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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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。