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Vol334.国家发改委出手统一电力现货市场规则

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10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件标志着自2015年新一轮电改以来，中国首次出台覆盖全国、统一适用的电力现货市场纲领性规则。征求意见稿明确，规则自2027年1月1日起施行，有效期5年，同时废止2023年发布的试行版本。所谓电力现货市场，就是经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。按范围分省间、区域和省三级，按时间分日前、可靠性机组组合、日内和实时四种。征求意见稿的核心变化集中在几个方向。第一，市场成员扩大了。除了传统的发电企业、售电公司和电力用户，文件首次以规则形式明确新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等"新型经营主体"可以参与现货市场竞争，并响应实时价格信号。这意味着储能和虚拟电厂这些过去主要靠政策扶持的行业，终于获得了正式的市场准入身份，可以通过市场机制赚钱。第二，价格机制明确了。文件原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。简单来说，就是哪里电多电价就低，哪里电少电价就高，让价格真正反映供需。经营主体有报价权和定价权，电网代理购电用户作为"价格接受者"不申报价格。文件还要求设置申报限价和出清限价，并建立发电机组运行成本补偿机制。第三，结算机制更透明了。现货市场采用"日清月结"模式，每日清分计算，每月结算。发电侧采用节点边际电价结算，用户侧暂按统一结算点价格。文件特别强调不得设置不平衡资金池，每项结算项目独立记录，不能再像过去那样用一个大池子掩盖盈亏问题。此外，文件还推动调频、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清，跨省跨区交易结果作为现货市场的约束条件。这份规则出台的背景是，中国电力市场化改革已经推进了多年，但各省现货市场规则各自为政，省间无法协同。2025年以来，一系列配套政策密集出台：年初的136号文推动新能源上网电量全面入市，电价由市场交易形成，结束了新能源享受保障性收购的历史；114号文从国家层面明确新型储能的容量价值，给储能发了"底薪"；4号文提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。到了2026年，山东、山西、甘肃等省份的现货市场已经连续运行，午间光伏大发时段现货价频繁出现零电价甚至负电价，辽宁在2026年1月创下连续9天负电价的纪录。这些现象说明，新能源大规模入市后，电价波动幅度远超以往，传统的计划定价模式已经难以适应新的电源结构。对储能行业来说，这份规则的影响尤为直接。过去五年，储能行业很大程度上依赖"强制配储"政策生存，新能源项目被要求配套建设储能才能并网。但2025年2月，136号文实际上抽掉了这条命根子，配置储能作为并网前置条件的要求被取消。储能的客户从"被迫买单的新能源开发商"变成了"精算到小数点后的电力市场"。现在，储能可以通过参与现货市场的峰谷价差套利、参与辅助服务市场获取调频收入、通过容量电价机制获得保底收益，多种收入来源叠加，商业模型才真正跑得通。广东在2025年12月已经率先让首批发电类虚拟电厂以"报量报价"方式参与现货市场交易，聚合了约3300万千瓦的可交易资源，约占全省风电、光伏总装机容量的40%，为全国性规则出台提供了先行经验。对新能源企业而言，规则意味着必须学会看价格信号来安排发电计划。文件支持新能源与场站配套储能作为联合报价主体参与现货市场，陕西现货市场的实践已经证明这一点——新能源利用率稳定在93%以上，实现了保供与消纳的双赢。但挑战也同样存在：现货市场的价格波动可能加剧新能源企业的收入不确定性，如何在低价甚至负电价时段减少损失，将成为企业运营能力的试金石。征求意见稿的公开征求意见期为2026年10月19日至11月18日。如果规则按此落地，2027年起中国电力现货市场将进入全国统一规则下的规范化运营阶段。对于发电企业、储能运营商、虚拟电厂、售电公司和电力用户来说，都需要尽快研究规则变化对自身业务模式的影响，提前做好市场参与准备。毕竟，当电价真

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Vol332.“宁王”跌掉一半，真正的坎在2027年

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2026年以来，宁德时代的股价经历了一轮令人瞩目的过山车。5月7日，A股股价一度冲上历史高点；9月15日，创业板第一大权重股低开低走、午后跳水，收盘暴跌6.2%，报316元，创下一年来新低；此后跌势延续，10月21日股价跌破230元，较年内高点回撤超过50%，总市值缩水至1.07万亿元。主流市场观点将下跌归因于“去宁德化”：多家车企调整电池采购策略、推进供应链多元化，试图降低对宁德时代的单一依赖。客户结构松动的担忧，叠加二线厂商的低价竞争，让市场对这位全球电池霸主的定价逻辑产生了动摇。但在我们看来，表层是情绪与客户结构的波动，底层则是锂电行业供需两端的“弱周期”困境：需求端，全球新能源车增速换挡，国内储能装机增长态势放缓，碳酸锂价格冲高回落，电池价格中枢持续下移，收入端的“量价”剪刀差不断拉大；供给端，近两年高速扩张的产能正进入集中兑现期，2026年半年报中在建产能高达764GWh（科普：按照1辆纯电车电池容量60度，1GWh可装配约1.7万辆汽车），一旦行业需求增量不及预期，这些“看得见的产能”就会变成产能利用率与折旧摊销的双重拖累。这轮困境，是行业从增量扩张进入存量竞争的必经阶段，还是宁德时代自身增长逻辑的拐点？我们拆开供需两端的数据，结合财报与产业周期，看看这位全球动力电池龙头，正处在怎样的周期位置。 01 动能切换：动力电池交棒储能，需求端在变弱宁德时代是全球最大的锂离子电池研发与制造企业。2025年，公司实现营业收入4237亿元、同比增长17%，归母净利润722亿元、同比增长42%，日均盈利约2亿元；动力电池全球市占率39.2%、连续九年居首，国内装机份额43.4%，储能电池出货量全球市占率30.4%、连续五年居首，市场份额与盈利规模均处行业首位。公司主营由此分为两大板块：动力电池系统面向新能源整车客户，为车辆提供驱动电能，是收入的主体，读者较为熟悉，此处不再展开；储能电池系统则是规模次之、增速与盈利俱佳的第二增长曲线。储能电池，通俗地说就是把电先存起来、需要时再放出去：风大光足、电价较低时充电，无风无光或用电高峰时放电，承担电能的时移存储与调峰调节。它之所以在这两年快速放量，是因为恰好踩在几条确定性需求的交汇点上。在国内，风电、光伏的大规模并网带来“弃风弃光”和电网调峰压力，储能是支撑“双碳”与新型能源体系落地的必需环节；在海外，地缘冲突推升电价、电网薄弱地区供电不稳，储能成为对冲能源安全焦虑、实现用电自主的重要工具，欧洲户储、新兴市场工商业储能由此高增；更新增的变量是海外AI数据中心的爆发式建设——训练与推理带来陡峭的用电负荷，配储可平抑峰值、保障供电连续性，正在成为储能需求新的增长极。 2025年，动力电池系统营收3165亿元，占营业收入的74.7%，同比增长25.1%，毛利率23.8%；储能电池系统营收624亿元，占比14.7%，同比增长9%，毛利率26.7%。需说明的是，储能收入增速低于销量增速：全年储能电池销量121GWh、同比增长29.1%。将时间轴拉长至2020—2026年上半年（见上图），公司的增长驱动力经历过一次清晰切换。2020—2024年由动力电池主导，伴随新能源车渗透率提升至超过60%，公司装机快速放量；储能则始终处于配角地位，收入占比由2020年不足4%缓步升至2024年约16%，期间的需求增量绝大部分来自动力电池。 2025年起动力电池增速开始换挡，储能随之接棒。2026上半年，储能业务收入达533亿元、同比增长87.5%，增速接近动力电池的两倍，收入占比由2025年全年的14.7%抬升至19.2%。整体可概括为前半程由动力电池拉动、后半程由储能接力。明确业务结构后，需求的来源随之清晰。我们发现，宁德时代的产品需求与碳酸锂的需求本质同源。碳酸锂的下游应用几乎全部集中于锂电产业链，动力电池与储能电池正是锂最主要的两大消费方向，而宁德时代的两大主业恰好完整覆盖这两大需求来源，二者在产业链上下游高度重合。这意味着下游电池的采购规模决定上游碳酸锂的需求体量，反之，碳酸锂的量价波动构成观察宁德时代需求的前置指标。过去三年，宁德时代股价与碳酸锂期货价格走势趋同性较强，二者锚定新能源车、储能同一终端需求。低点均落在 2024-2025年初区间：碳酸锂最低约60000元/吨，宁德时代股价低点约150元/股，随后二者低位震荡。自2025年下半年开启共振上行，同步冲高，高点集中在2026年3-4月：碳酸锂最高突破200000元/吨，相较低点涨幅约200%；宁德时代股价峰值超过460元/股，较低点涨幅超过两倍。2026年4月之后，终端需求边际走弱，锂价快速回落，股价同步回调，回调均超过50%。这一轮回落并非单纯的投机退潮，而更多反映需求端的边际降温。进一步检验需求曲线的方向，可将其三条主要下游数据并列观察，趋势高度一致。其一为新能源车：2026年1-9月规模以上企业新能源汽车产量1245.7万辆，增长12%，而2025年增速为25.1%，一年内接近腰斩；新能源汽车国内销量同比下降约11%、出口同比增长约1.3倍，内需的实际降温幅度大于总量数据显示的水平。其二为风光装机：受困于新能源发电效益向差，2026年1-8月风光发电新增装机仅150GW，大幅下降48%。风光发电装机增量与储能的关联在于，风光是储能的前置需求，电站建设节奏放缓将直接压制配储需求。其三为储能装机本身。一是成本端，2026年上半年碳酸锂价格涨幅明显，直接抬升电芯与系统造价，压缩储能项目内部收益率；二是收益端，储能装机并非线性增长——储能赚的是电网负荷不平衡的钱，装机越多，低谷充电、高峰放电越是在熨平负荷曲线，峰谷价差随之收窄，电站收益下降，反过来又抑制新增装机意愿。结果是2026年1—9月国内新型储能新增装机102.3GWh，同比仅增长6%，较2025年储能电池出货79%的爆发式增长明显放缓。三条链条相互印证，逻辑得以闭合：新能源车、风光、储能同步较2025年降速，作为上游前置指标的碳酸锂价格随之退烧回落，并将最终传导至宁德时代的经营端。本节的核心结论是，宁德时代面对的仍是一个增长延续、但增速显著放缓的市场，其需求的冷暖与碳酸锂高度同频——在相当程度上，理解了碳酸锂，也就理解了宁德时代的需求。 02 产能扩张：2027年产能集中投放，折旧压力将抬升需求端的降速只是故事的一半，另一半写在供给端。把宁德时代2020—2026年上半年的产能数据拉成一条时间轴（见下表），可以清楚看到一家龙头如何在需求最亢奋的年份选择了最激进的扩张。六年间，公司产能由69.1GWh一路抬升至772GWh（2026年半年报产能年化为1050GWh），产量由51.7GWh攀升至748GWh，规模扩张不可谓不迅猛。但真正值得警惕的不是已投产的产能，而是账面上仍在爬坡的在建产能。复盘其投放节奏，一个规律浮现出来：在建产能的峰值，往往踩在行业周期的顶点。2020—2022年碳酸锂价格自数万元一路上行、需求全面爆发，公司在建产能由77.5GWh增至152GWh，增长接近翻倍；进入2025年，行业产能利用率冲高至96.9%、储能需求超预期放量，公司再度加码，在建产能由219GWh跃升至321GWh，至2026上半年在建产能更骤增至764GWh，几乎与2025年产能持平。需求最好的时点扩最猛的产能，这种“顺周期”的资本开支选择，将为未来的产能消化埋下隐患。值得强调的是，产能利用率的高低并不能完全消解这份担忧。2025年96.9%的利用率看似接近满产，但那是建立在储能爆发、需求集中释放之上的一次性高点，而非可持续的常态；一旦需求增速回落，前期高投入形成的产能便会从“紧平衡”迅速转为“过剩”。换言之，当前的高利用率恰恰是激进扩张的理由，也是未来利用率下行的伏笔。 2024年的利润表，恰好提供了这种激进扩张在周期下行期侵蚀盈利的样本。那一年是碳酸锂价格跌落最彻底的年份，也是产能利用率回落至76.3%的时点。从量价关系看，公司电池产量由389GWh增至516GWh、增长32.6%，但营业收入却由4009亿元降至3620亿元、下滑9.7%——典型的"量增价跌"，多出来的产量没能换来同比例的收入，价格中枢的下移几乎抵消了全部的量增。更关键的是利润与产量的增速差。当年净利润540.1亿元、同比增长15.5%，明显低于32.6%的产量增速；折旧成本随产能释放而刚性抬升，管理费用、销售费用分别同比增长14.5%和17.1%，刚性支出并未随收入下滑而同步收缩。与此同时，资产减值损失由58.5亿元扩大至84.2亿元、同比增幅高达43.9%——存货与资产的减值，正是产能利用率偏低、产品价格下行的直接结果。这意味着在锂价深跌的环境下，新增产能带来的折旧摊销与存货减值首先吃掉了一部分利润，规模的扩张不仅没能增厚盈利，反而摊薄了单位产出所能获得的回报。沿着这条逻辑向后推，真正的压力窗口落在2027年。按照宁德时代之前的投产节奏，在建产能自披露之日起约一年内即可转化为真实产能，而2026年上半年764GWh的在建规模，意味着相当一部分将在2027年上半年集中投产、正式进入计提折旧的周期。问题在于时间点的高度重叠。2026年被普遍视为本轮碳酸锂价格的阶段性高点，若价格中枢不出现明显抬升，2027年的锂价相较同期大概率将有一段较大幅度的回落，进而传导至公司的定价与收入端。供给与需求在此错位：2027年产能集中兑现、折旧刚性抬升，恰逢需求边际降温，料成业绩承压最重之年；股价回撤，正是市场对这一错位的提前定价。 03 “造电池容易，但造好电池很难” 回到开头留下的那个问题：宁德时代正处在周期的什么位置？ 2025年年报的开篇，董事长曾毓群写下了一句话：“造电池容易，但造好电池很难。”这句话既是对整个行业的注解，也恰好点破了本文所说的“弱周期”困境的另一面：困境写在供需两端的量与价上，出路则藏在“能不能造出别人造不出的好电池”里。前两部分分别论证了需求端的同源降温与供给端的集中投放，这一部分把镜头拉回到公司差异化的厚度与当下的估值，能给我们哪些线索。先看差异化，起点是研发。2025年公司研发投入221亿元，占营收的5.2%，无论从绝对规模还是投入强度看，都是二线厂商的数倍。研发上的持续高投入，本质上是在为“造好电池”这件事不断加高护城河。这种投入落到产品上，体现为耐久性、循环寿命、快充与放电倍率等硬指标上的持续领先，神行、麒麟等高端产品长期卡位在行业第一梯队。更直接的证据藏在报表里：即便在2024年碳酸锂价格跌落最彻底、全行业陷入价格战的那一年，公司的动力电池毛利率仍守在23.8%、储能毛利率26.7%，明显高于二三线同行。换句话说，差异化让它在同一轮价格战中受到的侵蚀更小、维持盈利的能力更强。这正是“造好电池”对“弱周期”最直接的对冲，也是宁德时代与二线厂商在“量”的赛道之外，另开的一条“质”的赛道。最新的三季报提供了一个新的观察切口。 10月20日，宁德时代披露三季报，单季净利润同比仅增长14.5%，按照营收增速测算营业成本，同比多增约80亿元，是利润承压的主因。市场普遍解读为竞争加剧，次日股价下跌超过10%。但管理层在业绩交流会上给出另一种解释：前两年碳酸锂低价周期签订的历史长协低价储能订单，在三季度集中交付，属偶发性的成本错配。言外之意，四季度仍将恢复较好增速。究竟是市场认知过度，还是管理层粉饰，需要在2026年年报中观察、验证。笔者倾向于相信管理层。四季度盈利增速按15%测算，全年利润约912亿元；按前三季度的31.6%增速测算，全年利润约950亿元。当前股价对应的市盈率在11.3-11.7区间，而宁德时代过往的估值下沿约在15倍。对一家仍稳居全球第一、盈利规模在行业居首的制造企业而言，这个估值本身并不苛刻。按现有分红水平测算，对应的股息率超过4%。这个位置已经可以称得上是一个值得认真对待的机会区间。估值只是坐标，不构成答案。我们更感兴趣的，是接下来一两年里将陆续浮现的产业趋势。 764GWh在建产能陆续投产之后，两个此前悬而未决的问题会同时见分晓。其一，储能与人工智能数据中心的配储需求，究竟是政策与产业趋势驱动的“真需求”，还是被提前透支的账面需求。其二，在失去锂价红利、甚至需要面对降价压力的环境里，宁德时代的产品到底还剩多少差异化的分量。第二点尤其值得玩味。行业里流传着一句话：二线厂商最怕的，不是宁德做出更好的电池，而是宁德降价。因为一旦降价，凭借成本与规模优势，宁德完全可以把二三线供应商从整车的供应链里挤出去。反过来，这对车企未必是好消息——辛苦推进的供应链多元化可能重新失效，议价权再度向单一龙头倾斜。于是开头的问题有了答案的形状：这既是行业从增量扩张进入存量竞争的必经阶段，也考验着宁德时代自身的增长韧性。“弱周期”是供需两端共同的周期，不会因为谁是龙头就绕道而行；但差异化的厚度，决定了它在同一轮周期里能站得多稳、走得多远。如今，供需两端的压力已经写进了报表，估值也已经提前反应了大半，真正需要观察的，是产能集中投放之后的2027年上半年——需求是真是假、降价会不会来、“宁王”能否替代、差异化的护城河还守不守得住。

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Vol333.新型储能“巨系统”入选国家首批标志性场景

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10月20日，国家发展改革委发布首批136个标志性重大应用场景清单，由广东省发展改革委牵头申报、南方电网公司、广州市发展改革委和国家新型储能创新中心联合承担的“能源强国背景下新型储能安全高效可靠应用场景”入选，成为广东省入围的10项场景之一。10月22日，广州集中发布入选的7个场景，该储能场景位列其中。这一场景的核心不是再建一批孤立储能电站，而是把分散在主网、配网、微网中的储能资源纳入统一规划、统一设计、统一建设、统一调度的“巨系统”。项目范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南、江苏、内蒙古七省区，汇聚60余家企业、高校和科研院所，依托东西横跨2000公里的南方电网交直流混联大电网作为“超级中试平台”，常态化开放真实工况验证场景。国家新型储能创新中心同步开放测试、中试、实证平台，面向全行业提供场站级验证环境，可复现电网复杂工况与故障。建设层面，主网侧将在关键节点布局不少于200个储能项目；配网侧推动台区储能、线路储能和车网互动；微网侧打造零碳园区、算电协同、工业绿色微电网等场景。广州已具备一定基础，截至2026年10月全市新型储能装机规模达75.4万千瓦，预计年底超过80万千瓦，2030年目标为300万至500万千瓦。国家新型储能创新中心白云实证基地已建成150MW/300MWh，覆盖锂电、钠电、液流、半固态等多条技术路线，可为产品并网前提供试运行验证。从产业背景看，新型储能已被列为2026年政府工作报告明确的六大新兴支柱产业之一。截至2025年底，全国已建成投运新型储能1.36亿千瓦，同比增长84.3%，但行业同时存在“量增价跌”“建而未用”、商业模式不清晰等问题。广东新型储能产业出口居全国首位，目标是到2027年营业收入达到1万亿元。该场景依托南方区域电力市场健全容量补偿、辅助服务和现货交易规则，预计可拉动投资超千亿元；“十五五”末南方区域新型储能总装机预期超6000万千瓦，有望突破1亿千瓦，支撑4.6亿千瓦新能源装机。这一场景的实质意义在于把储能从“单个项目能不能并网”推进到“多技术路线、多主体、跨区域如何协同调度”。过去储能多为新能源场站强制配储，质量参差不齐，且缺乏真实电网工况下的长期验证数据。现在通过大电网开放验证、统一调度规则和市场机制配套，新技术可以在实际运行中迭代，产品并网前的安全可靠性也能得到更充分检验。后续关键仍在于三点：不同技术路线在真实电网中的长期可靠性数据能否沉淀；容量补偿、辅助服务和现货市场规则能否让储能获得稳定收益；跨区域调度、审批和数据共享机制能否真正打通。这三件事决定“巨系统”是停留在规划层面，还是能形成可复制的调度与商业模型。

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Vol331.英伟达给储能发"算力驾照"：首批仅3家过关

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9月22日，英伟达官网悄然上线了一项新的认证项目，NVIDIA DSX Ready。这项认证不面向GPU，不面向服务器，而是专门针对AI工厂基础设施中的电池储能系统（BESS）和冷却液分配单元（CDU）。首批获得BESS认证的企业仅有三家：日本的日立能源、韩国的LG新能源、美国的特斯拉。 DSX Ready的官方定位是帮助客户识别已完成AI工厂基础设施特定资格认证的产品和解决方案，降低集成风险。认证流程因部件类型而异：CDU供应商可通过自认证套件完成初步认证，BESS供应商则必须运行规定的认证测试，提交数据供英伟达审核批准。英伟达明确表示，通过认证不替代站点级工程，也不意味着站点级稳定性。这份认证的分量，需要放在AI数据中心用电需求的背景下理解。随着Agentic AI时代的到来，GPU集群在毫秒级窗口内从10%功耗拉升至满负荷，任务结束后瞬间回落，形成极强的阶跃式电力脉冲。一个100MW的智算中心，电网负荷可能在瞬间出现数万千瓦的暴涨暴跌。传统UPS和柴油发电机根本跟不上这种节奏，储能系统从"辅助角色"变成了AI工厂电力架构的核心组件。英伟达在2026年5月发布的《BESS Self-Qualification Guidelines》中，将认证边界牢牢卡在交流侧，核心考核对象是储能变流器（PCS）的控制能力，而非电池容量、电芯化学体系或直流侧拓扑。这意味着"堆电池"的思路完全失效，真正的门槛在于控制系统的动态响应精度。认证要求被量化到了极致严苛的程度。10项核心准入指标包括：孤岛模式自主稳定运行、AI负载自适应缓冲与动态响应、分级多模态电流限值保护、高低电压故障穿越、动态无功支撑、并离网无缝平滑切换、黑启动、高精度远程遥测遥控、控制环路动态畸变抑制、需求侧响应实时执行。电压电流测量精度必须控制在±0.2%以内，频率误差不超过±0.01Hz，通道间时间同步低于1毫秒。测试采用"硬件实测+电磁暂态仿真"双轨验证，涵盖12项全工况测试，强制要求SCR=2极限弱电网仿真，24小时SOC净漂移不超过±5%。除了技术门槛，商业化审核同样苛刻。企业必须披露过去12个月PCS真实出货数据、最大单次部署规模，提交未来24个月产能提升10倍的可执行计划，完整披露核心元器件单一货源及替代方案，设备设计寿命MTBF不低于15万小时，出厂需经72小时满载老化测试，平均维修响应时效不超过4小时。首批三家通过认证的企业，各有其过人之处。日立能源认证的产品为WD4 PCS+电池储能系统，功率5MW，储能容量10MWh，采用液冷PCS与模块化架构，在北美AI数据中心微电网项目中积累了储能并网与系统集成经验。LG新能源认证的是Vertech JF2 2HR/4HR AC LINK，功率5MW，储能容量10MWh，搭载磷酸铁锂电池，采用模块化设计，计划到2026年底在北美建成合计超50GWh的磷酸铁锂电芯产能。特斯拉认证的是Megapack 2XL，功率1.93MW，储能容量3.85MWh，为特斯拉当前主力电网级储能产品，单台集成电池模块、逆变器、热管理及控制系统，得州休斯顿附近的Megafactory年产能已达50GWh。三家企业的共同点在于：均在PCS的电网控制算法和构网能力上有长期积累，且在北美市场具备较强落地能力。特斯拉通过Megafactory本土化生产，LG新能源通过密歇根州兰辛工厂布局北美产能，日立能源则依托在北美电网侧的深厚工程经验。值得注意的是，英伟达官方使用了"At launch"（启动时）的表述，明确更多基础设施和软件类别将随时间逐步推出。这意味着当前三家是首批合格供应商，而非最终名单，后续批次扩容是大概率事件。但从首批名单来看，中国储能企业集体缺席。这一现象背后有多重原因。技术层面，英伟达的认证体系以北美电网标准（IEEE 2800、ANSI C84.1、NERC可靠性指南）为基准，中国企业在构网型PCS控制算法、极限弱电网仿真验证等方面的积累相对薄弱。市场层面，北美AI数据中心项目对本土供应链和工程服务能力要求极高，中国储能企业进入北美市场的门槛本就较高。商业化层面，24个月产能提升10倍的硬性要求，对多数企业的供应链管理和产能爬坡能力构成了实质性挑战。不过，中国企业并非完全没有机会。据公开信息，阳光电源、华为数字能源、智光电气等企业已在不同程度上推进AIDC储能适配工作。阳光电源专门成立了AIDC事业部，研发高压直流与构网型储能方案；华为数字能源的全直流源网荷储+800V高压储能系统已覆盖12项测试；智光电气的固态变压器+一体化BESS系统也完成了技术对接备案。从产业趋势来看，AI数据中心储能正在成为一个独立的千亿级增量市场。研究机构预测，2026年至2035年全球AI数据中心装机规模将以36%的复合增长率高速扩张，至2035年突破1100GW。适配AIDC场景的高压直流液冷储能系统，单瓦价格比普通工商业储能高出30%以上，项目毛利率普遍可达30%至40%。英伟达的DSX Ready认证，本质上是用算力平台的话语权反向定义能源基础设施的技术标准。它不具行政强制力，却凭借英伟达在全球AI算力生态中的绝对地位，快速成为全球高端储能市场的隐形入场券。对于储能企业而言，游戏规则已经从"拼产能、拼成本"切换到了"拼控制算法、拼系统集成、拼北美落地能力"。首批名单只是开始，真正的淘汰赛才刚刚发令。

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Vol330.南宁自动驾驶小巴开放试乘

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9月17日至21日，第23届中国—东盟博览会、中国—东盟商务与投资峰会在南宁举办期间，南宁市推出智慧驾驶小巴载客体验活动，这是广西首次在城市公共道路上应用自动驾驶公交场景。此次体验分为静态展示和实景试乘两部分。在南宁国际会展中心广场设有展示区，市民可以近距离参观车辆外观和车内设施，通过车载屏幕了解自动驾驶公交从概念到应用的过程。实景试乘路线为南宁那黄五象路口至南A中心研发基地，单次环线全程约2.5公里，主要围绕南A中心内环、外环线路开展园区接驳，承担园区内的通勤接驳任务。市民可通过"南宁轨道交通"App或微信小程序线上预约，也可在南A中心智慧停靠站点线下扫码预约，选择上下车站点方向、出行时段及乘车人数，预约成功后凭订单页"乘车凭证"即可上车，体验期间无需支付车费，运营时间为每日9:00至18:00。这款智慧驾驶小巴由南宁汽车集团联合行深智能共同研发，南宁公交集团配合开展道路测试和示范应用工作。车辆搭载智能调度系统，支持自动驾驶、预约乘车、报站等功能，可实现360°全方位感知、自主避障、红绿灯识别，车内显示屏实时显示行驶路线、到站信息和周边路况。每辆车配备安全员随车出行，遇突发事件或紧急情况时可随时接管车辆操控。去年东博会期间，广西申龙联合PIX推出的L4级无人驾驶智慧小巴RoboBus作为展会官方指定接驳车，在展馆内限定区域提供接驳服务。今年的智慧驾驶小巴走出展馆，进入真实道路环境，完成了从展馆内限定接驳到开放道路常态化运行的关键跨越。南宁在智慧公交领域的探索不止于此。2024年起，南宁在相思湖高校片区和龙岗片区试点推出"的巴"区域响应式网约定制公交服务，市民通过App预约，后台AI调度系统实时分析需求、计算最优路径并智能派车，实现"车找人"的出行体验，日均服务订单超500单，高峰期破千。2025年2月，南宁公交集团完成DeepSeek大语言模型的本地化部署，成为广西首个实现人工智能大模型自主可控的城市公交运营企业，调度响应速度提升200%。在无人驾驶方面，南宁目前仍处于示范应用阶段。五象新区已开展京东物流无人车配送试点，兴宁区金仑片区和五象新区核心区投放了L4级无人驾驶清扫车，覆盖18条道路、超30万平方米区域。南宁市交通运输局正在牵头起草智能网联汽车和无人驾驶装备道路测试与示范应用管理实施细则，现阶段暂不实行财政补贴政策，官方认定无人驾驶技术仍处于从道路测试向示范应用转换阶段。此次智慧驾驶小巴的开放试乘，是南宁在"AI+交通"场景下的一次公开实践，也是广西自动驾驶公交从封闭场地走向开放道路的重要一步。

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Vol328.二度出手，华能+宁德时代56亿投资新公司

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2026年9月21日，华能澜沧江古学（芒康）水电有限公司正式成立，位于西藏自治区昌都市芒康县，法定代表人为郭建文，注册资本56亿元，由中国华能集团、宁德时代两大头部企业共同投资成立。在股权结构上，华能澜沧江上游水电有限公司（华能集团旗下大型流域水电上市企业华能澜沧江水电股份有限公司（华能水电 600025.SH）的全资子公司）认缴出资49.84亿元，持股89%；宁德时代认缴出资6.16亿元，持股11%。经营范围上，精准锁定水力发电；太阳能发电技术服务；风力发电技术服务；储能技术服务等清洁能源全赛道。中国华能集团创立于1985年，是以电为核心、多能协同、创新引领、金融支持、全球布局的国有重要骨干综合能源集团，拥有华能国际、内蒙华电、新能泰山、华能水电、长城证券5家上市公司。华能水电是华能集团水电业务最终整合的唯一平台，是国家“西电东送”主力军，云南省最大的发电企业，云南省内装机规模第一、澜沧江-湄公河次区域最大的发电企业。宁德时代则以全域增量战略构建零碳能源生态。动力电池使用量连续9年全球第一、储能电池出货量连续5年全球第一、钠电池实现大规模量产。同时通过基金投资新能源产业链、人工智能及具身智能产业应用、科创等领域。不止于此，携手国家能源集团、中国华能集团、国投电力等央属国企，从电池产业到发电业务，提前布局水电。早在2025年11月，宁德时代入股国家能源集团大渡河丹巴水电站。总注册资本36亿元，成立国能大渡河（丹巴）水电开发有限公司。其中，国能大渡河流域水电开发有限公司、（四川蜀道清洁能源集团）四川铁能电力开发有限公司、宁德时代分别认缴20.2亿元、12.2亿元、3.6亿元，持股56.11%、33.89%、10%。丹巴水电站位于四川省甘孜藏族自治州丹巴县境内，是大渡河干流水电规划28个梯级电站的第9个梯级，装机115万千瓦，动态总投资152.73亿元，按计划将于2031年实现首台机组投产。丹巴水电站是《中华人民共和国民营经济促进法》出台后，国内首个通过公开遴选成功引入民间资本的大型水电项目。 2026年2月，宁德时代与华能水电合资成立华能澜沧江（昌都）水电有限公司。总注册资本48亿元，认缴出资5.28亿元，持股占比11%。从昌都到芒康，7个月内，宁德时代与华能水电完成第二度握手。经营范围涵盖水力发电、太阳能发电技术服务、风力发电技术服务、储能技术服务等清洁能源全赛道。 2026年7月，国投电力（600886.SH）公告，控股子公司雅砻江流域水电开发有限公司拟与宁德时代新能源科技股份有限公司合资设立雅砻江牙根水电开发有限公司（分别持股90%、10%，目前尚未成立），投资建设牙根二级水电站。雅砻江牙根二级水电站是雅砻江中游两河口至卡拉河段“一库七级”水电开发规划的第三级水电站，其上游为牙根一级水电站，下游为楞古水电站。电站总装机240万千瓦，安装4台单机60万千瓦的立式混流式水轮发电机组，预计年发电量约86.45亿千瓦时。项目总投资333.94亿元，总工期101个月，包括工程准备期、主体工程施工期和完建期；预计2035年首台机组投产，2036年全部建成投产。从时间线看，宁德时代在不到1年内，以10%至11%的参股比例，先后布局大渡河、澜沧江、雅砻江三大流域，快速切入大型水电开发，形成了对西南核心水电资源的网络化布局。

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Vol329.南网直接签约宇树科技，电力巨头为何急着“造人”？

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9月22日，南方电网与宇树科技在广州签署战略合作框架协议，董事长钱朝阳与宇树创始人王兴兴共同见证。两个月前，南网产融控股刚以战略投资者身份参与宇树科创板IPO，获配约1.36亿元。从资本绑定到战略签约，隔了没几天。机器人成电网“刚需”？电网系统数以万计的一线工人，每天在高空、高压、高危环境中巡检运维，这些岗位招工越来越难。机器狗不怕高压电，人形机器人不怕高空——这不是“替代人”，是“补上人补不上的缺口”。南方电网在具身智能上的布局比外界想象的深。自研“大瓦特”多模态大模型2.0，是电力行业首款通过中国信通院评测的工业大模型；自研“吠云”机器狗在东莞220千伏变电站单机替代9台传统设备；广州黄埔供电局已实现人机协同巡检，故障识别准确率超90%。但自研有边界。南网需要外部最强的机器人本体，宇树需要最丰富的真实场景。这场合作的本质，是“最强场景方”与“最强本体方”的握手。合作并非从零开始 2025年12月，宇树中标南网科技“多足智能巡检机器人II型”项目，首次进入南网采购体系。2026年8月，南网产融控股出现在宇树IPO战略配售名单上，与中石油昆仑资本并列。IPO时双方签订《战略合作备忘录》，约定在电网场景深耕智能化、无人化应用。 9月22日的框架协议，把“探索”升级为“共研、共建、共立、共融”，并增加了共同开拓国际市场的表述。从设备采购到资本入股再到战略签约，南网的目标很明确——在具身智能领域建立长期、深度的技术联盟。百亿市场已经开闸今年4月，国家电网内部印发《2026年具身智能发展规划》，计划采购8500台具身智能设备，总投资约68亿元——四足机器狗5000台、人形带电作业机器人500台、双臂巡检机器人3000台。叠加南网和地方能源集团跟进，业内预计全年电力行业具身智能投资规模有望破百亿。 6月，工信部和国资委联合发文，要求央企各选取不少于10个场景开展人形机器人实景实训。电力巡检、变电站运维、高危作业，正是具身智能最刚性的落地方向。宇树科技的位置很微妙。全球四足机器人市占率60%-70%，2025年人形机器人出货5500台居全球第一，扣非净利润5.91亿元，是行业里极少数既能量产又能盈利的公司。但国网采购名单上还有云深处、智元、优必选、傅利叶。南网这张战略签约，等于给宇树发了一张“优先入场券”。双方各取所需钱朝阳提出“标准共立”，这四个字含金量最高——谁参与制定行业标准，谁就在采购体系中拥有定义权。南网不想只做买家，它要做规则的制定者。王兴兴的诉求同样清晰。宇树2025年营收17亿元，但人形机器人在工业场景的收入占比仍有限。电力行业是它从科研教育和文化表演走向工业刚需的关键跳板。拿下南网的战略背书，等于同时拿到场景、订单和行业信用。框架协议签了，接下来看落地——联合研发团队何时组建？首个示范项目落在哪个变电站？人形机器人何时真正进入带电作业场景？这些问题的答案，将决定这场合作是实质性的产业变革，还是又一次漂亮的“仪式”。

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Vol324.“十五五”能源规划释放重磅信号！虚拟电厂、AI+能源、算电协同

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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。

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Vol325.长时储能（氢能）在新型电力系统中的应用

虫虫说储能

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。

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Vol326.阳光电源：大跌之际，重温基本面

虫虫说储能

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。

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Vol323电力央企已分别签下的“算电协同”协议！

虫虫说储能

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。

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Vol327.一年要赚1000亿，软银踏入储能江湖

虫虫说储能

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。

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