梯电价、惩罚性电价归并为统一的差别化电价政策，正是在电力市场化背景下利用电价约束机制，持续提高低效产能用能成本，释放“优胜劣汰”信号。 记者了解到，差别电价以《产业结构调整指导目录》为依据，针对限制类、淘汰类生产设备加价；阶梯电价更聚焦行为导向，按单位产品能耗分档加价；惩罚性电价则针对能耗突破法定限额红线的企业实施惩戒，属于兜底监管手段。从最初设定差别电价到三类政策并行实施，积累了丰富的实践经验，但也产生了交叉重叠、标准不一的问题。 另一方面，近年来，随着电力市场化改革持续深化，国内多数高耗能企业转入市场购电，不再执行传统政府核定的目录电价，使原本实施的差别电价、阶梯电价等管控政策失去了运行基础。 《通知》明确将加价基准切换为市场交易电价，是为了确保参与电力市场交易的高耗能企业仍受电价加价约束，持续发挥电价引导节能降碳的作用。同时，政策明确加价上限0.1元/千瓦时，旨在杜绝多重加价叠加乱象，划定约束红线。 以钢铁行业为例，一位业内从业者告诉记者，据不完全测算，钢铁行业吨钢综合电耗普遍在480~600千瓦时/吨，电力成本在钢铁总成本中占比约5%～15%。若企业被执行最高0.1元/千瓦时加价标准，吨钢生产成本将增加约48~60元。以一座年产500万吨的中型钢铁厂区测算，新增成本则可达约2.4亿～3亿元。 杠杆传导，激发系统转型内生动力 此次电价新规的意义，远超“收多少电费”本身，而是与资金补助、碳排放权交易等政策形成合力。“资金、价格、市场三策并举，让改造有动力、有收益。”国家节能降碳中心副主任闫勇哲表示。 值得注意的是，《通知》明确，上限0.1元/千瓦时的加价收入将用于冲减系统运行费用。随着新能源占比提升，电力系统需要火电机组深度调峰、储能充放电等各种辅助服务与保障措施。 这一设计有利于推动形成“谁落后、谁买单”的成本约束与传导机制——将原本由全体用户分摊的部分系统运行费用转由低效产能承担，而高效企业则间接获益于更稳定的系统运行。这种内部成本转移机制，将外部性成本在企业间进行再分配。 中国石油和化学工业联合会党委委员、副会长凌逸群认为，随着石化化工行业电气化率逐步提升，此次电价政策的引导调节作用将逐步发挥，有效增强行业企业节能降碳改造动力。 如果说加价机制是从成本端形成约束，资金补助和碳排放置换则是从收益端打开空间，让企业的改造动力得以双向激发。 在资金方面，《通知》提出对符合条件的节能降碳改造项目按核定总投资的20%给予资金补助，优先支持改造后能效达到标杆水平的项目。这意味着主动改造的企业不仅能规避电价惩罚，还能获得“真金白银”的财政支持，释放了改造越早、收益越早的正向激励闭环。 在市场方面，《通知》对纳入碳排放权交易市场的重点行业实行免费和有偿相结合的配额分配方式，让能效碳效水平先进的企业获得合理收益。节能降碳改造减少的减排量可用于新建“两高”项目的碳排放置换，有力推动节能降碳行动与碳市场、产业政策的多策联动。 “这为企业的减碳行动赋予了资产价值。一个企业因改造而节省的碳排放空间，可以成为集团内新项目的入场券，也意味着潜在的收益。”上述业内人士认为，这种“减排即增益”的市场反馈，将极大激发企业主动改造的内生动力，是行业向新质生产力跃升的关键一环。 冶金工业规划研究院党委书记、院长肖邦国表示，攻坚三年行动的实施将倒逼能效基准水平以下产能基本清零，大幅提高标杆水平的达标产能比例。这既是落实节能降碳标准的重要任务，也是通过市场化手段淘汰落后产能、优化存量结构的重要路径，有利于提升钢铁、电解铝、煤电等行业整体竞争力，确保行业在“十五五”期间实现绿色低碳高质量发展。

7月1日，因为美国那边传来可能对中国逆变器制造商下禁令的风声，阳光电源股价一天跌掉了13.9%。 这不是阳光电源第一次面对坏消息。在光伏行业待过的人都知道，这家公司的大起大落早就成了家常便饭。过去十年，它的市盈率从7倍涨到133倍，又从133倍跌回9倍，再从9倍爬回25倍。 每一次极端波动，市场都在用不同的标签定义它：有人喊它政策周期股，有人捧它新能源旗手，有人骂它泡沫，有人重新把它捡起来。 对于一家在光伏逆变器领域走了二十年、在储能领域也深耕了快二十年、而且每次都能在周期谷底完成下一次战略卡位的公司来说，这次暴跌很可能也只是它的又一次压力测试。 只不过，在股价大跌的时候，重温基本面永远比跟着情绪跑更有意义。 01 十年十五倍，历经三个周期 从2016年6月20日算到今天，阳光电源的前复权股价，十年涨了15倍。 把这个数字背后的市盈率曲线拉开，能看到三段起起落落的估值切换。 ●2015年到2018年是第一段。 2015年A股大牛市，它的市盈率一度冲到122倍，高得离谱。 泡沫破了之后就一路下滑，到了2018年光伏“531新政”大幅削减补贴，整个行业掉进冰窖。阳光电源的市盈率被砸到7.46倍，那是真正的历史冰点。那时候市场看它，就像看一家靠政策赏饭吃的周期股，给的估值低到不能再低。 ●2019到2022年是第二段，也是它最风光的时候。 新能源赛道超级大爆发，加上储能业务经过多年布局终于开始放量，市场突然意识到这不再是一家只能卖逆变器的公司了，“储能龙头”的想象空间一下子被打开。市盈率从2018年10月的7.46倍，一路狂飙到2022年8月的133.74倍，涨了将近17倍。 这背后是三股力量同时发力： 产业端，光伏平价上网叠加全球碳中和，把整个行业从“周期”重新定义成了“成长”； 公司端，海外份额持续扩张叠加储能这条第二增长曲线，把市场空间从单一的逆变器拉到了更大的储能版图； 市场端，2019到2022年新能源超级大牛市，机构资金极致抱团，给了过高的定价。 三重共振，才堆出了133倍的市盈率。 ●2023到2024年是第三段，泡沫破了。 业绩没达到市场预期，估值泡沫也跟着破裂，市盈率从133倍的高位暴跌到12.89倍，一年之内高低落差超过100倍。2024年又进一步压缩到9.86倍，几乎回到历史冰点的位置。 直到2025年，才迎来新一轮修复。AI在全球大爆发，欧美电网老化、电力短缺的问题集中暴露，储能从“远期概念”变成了“当下刚需”。这一年公司全年营收891.84亿元，同比增长14.55%；归母净利润134.61亿元，同比增长21.97%。 储能业务也在这一年正式超过逆变器，成为第一大收入来源；海外收入占比突破60%。 2026年以来，阳光电源股价累计跌了19.57%，跑输了整个电力设备板块。原因是连续两个季度业绩没达到市场预期，下滑幅度远超预测，也给正在冲刺H股的计划蒙上了一层阴影。 02 公司的成长与管理哲学 光伏逆变器和储能，说到底是同一类东西：二者都是清洁电力转换设备，技术上高度同源。这也是阳光电源能够从逆变器顺滑地切进储能赛道的底层技术逻辑。 公司的创始人曹仁贤，是合肥工业大学工业电气自动化专业的硕士，毕业后留校当了老师。1997年他辞职创业，做了一件在旁人看来不可理喻的事：把公司当时每年能贡献几千万收入的UPS成熟业务一刀砍掉，把所有资源押在当时几乎没有市场的光伏逆变器上。 2006年，公司还在为生存发愁，他又开始悄悄养一个叫“储能”的新业务。2021年逆变器做到了全球出货量第一，正是最赚钱的时候，他继续往储能里面重兵投入。 到了2025年储能终于爆发，他又启动了第三轮布局：AI数据中心电源和海外本地化制造基地。 二十年来，这家公司没有跨过界，没有搞过房地产，没有玩过金融，始终只做一件事——新能源电源。 这份增长的含金量，还体现在它主要靠的是内生性积累，而不是并购。营收从2020年的192.86亿元涨到2025年的891.84亿元，年均复合增长35.83%；净利润从19.54亿元涨到134.61亿元，年均复合增长47.10%。 把业务拆开看。储能是增长最猛的一块，从2020年的11.69亿元涨到2025年的372.87亿元，几乎每年翻一倍。当然基数上来之后，2025年增速放缓到了49%。逆变器从75.15亿元涨到311.36亿元，年均复合增长32.88%。 2023年以来，逆变器的毛利率维持在31%到35%之间，储能毛利率稳定在36%左右。2021年是个例外，那年海外疫情导致项目交付延迟、产生扣款，再加上原材料和运费双双暴涨，毛利率被压得很低。 出海收入已占公司整体营收的60.54%，业务覆盖全球100多个国家和地区，海外设立了20多家分支机构，全球建了六大研发中心。研发费用从2020年的8.06亿元涨到2025年的41.75亿元，研发费用率4.68%。 翻翻它的投资记录，除了2024年花4.51亿元收购泰禾智能10.24%股权（后来陆续增持到24.08%），以及投资了两家产业链上下游公司合计约2.18亿元，几乎没有做过大规模并购。 阳光电源的增长是靠一个订单一个订单做出来的。极致的专注，砌成了这家公司最坚硬的内核。 03 市场在担心什么？ 截至今年6月18日，公司股价年内累计跌了近20%，而同期电力设备板块涨了5%以上。不是市场变了口味，是公司自己出了状况，主要是杀业绩。 2025年四季度，营收同比下滑18.37%，归母净利润腰斩，综合毛利率单季暴跌13个百分点。2026年一季度，营收155.61亿元，同比再降18.26%；归母净利润22.91亿元，同比降了40.12%；扣非净利润下滑44.72%。连续两个季度，营收和利润双双往下掉。 病根出在订单结构上。现在手里等着交付的订单，将近六成是2023到2024年签的固定价长单。那两年为了抢市场，锁价低，毛利率只有8%到10%。2025年以后新签的订单，毛利率已经回升到15%到20%，但交付比例还太低，填不上旧单的窟窿。 再加上去年以来铜、银浆、IGBT等原材料涨价，锂价也反弹，成本端两头受压。光伏逆变器那边也不轻松，硅料和组件的产能严重过剩，全产业链价格都在往下探，电站投资回报下降，间接压着逆变器的新需求。 从合同负债的走势也能看出趋势。2022到2024年合同负债增长迅速，2025年开始放缓。2026年交付的主力仍然是那批低价的旧订单，高毛利新单要集中到2027年才能兑现。短期业绩压力摆在那里，市场在拿脚投票。 那么问题来了，会从杀业绩变成杀估值吗？关键看业绩压制因素能持续多久。 储能行业本身还处在高速增长的长周期景气通道上。2025年全球储能新增装机112GW/307GWh，同比增长48%。彭博新能源财经预计2026年这个数字将跳到158GW/459GWh，再增长41%。往后看十年，累计装机将是现在水平的十倍。 需求端没有萎缩，供给端先进产能又严重不足。作为储能这个行当里最靠前的玩家，阳光电源的基本面并没有被两个季度的业绩动摇。 04 结语：情绪仍需消化，但风物长宜放眼量 截至7月1日，阳光电源总市值2838亿元，市盈率23.8倍。在电力设备行业千亿市值以上的公司里不算贵，但比宁德时代和国电南瑞略高一些。市赚率大概在0.95倍，只比宁德时代高一点。 就公司自身历史来说，当前市盈率处在近五年分位数的50%左右水平，正好卡在中间。既没有低到让人兴奋，也没有高到让人担忧。股价已经把一季度业绩下滑的坏消息消化得差不多了，同时毛利率修复和AI数据中心电源业务的远期价值，还没有被充分算进去。只是昨日传出的消息引发的恐慌情绪仍需一点时间消化。 风物长宜放眼量。对于一个二十年来每次都在谷底完成下一次战略卡位的公司来说，这次的大跌，大概也只是它漫长波动史上的新一页。

2026年5月29日，华能集团与中国移动签署战略合作协议，重点聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向。华能集团董事长温枢刚表示，希望双方聚焦算电协同等领域，进一步深化合作。 近一年，聚焦算电协同，华能集团已经接连完成多场关键对话。 政策方面，近年来，国家持续强化“人工智能+”的顶层设计，2024年“人工智能+”行动首次写入政府工作报告；2026年2月，国资委召开中央企业“AI+”专项行动深化部署会，强调推进“算力+电力”协同发展；同年5月，国家发改委等印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》。 事实上，不止是华能集团，据北极星电力网不完全统计，五大发电、中煤集团、中核集团等，与三大电信运营商，以及华为、宇树科技等开展了重要会见、签约。 华能集团 中国华能与中国移动签署战略合作协议 2026年5月29日，中国华能集团有限公司与中国移动通信集团有限公司在集团公司总部签署战略合作协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚与中国移动董事长、党组书记陈忠岳进行会谈并见证签约。 温枢刚表示，希望双方以此次协议签署为新的契机，聚焦算电协同等领域，进一步深化合作力度、提升合作水平。陈忠岳表示，希望双方发挥各自领域领军优势，拓展合作空间，推进协同发展。 根据协议，双方将聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向展开深入合作，共同探索互利共赢合作新模式，共促能源行业高质量发展。 中国华能会见宇树科技 2026年5月11日，中国华能集团有限公司董事长、党组书记温枢刚在集团公司总部会见宇树科技股份有限公司创始人兼首席执行官王兴兴。 温枢刚表示，希望双方进一步增强互信沟通、拓宽合作空间，聚焦前沿核心技术开展联合创新，积极探索多元化应用场景落地。王兴兴表示，能源是人工智能算力的基石，算电协同发展前景广阔。宇树科技期待与中国华能进一步增进合作，推动更多项目落地应用，深化算电协同发展。 中国华能与中国电信 签署数字化转型合作框架协议 2025年8月27日，中国华能与中国电信在集团公司总部签署数字化转型合作框架协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚，中国电信董事长、党组书记柯瑞文见证签约并进行会谈。 温枢刚表示，希望双方充分发挥各自资源和场景优势，进一步扩大合作空间、提升合作水平，推动人工智能技术与能源电力深度融合。柯瑞文表示，希望双方进一步加强在算电融合、人工智能、联合创新、人才建设等方面的深度合作，中国电信将积极推动协议内容落实落地。 华能西安热工院与华为 联合发布煤电智能副驾解决方案 2026年3月18日，华能西安热工院与华为技术有限公司联合推出了基于AI自主决策的煤电“智能副驾”时序运行控制解决方案。该方案旨在应对新型能源体系下煤电深度调峰常态化与安全运行的双重挑战，为煤电行业数字化转型提供可落地的智能决策支持。 华能水电×华为 签署深化合作协议 2026年4月14日至15日，华能澜沧江公司董事长、党委书记孙卫带队到华为技术有限公司开展交流学习，与华为高级副总裁杨友桂进行友好交流，与中国区电力系统部总经理李继光进行会谈，并签署深化合作协议。 李继光表示，期待进一步深化战略协同、完善联创机制，在AI大模型、水风光一体化数智运营、技术人才培养等方面持续深化合作层次、拓宽合作空间，携手打造示范引领的智慧清洁能源企业标杆，助推能源产业数智化迈向更高水平。 华电集团 中国华电与华为公司 签署深化战略合作协议 2025年1月13日，中国华电集团有限公司党组书记、董事长江毅在深圳华为坂田基地与华为技术有限公司创始人、CEO任正非座谈交流，与华为公司轮值董事长胡厚崑举行工作会谈并共同见证中国华电与华为公司签署深化战略合作协议。 华电集团与中国电信举行会谈 2025年10月24日，中国华电总经理、董事、党组副书记叶向东在集团总部与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行会谈。叶向东表示，中国华电愿积极联合中国电信，围绕新型能源体系和新型电力系统建设，以研用结合的方式，深化数智化赋能、绿电直供园区建设、量子技术在发电领域的场景应用等方面的务实合作。 华电四川公司与华为公司 签订战略合作协议 2025年6月27日，华电四川公司与华为技术有限公司在深圳华为坂田基地签署战略合作协议。华电四川公司党委书记、董事长王文德与华为董事、华为数字能源总裁侯金龙见证签约并举行会谈。 王文德表示，华电四川公司在加快设备换新全面提升能源供给保障能力的基础上，强化科技创新与产业创新融合发展，全力推进新能源大基地、算电融合开发建设，加快推动能源绿色低碳转型。希望双方以此次签约为契机，建立更加紧密的合作关系，共同推进数智化技术和电力行业业务场景深度融合，实现产业数字化、智能化转型升级。 国家电投 国家电投集团与华为签署深化战略合作协议 2025年4月2日，国家电投集团与华为在深圳签署深化战略合作协议，进一步加强双方在人工智能、数字赋能、战略性新兴产业等方面的合作。 国家电投、宁德时代联手 与华为数字能源就储能签约合作 2026年5月18日，国家电投集团旗下国宁新储（福建）科技有限公司与华为数字能源技术有限公司在上海签署全面合作协议，双方将聚焦储能产业高质量发展，深化全方位合作，助力能源绿色低碳转型。 国家能源集团 国家能源集团与中国电信会谈 2026年5月22日，国家能源集团总经理、党组副书记冯来法一行赴中国电信，与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行工作会谈。双方围绕进一步深化务实合作，共同推进算电协同、人工智能、量子技术在能源领域的应用创新进行交流。 国家能源集团、中国电信会见 2025年7月31日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团公司总部会见中国电信董事长、党组书记柯瑞文。 邹磊表示，希望双方立足现有合作基础，进一步拓宽合作领域，在数智化赋能、绿色算力中心建设、量子计算在能源电力产业应用等方面全面深化战略合作。柯瑞文表示，面向“十五五”，希望双方在人工智能大模型核心技术攻关、绿电与算力协同、量子计算应用等方面深化合作。 国家能源集团、华为公司会见 2025年9月4日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团总部会见华为技术有限公司董事长梁华，双方围绕深化战略合作、加快人工智能应用开发等进行座谈交流。邹磊表示，希望双方深化人工智能应用、能源产业技术创新、数据要素治理、人才培养交流等领域的战略合作。 大唐集团 大唐集团、中国移动旗下公司会谈、签约 2025年8月，大唐云南发电有限公司与中国移动云南公司举行会谈，双方围绕数字化转型、人工智能研究合作进行交流。大唐云南公司方面表示，双方可在“算电协同”领域深化合作，并探索人工智能技术在电力安全生产管控、智能决策支持等核心场景的创新应用。同年11月，黑龙江联通与大唐黑龙江发电有限公司签署战略合作协议，双方将发挥数字化优势，推动“绿色电力+高效算力”深度融合，形成能源与数字产业协同发展的良性生态。12月，大唐甘肃发电有限公司与中国移动甘肃公司签订战略合作协议，提出突出“算电融合”，构建“绿电-储能-算力”闭环体系，打造绿色转型新典范。 中国中煤 中国中煤与华为签署战略合作协议 2025年11月6日，中国中煤能源集团有限公司 （以下简称：中国中煤）与华为技术有限公司（以下简称：华为）签署新一阶段战略合作协议。中国中煤党委书记、董事长王树东在集团公司总部会见华为董事长梁华并见证签约。 根据协议，双方将在科技创新与相关产业发展、企业管理与人才培养、智能制造与数字化、供应链稳定与安全等方面开展深入合作。 中核集团 中核集团与中国移动签署战略合作协议 2025年9月消息，中核集团党组书记、董事长申彦锋在集团公司总部会见了中国移动党组书记、董事长杨杰一行。双方围绕5G、人工智能等方面开展深入交流并签订战略合作协议，未来将在通信基础设施、人工智能、产业数智化、科技创新、国际业务、资本运作等领域不断加强合作。

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。