虫虫说储能

6月26日，国新办举行“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会。 国家能源局介绍了“十五五”时期加快新型能源体系建设有关规划情况，经国务院同意，《新型能源体系建设“十五五”规划》已于近日发布。《规划》总体目标是，到2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，有力支撑能源强国建设。经过未来五年发展，我国能源体系将呈现四个特征：一是安全韧性更足，能源综合生产能力将达到58亿吨标准煤，自主保障能力稳中有升，能源进口更加多元可控。二是能源结构更优，目前，我国电力装机规模已经突破40亿千瓦，预计2030年将达到54亿千瓦，其中，新能源装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体，煤炭和石油消费达峰。三是系统形态更新，加快构建坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系，初步建成新型电力系统。四是创新活力更强，产业链现代化水平显著提升，迈入世界能源科技创新国家前列；适应新型能源体系的市场和价格机制更加健全，基本建成全国统一电力市场。为了实现这些目标，我们在任务安排方面突出了“三个强化”。 第一，强化空间布局统筹优化。坚持“全国一盘棋”，统筹优化能源布局和流向。重点是，聚焦非化石能源规模化发展，打造“四基地+分布式”五大增长板块，支撑非化石能源消费比重达到25%。聚焦巩固化石能源生产基础，明确重点建设鄂尔多斯盆地等油气战略保障基地，优化建设五大煤炭生产基地。聚焦骨干通道布局优化，加强西电东送、西气东输等能源输送“大动脉”建设。 第二，强化体系建设战略协同。新型能源体系建设是一项系统工程，我们谋划了“六大体系”战略任务。构建坚强韧性的能源安全保障体系，提升能源战略安全、转型安全和应急安全能力。构建先进适配的新型能源基础设施体系，支撑能源转型发展。构建绿色低碳的能源消费体系，推进重点领域节能降碳，深入实施清洁能源替代。同时，构建自立自强的能源科技创新体系、协同高效的现代化能源治理体系、立体多元的能源国际合作体系。 第三，强化工程项目带动支撑。一方面，实施一批重大战略工程。高质量推进雅下水电等重大项目，建设“沙戈荒”新能源基地、水风光一体化基地、海上风电基地等，积极安全有序推进沿海核电建设。统筹推进油气“全国一张网”、新型电网等基础设施建设。另一方面，积极建设新产业新业态项目。推动电动汽车充电设施网络提质升级，布局建设风光氢氨醇一体化基地，建设光热发电工程，推进绿电直连和智能微电网发展，建成一批零碳园区。预计“十五五”能源重点项目和新业态投资保持稳步增长态势，总规模超过20万亿元。 顺应能源发展内外部形势，围绕安全保障、低碳转型、创新发展，我们还谋划了“三个重点”。 一是重点加强油气安全保障。加强国内生产，大力推进油气勘探开发。加强国际合作，巩固拓展油气多元进口。加大新能源发展力度，强化多种替代燃料战略布局，推进新能源重卡和船舶等规模化应用。 二是重点加强新型电网建设。新型电网是社会高度关注的“六张网”之一。我们将优化跨省跨区输电通道布局，加强各层级电网协同建设和运行，构建安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的主配微协同新型电网。 三是重点推动AI与能源双向赋能。深入实施“AI+”能源行动，加快推进能源系统数智化转型。同时，加强算电协同发展，统筹能源资源配置与算力设施建设，推动以电强算、以算促电。 相信经过未来五年的接续奋斗，一个安全韧性更足、能源结构更优、系统形态更新、创新活力更强的新型能源体系，将加快形成，为能源强国建设奠定坚实基础！ Q当前，国际地缘冲突持续扰动油气供应链，国内风光占比快速提升，带来系统波动风险。请问“十五五”时期，我国将采取哪些针对性措施，进一步增强能源安全保障能力，全方位提升能源自给与系统抗风险韧性？ A: 能源保障和安全事关国计民生。党的十八大以来，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，强调能源的饭碗必须牢牢端在自己手里。近年来，在党中央、国务院坚强领导下，国家发展改革委、国家能源局深入贯彻落实能源安全新战略，一手抓能源安全保障、一手抓绿色低碳转型，有力有效应对国际国内各类风险挑战。特别是今年2月底以来，全球能源市场出现剧烈波动，很多国家出现不同程度的能源短缺、油价暴涨、供应紧张，而我国能源体系经受住了冲击，供需总体平衡、价格总体稳定，展现了强大韧性。国际媒体评论，中国不仅成功抵御了外部冲击，还为稳定全球能源市场作出重要贡献。 “十五五”时期是基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，能源需求还要持续增长。我们将始终把能源安全放在首要位置，坚持底线思维、系统思维，重点做好三个方面工作。 第一，是做好化石能源的“开发”和“储备”。煤炭是我们稳定能源供应的最大底气，要立足这一国情做好煤炭基地建设。油气要加大国内勘探开发力度，稳定石油产量，增加天然气供应。同时，还要加强能源储备，健全油气储备体系，加强煤制油气产能和技术储备，完善煤炭产能储备，这样才能做到“风雨不动安如山”。 第二，是显著提升非化石能源供给。这是转型的需要，也拓展能源安全的新空间。“十四五”我国能源消费增量的45%，已实现由非化石能源保障，“十五五”这一比例将会进一步提升。我们将坚持风光水核等多能并举，构建新型电力系统，促进新能源大规模高比例开发利用，加快推动新增用电量由清洁能源供应。 第三，是扩大能源合作朋友圈。大家都知道，目前我国油气很大比例来自国际市场。我们将坚持能源进口多元化，加强与重点能源资源国的互利合作，与各国一道维护好能源运输通道安全，保障开放条件下的能源安全。对这些重点工作，《规划》都一一作了具体部署，目的就是打造坚强韧性的能源安全保障体系。 Q“十五五”是实现碳达峰目标的决胜期，能源领域是碳达峰的主战场。请问《新型能源体系建设“十五五”规划》在提高非化石能源供给比重、推进化石能源有序替代、节能降碳等方面设置了哪些指标？将采取哪些具体措施，推动碳达峰目标按时完成？ A: 如期实现碳达峰的目标，是中国对国际社会的承诺。当前，能源领域排放占二氧化碳排放的80%以上。正如刚才你提问的减排的主战场。“十五五”时期，我们将以更大力度、更实举措，加快低碳转型，让绿色成为高质量发展的鲜明底色。 在发展目标上面，我们围绕转型降碳设置了5项强化指标。其中，非化石能源消费比重、非化石能源发电量比重、电能占终端能源消费比重这3项指标，是接续“十四五”的指标，而且我们提出了更高的目标；同时，我们设置了2项新的指标，一项是单位发电量碳排放指标，“十五五”的目标是下降10%以上，这个指标是反映我国电力系统绿色转型和效率提升的综合性指标；另一项是重点行业节能量指标，通过节能降碳改造和技术创新，重点行业“十五五”期间将节约用能1.5亿吨标准煤以上。 路线图有了，关键在落实。在具体举措上，我们将在能源供给侧和消费侧同向发力、协同降碳。在供给侧，我们将在增量和存量上做文章。增量方面，主要是做大清洁能源供应。大力推动非化石能源规模开发，到“十五五”末，非化石能源装机预计将超过35亿千瓦，比“十四五”末期增长近50%。其中，风电、太阳能发电装机将达到28亿千瓦以上，为实现2035年国家自主贡献目标奠定坚实基础。在存量方面，主要做好传统能源转型。强化煤炭绿色开采和清洁生产利用，推动油气开采和炼油行业绿色低碳发展，加强煤炭、油气、煤电等与新能源融合，实施新一代煤电改造升级。 在消费侧，我们主要抓节约和替代两个方面。首先是抓好能源节约利用。加强工业领域节能高效生产工艺和技术应用，推动传统产业节能降碳改造以及算力等新型高载能产业的节能提效，加强建筑能效管理，深化公共机构节能降碳改造。另外，也要抓好用能清洁替代。实施可再生能源消费最低比重目标制度，加快热力系统绿色低碳转型，推动建成100个左右国家级零碳园区，推动光伏建筑一体化，推动新能源重卡等规模化应用，建设低碳零碳运输走廊。同时，我们还将培育壮大绿证绿电市场，加强非化石能源电力消费核算，加快完善政策机制，激发生产生活的节能降碳潜力，不断提升能源消费绿色低碳化水平。 Q“十四五”时期，民营企业在能源领域作出了重要贡献，请问“十五五”时期，我们将聚焦哪些具体领域，采取哪些措施，进一步扩大民间投资，激发民营企业活力？ A: 民营企业创新活力强，一直以来都是推动能源高质量发展的生力军。当前，我国能源绿色低碳转型步伐加快，新模式新业态加速涌现，为民营企业发展提供了新蓝海。“十五五”期间，我们将坚持开门搞建设、服务促投资，加力支持民营企业投身新型能源体系建设。 在能源重大项目上，扩大民营企业投资空间。对具有一定收益的核电、水电、油气储运设施等重大项目，逐一论证民营企业参与的可行性。当前，民营企业已参与12个核电项目，股比最高达20%。“十五五”期间，我们将继续推动能源项目敞开大门，出台民营企业参与大中型水电等项目投资指引，让企业投资有方向、收益有保障。 在新模式新业态上，支持民营企业大展身手。在目前已审批的105个绿电直连项目中，民营企业的项目占一半。当前，多用户绿电直连政策已经出台，进一步激发民营企业投资零碳园区、工业绿色微电网和综合能源服务的积极性。我们将进一步完善电力市场和价格机制，支持民营企业投资虚拟电厂、充电设施、新型储能等项目。 在优化营商环境上，为民营企业提供更好服务。集中整治招投标乱象、光伏行业无序竞争、强制产业配套等行为，持续推进电网、油气管网等基础设施对民营企业公平开放。简化项目审批流程，推行“一网通办、一窗受理”，提升“获得电力”服务水平，让企业少跑腿、好办事。定期开展政企对话、评估政策效果、回应发展诉求，当好企业贴心人。 “十五五”期间，我们还将陆续出台新的改革创新举措，让民营企业在能源领域投资空间更大、机会更多、信心更足。 Q近年来，我国全社会用电量屡创新高，在各方共同努力下，能源电力保供始终平稳有序。受气候变化影响，新能源装机占比不断提升等因素的影响，“十五五”期间如何确保电力安全供应？今年的夏季能源迎峰度夏准备情况如何？ A: 去年，我们国家的全社会用电量和最大负荷都创了新高，我们采取积极有力的措施，电力供应始终平稳有序。“十五五”时期，随着算力用电的激增，电动充电设施的需求快速增加，以及其他行业和居民生活用电的刚性增长，我们预计全国年均用电增量将达到6000亿度左右，相当于每年新增一个中等经济体量国家的用电水平。 为此，我们将从源网荷储各个环节协同发力，采取更加有力有效的措施。电源侧，要加快形成绿色低碳的供给格局，继续发挥好气电、煤电的兜底保障作用。电网侧，要加快新型电网建设，提升电力互济能力和安全韧性水平。用电侧，要大力发展虚拟电厂，激发用电侧的协同响应能力。储能侧，有效发挥新型储能作用，增强用电高峰时段的顶峰能力。总之，在党中央、国务院的坚强领导下，在有关部门的大力协同下，国家发展改革委、国家能源局将全力做好各项保供工作，我们有信心有能力保障好“十五五”时期全国的电力供应。 当前迎峰度夏保供工作已经全面展开，我们研判全国电力供需总体平衡，其中华东、华中（含西南）、南方区域的部分省份供应偏紧，通过跨省区的电力互济等手段，这些地区的电力供应可以得到有效保障。下一步，我们将每日滚动研判全国电力供需情况，强化水电站来水、电厂存煤供气等监测预警，推动保供电源应投尽投，夯实煤电兜底保障作用，确保气电在高峰时段能够顶得上、发得稳。同时，发挥好大电网、大通道、大市场作用，充分利用输电通道的送电能力和各地富余资源，错时、错峰地开展省间市场化交易互济。针对供应偏紧地区，制定一省一策的工作举措，及时有效应对极端天气等情况下个别省份可能出现的供应紧张问题，坚决守住大电网的安全和民生用电底线。 Q自2021年以来，中国加快了新的燃煤电厂的审批。我们也看到，煤化工项目投资显著增加，这一趋势的驱动因素是什么？这一扩张是否会持续到本个五年规划期结束？应如何在能源安全与气候目标之间取得平衡？ A: 从全球看，化石能源利用有两个普遍性特点。第一个特点是，化石能源仍然是目前各国保障电力系统安全稳定的基石。像欧美国家主要是靠燃气发电来支撑调节，中国因为自身能源禀赋，主要是靠煤电来调节。目前，中国火电装机比重占比大约40%，这低于世界平均水平。近年来，中国新能源发展成就举世瞩目，贡献了全球新增风电光伏装机的一半以上，这么快速发展的背后，离不开火电提供的灵活调节能力。中国统筹传统能源转型与新能源快速发展，走出了一条清洁低碳安全高效的高质量发展之路。“十四五”以来，我国煤电装机占比由49%降到了32%、发电量占比由61%降到51%，煤电污染物排放标准和气电相当。“十五五”时期，为支撑新能源快速发展和保障用能需要，还要继续发挥煤电的作用。 第二个特点是，全球化石能源利用正在逐步由燃料向原料转变。近年来，中国不断加强煤炭清洁高效利用，提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，加快煤炭产业转型升级。 关于能源安全与气候目标，我相信大家也看到了，党的十八大以来，我国统筹推进能源安全保障与低碳转型，既建成了全球最大的可再生能源体系，也让能源安全得到了有效保障。“十五五”我们将继续做好相关工作，一是非化石能源方面，要做到多而优，就是要更大力度发展非化石能源，加快提升新能源的安全可靠替代能力，大力发展新型储能等新的调节能力，尽可能降低对化石能源的依赖。二是对化石能源，做到少而稳，立足保障能源安全，按照系统最低需要来科学合理部署化石能源的开发利用，以能源的稳定供应更好支撑经济社会发展。 Q我国人工智能产业规模持续增长，预计到“十五五”末将突破10万亿元。请问人工智能在能源领域的具体应用场景有哪些？人工智能发展的背后是算力，算力背后是电力，我国要如何推进算电协同布局？ A: 当前，人工智能与能源已驶入双向赋能的“快车道”。能源领域人工智能的应用场景，主要体现在三个方面。 提质增效方面。辅助完成智能巡检、缺陷识别等复杂但重复的劳动，提升工作效率。比如，石油行业的“昆仑”大模型，将油气勘探开发的计算效率提升10倍以上，为油田开发方案优化提供了更精准高效的决策支撑。 破解难题方面。随着高比例新能源大规模接入，电力系统更加复杂，很多传统方法难以应对的问题，人工智能可以很好解决。比如，电力行业的“驭电”大模型，实时应对风电、光伏出力的波动变化，辅助生成电网调度方案，可以进一步提升新能源消纳水平。 智能运行方面。人工智能的应用，逐步实现从辅助决策向自主执行跃升。比如，在配电网发生故障时，“光明电力”大模型可以像“医生”一样，实时感知线路异常、精准定位故障点，实现智能化修复。 同时，人工智能爆发式增长带动用电量激增。比如，每让人工智能生成5秒高清视频，用电量相当于充满10部手机。针对这种爆发式增长，我们将按照“以电强算、以算促电”的要求，统筹能源资源配置与算力设施建设，多维度推进算电协同。 首先，在规划布局上加强协同。西部地区，统筹国家算力枢纽布局与大型新能源基地规划建设，推进算力设施与电力系统协同建设。东部地区，推动分布式算力与分布式电源、微电网、虚拟电厂协同规划，就近响应算力需求。 第二，在政策体系上加强协同。鼓励具备条件的算力设施绿电直连，支持算力设施参与绿电绿证交易，鼓励算力设施作为灵活性调节资源参与电力市场，推动算力设施与新型电力系统良性互动。 第三，在运行调节上加强协同。根据不同算力任务用电特征和调节潜力，优化算力负荷安排。比如，对要求高可靠性、低时延的算力任务，重点保障稳定供电；对时延容忍度较高的算力任务，引导其主动适配电网调峰需求。 Q“十五五”规划提出，到2030年将基本建成全国统一电力市场。当前，新能源正大规模高比例地进入电网，对我们电力市场的价格机制和跨区互济带来新的挑战。请问下一步我们如何完善市场建设，能够更好适应这些新变化。 A: “十四五”期间，全国统一电力市场体系已经初步建成，市场实现了多层次、多品类的协同，电能量、辅助服务、绿电绿证、零售市场等功能实现互补，煤电、工商业用户已全面入市，市场成为配置电力资源的重要手段。 新能源快速发展给电力市场带来了“新课题”，“十五五”时期，我们要锚定全国统一电力市场基本建成这个目标，重点从“市场渠道、交易周期、治理水平”三个方面发力，进一步建好电力市场。 第一，畅通消纳新能源的市场渠道。电力是需要实时平衡的，市场也需要动态响应。新能源发电不稳定，电力市场可以加强调节来消纳，促进资源的优化配置。比如，在省内电力交易市场方面，将推动现货市场全面转入正式运行，健全辅助服务、零售等市场品种，让调节性电源、用户侧资源潜力充分发挥；在跨省跨区电力交易方面，中长期交易为新能源跨省消纳提供了“基本盘”，省间现货、区域省间互济交易则是应对风光短期波动的“适配器”，常态化开展跨电网经营区交易，我们也实现了国家电网和南方电网的实时交易，可以让富余风光电跨越千里、送进千家万户，把输电通道的输送能力用得更足、用得更好。 第二，优化适配新型电网的交易周期。推动电力市场交易周期，我们向“更长和更短”两个方向协同，更加精准地匹配新能源的发电特性。“更长”方面，就是拉长周期、稳住预期，鼓励发电、用电双方签订多年期电力交易合同，实现中长期市场全年无休、连续开市，让新能源的绿色价值一直能看得见、锁得住。“更短”方面，就是要缩短周期、灵活交易，用好现货、辅助服务等短期市场，精准体现电力在时间上、空间上不同的价值，适配新能源、新型储能、虚拟电厂等高频次灵活交易的市场需求，给新型电网稳定装上“调节器”。 第三，提升统一电力市场的治理水平。市场建成了，要用得好、稳得住。我们将加强多部门的协同监管，构建政府主管部门、能源监管机构、交易机构、市场管理委员会等多方联动的协同管理体系，坚持一把尺子量到底，坚决破除地方保护、市场壁垒，坚决整治行政干预市场、价格串通、滥用市场支配地位等行为，坚持统一市场规则，紧盯零售市场全流程的风险，全面提升市场治理水平。 Q党的二十届四中全会首次对“新型能源基础设施”作出部署，“十五五”规划提出要加力建设新型能源基础设施。请问新型能源基础设施有哪些特点？将如何落实推动好这项工作？ A: 我们理解，新型能源基础设施是新型能源体系的“大骨架”“硬支撑”，是适应能源变革、服务转型发展的现代化基础设施，能让风光水电等清洁能源送得出、接得住、用得好，具有坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效等鲜明特征。“十五五”期间，我们将重点围绕三个方向，进一步加快布局建设新型能源基础设施。 第一个方向，是加快布局促进新能源发展的能源基础设施。我们将优化开发方式，建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化等清洁能源基地，因地制宜发展绿电直连，建设低碳零碳油气田，推动新能源集成融合发展。同时，提升新能源的接入和消纳能力，加快打造安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，推动源储调节能力增长40%以上。 第二个方向，是加快布局新技术新模式带动的能源基础设施。这类基础设施包括可再生能源制氢、绿色燃料、充电设施、核能综合利用、虚拟电厂、综合能源站等，这里给大家提供一组数据：到2030年，我国的充电基础设施将达到4000万个、实现倍增发展，未来充电将更加方便。可再生能源制氢规模将达到200万吨，用于钢铁化工生产等，重工业将更加清洁。虚拟电厂的调节能力将达到5000万千瓦以上，相当于50台不烧煤的大型火电机组。 第三个方向，是加快传统能源基础设施数智化转型。前段时间我们组织开展了“人工智能+”能源融合试点，推出了智能电网、智能煤矿、智能油气田、智能电厂等领域51个高价值应用场景，全方位提升基础设施智能化水平。接下来我们还会持续深化应用场景开放，加快推动场景落地。 Q中央部署统筹推进水网、新型电网等“六张网”建设，而新型电网是新型能源体系核心支撑。在“十五五”期间新能源装机快速增长，对电网承载和调节能力提出了更高要求，请问国家能源局在新型电网建设方面有哪些系统性部署？如何保障多元性的电力需求？ A: 党的十八大以来，我国电网发展取得了举世瞩目成就，建成了全球新能源并网规模最大的电网，也是输电电压等级最高、输电能力最强的大电网，这张大电网承载了每年超过10万亿度的用电量，始终保持了安全稳定运行。目前，全国220千伏及以上的输电线路长度超过了百万公里，新能源并网规模超过了18亿千瓦，建成了24条特高压直流大动脉，西电东送规模达到了3.4亿千瓦，现在越来越多西部绿电正在通过这张大电网“闪送”至东部负荷中心。 新型电网是国家布局“六张网”重大基础设施的重要组成部分，也是新型能源体系建设和新型电力系统的重要载体。建设新型电网，可以更加有力促进新能源的开发与消纳、更加灵活支撑算力高速发展、更加可靠保障新兴产业供电质量、也可以更加高效满足电动汽车充电需求。目前，我们正在按照党中央、国务院统一部署，加快研究制定新型电网建设实施方案，加快打造安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，“十五五”全国电网固定资产投资将达到5万亿元以上。下一步，我们将重点聚焦“三个新”。 第一个“新”，是完善电网新架构。要着力构建主干电网、配电网和微电网协同发展的新型电网平台，强化电网安全韧性，守牢大电网安全运行底线。“十五五”期间将新增投产15回特高压直流绿电大通道，西电东送规模超过4.2亿千瓦。同时，建成6个以上互济工程，提升电力互济能力约4000万千瓦，推动配电网数智化升级改造，加快智能微电网发展，升级充电网络，推动车网互动，加快大功率充电设施和电动重卡充换电设施建设，支撑保障超过1.1亿辆电动汽车的充电需求。 第二个“新”，是攻关突破关键新技术。要加快构网型技术、长时储能技术、100%新能源大基地输电技术等创新应用，实施“人工智能+电网”工程，给电网装上智慧的“大脑”。 第三个“新”，是推出更多更好新服务。“十五五”期间，要持续优化新能源接网送出服务，大幅增强系统的调节能力。到2030年新型储能规模达到3亿千瓦，服务保障28亿以上新能源高水平消纳。加强算电协同，服务支撑智算、通算、超算等不同特性的算力用电需求。有效提升供电质量，推进供电服务普惠化，加快实现从“用上电”到“用好电”“用绿电”的转变。 Q《新型能源体系建设“十五五”规划》提出统筹“西电西用”与“西电东送”，请问未来我国区域能源部署将如何统筹协调？全国能源生产消费格局将会有哪些新的变化？ A: 我国能源生产主要集中在西部地区，能源消费主要集中在东中部地区。长期以来形成了“西电东送”“西气东输”“西煤东运”“北煤南运”这样的总体格局。“十五五”期间，在扩大“西能东送”的同时，要加力推进“西能西用”。 “西能东送”要进一步扩大规模，切实保障东中部地区用能需求。电力领域加快“三北”风电光伏等清洁能源基地建设，还有外送通道建设，预计新增西电东送能力8000万千瓦以上。油气领域，加快西气东输通道建设。煤炭领域，持续优化煤炭运输布局，着力扩大疆煤外运规模。同时，我们还将推动东中部重点用能地区挖掘潜力，加强本地非化石能源的就近开发利用，合理布局新增支撑电源，推动“电从远方来，也从身边来”。 “西能西用”要进一步加强产能协同，稳步引导生产力的布局优化。引导高载能产业有序向西部转移，推动先进制造业、算力、氢能等产业布局与清洁能源基地开发协同，促进用能产业空间布局优化。未来，西部地区不仅向外送电、送煤、送气，还要向外送产品、送Token。 下一步，随着“西能西用”和“西能东送”的深入推进，未来全国能源生产消费格局也将产生新的变化。这里有两个变化值得关注。一是清洁能源与产业融合的趋势将加快，更多的高载能、低排放产业和项目将落地西部、用上清洁能源，产能融合将成为西部经济发展的新动能。二是产生新的清洁能源输送形态，《规划》提出在西部北部地区部署一批绿色氢氨醇项目，加强输氢管网布局引导，新能源跨省区外送将不仅有电的形式，还可以通过氢能和绿色燃料的形式送出。 Q“十五五”能源重点项目和新业态投资将超过20万亿元，请问《新型能源体系建设“十五五”规划》安排了哪些重大工程项目？这些投资对推动经济增长将发挥什么作用？ A: “十五五”能源规划中，既有能源生产输送的“大”工程，也有体现能源新质生产力的“新”项目。总的看，这些项目可以分为三大类： 第一类，用于强化能源安全保障。主要包括油气、煤炭、支撑性电源和煤制油气等，这些是能源保供的基本盘。未来投资将保持稳中有升的态势，五年总投资规模比“十四五”增长10%以上。 第二类，用于推进绿色低碳转型。主要是实施非化石能源十年倍增行动。电源侧，新能源主体地位将更加突出，占电源投资的比重进一步提升到接近60%。电网侧，建设跨省区输电通道、省间电力互济工程、电网主网架、配电网和智能微电网，让电力系统韧性更强、资源配置水平更高。“十五五”电网投资比“十四五”增长30%以上。这些项目建成以后，大家用的电将更清洁、更绿色。 第三类，用于推进新质生产力发展。主要包括布局一批绿色氢氨醇生产基地项目，拓展多用户绿电直连场景，建设包括新型储能、综合能源服务、虚拟电厂、算电协同等新产业新业态项目，这些新项目“十五五”投资规模将超过2万亿元，既是拉动投资增长的“新引擎”，也为能源转型发展打开“新空间”。 能源项目投资规模大、带动效应强，这20万亿投下去，将有效带动科技研发、装备制造、施工建设等产业链上下游全面发展，为经济高质量发展注入强劲动能。

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。