去年12月25日，一纸23亿元索赔诉讼，将国内动力电池行业一起重大质量纠纷推向台前。 根据欣旺达发布的公告，欣旺达旗下动力电池业务子公司——欣旺达动力，被吉利集团动力电池子公司威睿起诉，起诉原因是欣旺达动力在2021年6月—2023年12月，向威睿动力交付的电芯存在质量问题，威睿基于此向欣旺达动力索赔23亿元。 极氪在2024年发布的用户通知显示，2021-2023年间交付的极氪001 WE86版，大批量暴露充电变慢、电池异常衰减等问题。 而极氪001 WE86版所搭载的电池包，其核心零部件——电芯采购自欣旺达，电池的PACK和BMS则由威睿自研。 极氪001是极氪品牌的第一款车型，基于极氪旗下的SEA浩瀚架构打造，定位纯电轿跑市场，起售价超过25万元。这款车首次发布于2021年，此后几经改款，其中2021-2023款极氪001所用的电芯，分别来自宁德时代和欣旺达，搭载欣旺达电芯的车型是极氪001 WE86版。 发现问题后，极氪在2024年10月，以 “冬季关爱活动”名义，为2021-2023款极氪001 WE86版车主免费更换电池包，并在2024款及2025款极氪001上，全面弃用欣旺达电芯。 威睿认为，充电变慢、电池包衰减等问题，是由于欣旺达交付的电芯，工艺、材料不符合此前签订的技术协议，因而更换电池包的成本，及极氪品牌形象受的损失，应由欣旺达承担。所以它向欣旺达索赔23亿元。 但欣旺达指出，威睿采用过于激进的充电策略，且“锁电”操作改变了电池使用条件，才是问题的诱因。此外，欣旺达曾在接受媒体采访时表示：“已对同款电芯进行了大量测试，目前采用我们自主设计的电池包系统提供给其他客户，尚未出现任何质量问题。” 23亿元的赔偿，对于欣旺达而言，当然是一记重创。据欣旺达港股招股书显示，2022年-2025年一季度，欣旺达归母净利润分别为10.68、10.76、14.68、3.86亿元。这意味着，一旦威睿胜诉，欣旺达将损失约两年的归母净利润。 在C端用户处的企业形象受损，从而影响后续客户开发，是这起案件给欣旺达动力，蒙上的另一层阴影。有欣旺达人士告诉36氪：“现在情况对欣旺达很不利，许多客户都在观望。” 于整个汽车行业而言，这起纠纷揭示了车企通过自制电池包，掌握核心零部件自主权的隐忧。 近年来，为了减少对动力电池龙头企业的依赖，获取更高的定价权与定制权，零跑、理想、小米等车企，都自研了PACK与BMS、从电池厂商处采购电芯。但如今欣旺达动力与威睿的官司，将这种模式的一大隐患，摆在了众多车企面前。 难以把握的电芯品控、尖锐的R角 此次欣旺达动力与威睿的纠纷，其核心争议点在于，电芯与BMS，谁该为电池包质量问题负主要责任。 在电池包中，电芯是最核心的零部件，很大程度上决定了电池包电量高低、整车续航等；BMS则在很大程度上决定了电芯如何被使用，它好比是电池包的大脑。二者都能影响电池包的性能表现。 根据欣旺达的公开说法，极氪001 WE86版的同款电芯+欣旺达自主设计的电池包系统，“提供给其他客户，尚未出现任何质量问题”。这并不足以成为，定性威睿BMS责任的依据。 有电池工程师对36氪表示，一般来说，“同款电芯”意味着，欣旺达动力供应给其他客户的电芯产品，其设计方案，与极氪001 WE86版所搭载的电芯一致，但未必是同批次产品。 而不同批次的电芯间，很可能存在着工艺、材料等方面的差异。“就算工艺、材料都一样，不同批次的电芯间还是有差别的；同一材料厂生产的材料，但材料批次不一样，材料间也会有一定差异。” 这与动力电池厂商，及其材料供应商，对生产一致性的把控有关。 “行业经历了这么多年发展，大家用的设备基本上差不多，用的测试指标都是那400多项”，动力电池技术路线在逐步收敛，“现在电池厂商之间的竞争，越来越强调制造的一致性，但一致性不是那么好做的”。 一位电芯工程师对36氪讲述了一个常见的案例： “生产过程中，产线上可能会有一些金属碎屑，这些碎屑很小，未必能被检测到。 它们进入电芯后，短时间内可能没有问题，但电芯在充放电过程中，会因呼吸效应膨胀收缩，这时，金属微粒很可能随着电芯的膨胀收缩，不断摩擦隔膜，最终把隔膜摩穿，使正负极直接接触，之后电芯便会微短路。 微短路之后的电芯，释放的电量会低于正常电芯，电压变化也会加快。这样一来，整个电池包的循环寿命都会出问题。 因为根据木桶效应，哪怕电池包中只有一个电芯出了问题，整个电池包的放电量都会变低。” 除此之外，极氪001 WE86版搭载的电芯，全都是采用卷绕工艺。因此也有电池行业人士提供了这样一种分析思路：“早期，行业对卷绕工艺的设计、控制经验不足，所以R角也很可能是引起质量问题的一大因素。” 所谓R角，“好比是学校操场跑道上，直线和曲线连接处的那个圆弧角”。在卷绕过程中，如果这个角被折成了尖锐的直角，甚至是锐角，时间一长，隔膜便会被这个角刺穿，造成电芯短路。 “电芯的问题不难被定性出来。”PACK厂商可以先只更换电芯，进行初步锁定，之后通过照CT对电芯做拆解分析，以及镜像分析、材料分析、R角分析等，最后能够锁定出带有同样问题特征的电芯。 “PACK厂商需要理解电芯的那100多项设计指标， 把这些指标全列出来，一个个去测试，最终都能测试出来。就算研发阶段没测试出来，到大线上批量生产后，都能测试出来。” 极致的BMS策略+略有缺陷的 电芯，未必会出故障 但欣旺达关于BMS的说辞，也不完全是无的放矢。电池包中的BMS，是由BCU等硬件+软件算法构成的一套系统，电池包的这个“大脑”聪明与否，的确关系着电池包的性能表现。 一位有着多年BMS研发经验的工程师，为36氪描绘了一个可能出现的情境—— 电动汽车都可以自动回收能量，或者滑行回馈。车的加速踏板一松开，动能就会转化为势能，“相当于电池开始充电了”。 “根据锂电池的特性，环境温度25摄氏度时，电池包的能量回收能力最强，给电池包多少电量，它都能接住。 但如果温度太低，比如在零下5摄氏度时，电池包可能只能接受50安培电流的回馈。这时如果往电池包里充55安培，甚至60安培电流，那么根据锂电池的特性，电芯很容易析锂。” 于是BMS开始起作用了。 “它会保护电池包，回馈给电池包的电流太大了，车上的故障灯会亮，电流再大一点，BMS就直接下高压。可如果BMS算法一直介于下高压和报故障中间，就是它在不停试探电芯的能力边界。”时间久了，电芯就更容易衰减，出现压差变大等问题。 这位BMS人士解释，这种情况，可能会同时涉及到BMS和电机。 “一方面可能是BMS策略没做好，另一方面，也可能是控制精度问题。比如联电、汇川的电机，控制精度高，在零下 5 摄氏度的时候，它可能最多让51安培的电流进入电池包，51安培相较50安培，已经是高了2%。 2%是行业里不少BMS 控制策略里面的极限。当然，做到5%的也有。 而有的电机精度不够高，再加上任何软件，包括BMS软件，都难免有滞后性，这样一来，进入电池包的电流没被控制住，电池包就会受伤害。” BMS放电策略，超过电芯能力极限，也可能使电池包异常衰减。 极氪001是一款运动风格的产品，车主为了获得更强劲的动力体验，开车时很可能把油门一脚踩到底。这时候，电芯的放电量，或许会超过它的能力边界。 “假如欣旺达的电芯，只具备放电280千瓦的能力，可BMS算法却强迫它要瞬间放电300千瓦，那电芯也会受伤。” 该BMS工程师告诉36氪，这在行业早期不是罕见情况，因为电池应用量少，企业对电池性能的数据掌握不足。 而根据锂电池的特性，在大倍率充放电时，电芯会产生张力，也就是说，电芯很容易变形。这样一来，续航打折等各种问题都可能爆发。“这就像一个柔韧性不好的舞蹈生，被老师猛地一压，那一瞬间，她的肌肉已经被拉伤了。” “反之威睿如果把BMS策略做得很极致，即使电芯制备略有缺陷，电池包也未必会出问题。就像鸡蛋，被轻拿轻放也未必就会碎。” 但电池厂商往往难以得到PACK厂商的BMS策略文档，要想将故障定性到BMS策略，电池厂商可以锁一辆车，“也就是别让整车OTA”。已经OTA的，也可以尝试通过工信部的备案回退。 “然后不停地测试，复现各种工况下的电池包数据，比如把油门踩到底，放电量是多少，轻轻踩油门，放电量是多少等等，从而破译出PACK厂商的BMS策略”。 定责难题， 阻挡不住车企自制电池包 威睿与欣旺达动力的合作，是车企自制电池包这一趋势的缩影。 行业的极致内卷，对车企的供应链成本管控能力，提出了比以往更高的要求。而动力电池作为整车上的关键零部件，即便是在锂矿价格趋于平稳的今天，其采购成本仍占整车的30%左右。 但在相对强势的龙头企业面前，车企往往难以争取到让利。于是，一众车企先后走上了外采电芯、自制电池包之路。 比如零跑从宁德时代、国轩高科、正力新能等几家电池厂商处，采购平台化电芯，大大降低了对单一供应商的依赖；小米不仅采购宁德时代的整包电池，也从弗迪电池处，采购磷酸铁锂电芯；理想汽车于去年和欣旺达合资成立子公司，采购欣旺达电芯，自研理想牌电池。 自制电池包，帮车企实现了降本。此外，车企深入、全面地参与电池包的设计、生产，更有利于车企把控产品质量；同时，这也意味着车企将产品定制权，握在了手中。 但威睿与欣旺达的纠纷，也让行业看到了这种模式下的“雷”——一旦电池包出现质量问题，责任的划分必然会经历一番波折。 即使是从不同电池厂商处，采购平台化电芯的策略，“出了问题仍然有相互甩锅的可能”。 采购平台化电芯、自制电池包，看似将电池包这一变量控制住了，但有电池工程师告诉36氪：“每家电池厂的电芯，特性是不一样的，那车企要想让它们达成一样的性能表现，还是需要给它们适配不同的BMS策略，以及热管理策略”。 平台化电芯，意味着尺寸、接口、结构等高度标准化，但由于不同厂商电解液配方、负极材料的表面处理，等材料体系上的差异，加上电芯本身的化学特性，不同厂商生产的电芯，都有各自的特性。”就像那句话说的，世上没有两片相同的树叶。” 尽管这些电芯都通过了同一家车企的测试，但车企在制定测试标准时，设置的往往是一个区间，而非具体数值，在这个范围内，车企都会同意上车。所以每家电池厂商电芯的性能参数，会存在一定差异。 “那么车企的BMS和热管理策略，可能会针对这家的电芯偏严，那家的电芯偏松。”否则，“或许会出现，明明是同一家车企生产的电池包，用同样电量的欣旺达电芯和宁德时代电芯，整车的续航里程却不一样，等诸如此类的情况”。 “举个例子，一些品控好的电芯，内阻比其他电芯都小，产生的热量就小。所以车企在做热管理的时候，可以松一些。 比方说，同时给品控好的电芯，和品控不好的电芯用直流快充枪充电，给品控好的电芯，在电池包温度32度的时候做冷却，充完电，电池包温度可能是35度。 但如果是品控不好的电芯，可能需要在电池温度31度时就开启冷却，否则，充满电后，电池包的温度可能就是37度。” 所以，采购平台化电芯，未必会让车企与电池厂商间的责任划分会更容易。 不过，部分车企的BMS和热管理策略，是根据所采购电芯的下限设计，“比如用了3种电芯，策略按照根据表现相对差的去做”，这样一来，针对不同电芯的BMS和热管理策略基本一致，可以在一定程度上降低定责的难度。 哪怕车企直接从电池厂采购整包电池，从技术角度出发，也无法完全避免责任纠纷，因为“整车的使用工况也会影响电池包的性能”。 只不过基于商业考量，多数情况下，车企和电池厂商，都会私下互相妥协，以解决纠纷。 “假如说，在高温天气，电池包已经很热了，但整车却被车主设置了舒适模式，空调温度开得很低、风力很大。 这时，拥有最终裁判权的整车控制器，把更多的冷气给了车内驾驶员，而非电池。温度又恰是影响电池寿命的最关键因素，那电池包寿命很可能会受影响。” 当纠纷发生后，电池厂商要想自证清白也并非易事。因为整车数据都掌握在车企手中，“数据也是一种资产，车企没有义务把数据资产出示给别人。车企也完全可以说数据丢失了”。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。 文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。

工商业储能领域，峰谷价差整体收窄的趋势不可逆转。 中关村储能产业技术联盟2026年1月发布的数据显示，全国已有28个省份的最大峰谷价差同比收窄。这其中的典型事件，当属江苏2025年6月施行的分时电价新政——彼时，该政策导致峰谷价差大幅收窄，在当地储能行业引发的震动似乎至今余波未平。2025年10月，浙江省发展改革委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，明确了新版分时电价规则。政策调整后，浙江峰谷价差从0.8254元/千瓦时大幅收窄至0.5039元/千瓦时，直接带来的影响是：2小时锂电池储能项目的投资回收期从5.4年陡增至9.1年。 显而易见，分时电价政策的调整，对以峰谷套利为主要盈利模式的工商业储能项目影响重大。 “简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了。”有业内人士直言。这句论断听来令人心惊，却一语道破当前我国工商业储能市场的现实变局。 分布式储能成为新能源就近消纳抓手 如此背景下，行业价值转型的步伐愈发迫切。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，分布式储能正摆脱工商业峰谷套利的单一盈利路径，朝着两个方向转型：一是作为平抑出力波动、提升新能源自用率的分布式新能源消纳配套单元；二是作为助力配电网稳定运行、支撑电网调节的微单元。 作为分布式储能的主要组成部分，工商业储能的价值转型也是如此。所谓分布式储能，是指分散部署在用户侧（家庭、工厂、商场等场景）、配电网侧，或毗邻分布式新能源场站的小型储能系统。这类储能系统可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。 在国内，分布式储能目前尚无统一的官方界定。对此，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟近期联合发布《分布式储能发展商业模式研究》（以下简称“研究报告”），将其定义为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统。 从应用场景划分，分布式储能分为工商业储能、电网侧分布式储能、新能源配储等类别。 近年来，伴随新型储能建设运营成本下行、分布式能源大规模开发利用，叠加一系列利好政策持续推动，国内分布式储能的发展步伐显著加快。数据显示，2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机规模已从570兆瓦攀升至3638兆瓦。不过需要注意的是，相较于集中式储能，分布式储能存在单个项目体量小、开发难度高的特点，整体增速不及集中式储能。而随着国家对新能源就近消纳的要求不断提升，分布式储能成为就近消纳新能源的重要抓手。 分省份来看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模位居前列。这与这些省份通常为购电省份，分时电价价差较高，且大型工商业用户较多密切相关。 在这份研究报告中，针对占比分布式储能68.70%的工商业储能，报告用大篇幅展开深入分析，主要围绕国内外工商业储能发展情况对比、我国工商业储能发展现状，以及行业当前面临的问题与挑战等展开。 记者注意到，国内外分布式储能的发展格局存在显著差异——国外以家庭户用储能为主，国内则以工商业储能为绝对主流。 国外户用储能市场份额的壮大，核心驱动力在于高昂的居民电价。“以德国为例，2024年居民电价达到0.4欧元/千瓦时，折合人民币约3.3元，一度电就要花费三块多，用电成本相当高昂。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬介绍道。国外户用储能通常与户用光伏系统搭配使用，白天光伏余电存入储能电池，供夜间或阴雨天使用，可将光伏自发自用率从30%—50%提升至80%—100%，大幅降低家庭用电成本。 除此之外，国外电力供应稳定性不及国内，居民需要储能设备作为备用电源，在停电等离网情况下进行供电，这也是户用储能普及的重要原因。 政策补贴进一步加速户用储能推广。德国对户用储能免除增值税，并给予光储充一体化项目专项补贴，可使投资成本降低超一半。一个配置10千瓦光伏与9.8千瓦时储能的德国家庭，投资回收期仅需4年左右。美国加州的政策力度同样强劲，《通胀削减法案》提供30%—70%的投资税收抵免，叠加自2023年起实施的自发电激励计划补贴，能将储能投资成本从1000美元/千瓦时降至550美元/千瓦时以下。 盈利模式优化也是加州户用储能发展的关键。当地将光伏余电上网的净计量模式调整为净计费模式。两种模式区别为：净计量模式下余电上网电价与零售电价一致，电费按“用电量-上网电量”乘以零售电价计算；净计费模式下光伏上网电价分峰谷时段，储能可实现峰谷套利。2024年，南加州爱迪生电力公司峰谷价差达0.24—0.4美元/千瓦时。在此条件下，光储一体化系统投资回收期可缩短至7—8年，优于单独光伏系统的8—9年。此外，加州的分布式储能可聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易，进一步拓宽收益空间。 与之形成鲜明对比的是加州工商业储能。其政策支持力度较弱，仅能享受投资税收抵免，无法纳入自发电激励计划；收益来源也相对单一，主要依靠分时电价价差套利和备用电源服务，仅净计费模式对工商业光伏配储有一定推动作用。与此同时，加州工商业电价低于居民电价，2025年5月商业、工业平均电价分别为0.2291美元/千瓦时、0.2017美元/千瓦时，而居民电价达0.3503美元/千瓦时，工商业光储系统经济性偏低。以一个典型的工商业储能项目为例，项目投资为800美元/千瓦时，能够获得30%的投资税收抵免补贴，电价差为0.2美元/千瓦时，投资回收期需9.4年，长于户用储能。德国工商业储能的政策支持力度同样偏弱，与美国加州情况相仿。 由此可见，政策补贴与费用减免等利好措施，是推动储能产业规模化发展的重要助力。 近两年，我国分布式储能尤其是工商业储能的快速发展，主要得益于国家密集出台的多项扶持政策。尤其是，国家层面将储能列为新型经营主体，与虚拟电厂、负荷聚合商等并列纳入现货市场成员范畴。这一举措为储能明确了“市场身份”，对行业发展而言意义重大。“这为储能公平参与市场交易扫清了身份障碍。” 从盈利结构来看，当前工商业储能的收益来源主要涵盖峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应补贴，以及聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易等。不过就现阶段而言，峰谷价差套利仍是主要的收益渠道，其余收益仍相对有限。 事实上，我国工商业储能的规模化发展，与分时电价政策的落地实施密不可分。2021年7月，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》印发，明确提出要合理拉大峰谷电价价差。此后，各省相继出台配套分时电价政策。其中，浙江、广东等沿海地区凭借较高的峰谷价差、可实现“两充两放”，加上聚集大量大工业用户，成为工商业储能的主要增长地区。 似乎有些许“成也萧何，败也萧何”的意味——分时电价政策的进一步调整，又给工商业储能带来了经济性大幅下滑的难题。这一变化以2025年江苏、浙江等省的政策调整为代表：江苏自2025年6月起，峰谷价差从0.85元/千瓦时降至0.65元/千瓦时；浙江则在2025年10月将价差由0.8254元/千瓦时收窄至0.5039元/千瓦时，价差收窄幅度十分显著。 不少储能从业者直言，政策调整后项目收益“近乎腰斩”，并建议相关部门在制定或修订分时电价政策时，设置合理的政策过渡期，例如细化峰谷时段划分、设立合理的浮动范围等。 针对这一诉求，业内相关专家给出了不同视角的解读：电价政策的调整蕴含深层考量。其核心目的是引导用户削峰填谷，有序用电，从而缓解电网尖峰负荷压力，保障电力系统的供需平衡与安全稳定运行。 深究政策调整的背后，实则是多重因素交织的综合结果，包括电力市场化改革的持续深化、新能源高比例渗透下电力供需结构的变化、工商业领域成本压力的传导等。 因此，峰谷价差收窄本质上是电价机制的“结构性优化”，而非“政策转向”。更重要的是，这一变化也体现了电力定价从行政主导向市场主导的转型与适配——行政主导的固定价差收窄，市场主导的实时价差更灵活，价格信号有效性就会提升。 尽管研究报告中建议合理拉大峰谷价差，但结合当前多重现实因素来看，这一建议短期内较难落地。在此背景下，“简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了”的行业论断，也就不难理解了。 整体来看，国内分布式储能的商业模式仍处于探索阶段，行业发展仍面临政策持续性不足、收益来源单一、成本疏导机制缺失等多重挑战。 尽管前路挑战重重，但IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会相关专家认为，分布式储能的未来发展方向将逐步聚焦于为属地化电网的安全稳定运行提供支撑，实现从过去单一套利模式向源荷互动模式的转型演进。 鉴于目前分布式储能多分布在用户内部，缺乏独立计量装置，无法直接参与电力市场，中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨表示，通过虚拟电厂等聚合的方式参与电力市场是必然选择。 各地陆续开展的一系列市场化示范实践，也证实了这一点。例如，广东聚合分布式储能的虚拟电厂，已正式参与广东电网的调频调峰辅助服务；浙江部分储能项目通过接入虚拟电厂参与市场化报价；山东则明确支持分布式储能参与容量补偿与电力交易。这些实践充分彰显了分布式储能的灵活调节能力与市场化参与潜力。随着市场化的推进，分布式储能的收益模式也从原先依赖单一电价差的模式，转变为市场交易+辅助服务+地方专项补贴的多元收益格局。 高志远认为，这些实践案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。

2025年是新一轮电力体制改革十周年，也是全国统一电力市场体系建设的关键之年。市场在广度、深度与机制创新上均取得突破性进展，这一年，市场新政接连发布，电力市场进展迅速，以下是能源电力人的十大热搜词。 TOP 1 136号文 概述：新能源全面入市的“成人礼” 事件： 2025年2月，国家发改委、能源局联合印发 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源上网电价全面进入市场化阶段。文件明确要求2025年底前各地出台实施方案，推动新能源电量全部进入市场，电价通过交易形成，并创新设立“新能源可持续发展价格结算机制”，为平稳过渡铺设缓冲带。政策以2025年6月1日为界，区分存量与增量项目，实行分类施策。 点评：“136号文”终结了“保量保价”模式，将新能源真正推向市场。企业须直面价格波动与出力不确定性，收益水平将从资源导向转向市场策略与系统协同。这也将激发储能、需求响应等灵活资源的投资，为高比例新能源系统构建良性生态。 TOP 2 机制电价 概述：市场化定价新时代开启 事件： 2025年6月起，“136号文”正式落地实施，各省份陆续发布机制电价竞价文件，并开始组织机制电价竞价工作。 2025年下半年，各省陆续公布首批机制电价竞价结果，涵盖2025年6月1日至12月31日并网的新能源项目（含风电、光伏）。（相关阅读： 汇总｜33地“136号文”方案、26地机制竞价结果） 2025年12月，全国各地机制电价竞价工作接近尾声并陆续公布了结果，标志着新能源行业正式迈入“市场化定价+能力制胜”的新阶段。 截至2025年底，全国27地已陆续公布机制电价竞价结果（河南、蒙东、广西、贵州、蒙西暂未公布竞价结果）。从已经公布的结果来看，机制电价在150-415.5元/兆瓦时区间。其中东部沿海地区价格较高，在300-415.5元/兆瓦时之间，西北内陆的价格则偏低，在150-259元/兆瓦时之间。对比当地燃煤发电基准电价，除北京、上海、宁夏三地机制电价与燃煤基准价相同，绝大部分省份均低于燃煤基准价。 点评：首轮机制电价落地，标志着新能源行业进入“市场化运营、精细化运营”新阶段。风电兑现率整体稳健，光伏则呈现集中式与分布式的结构性分化，反映出不同资源与市场条件的适应差异。 TOP 3 行政分时电价 概述：行政峰谷分时电价取消 事件： 2025年底，“取消行政峰谷分时电价”被频频推上能源电力行业的热搜。 国家层面： 《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》提出，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。 《电力中长期市场基本规则》则规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。 地方层面：辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等多地相继在2026年电力中长期交易方案中宣布“取消行政峰谷分时电价”。（相关阅读： 多地取消行政峰谷分时电价，会给电力市场带来哪些变化？） 峰谷分时电价的核心逻辑，是用价格差异引导用户行为，政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。“取消行政峰谷分时电价”意味着原本固定执行的峰谷分时电价政策，将被市场化分时所取代。 对峰谷浮动进行调整，旨在通过更真实、灵活的价格信号，引导电力资源在时间维度上的高效配置，被认为是我国深化电价市场化改革、构建新型电力系统的重要信号。推动价格机制从“政府规定时序”向“市场实时发现”的深刻转变，更好地反映电力供需的瞬时变化与系统成本。（相关阅读： 不再执行分时电价？两份文件看电力市场化改革方向） 点评：取消行政分时电价是将价格发现权交还市场的重要一步，有助于适应高比例新能源接入后的系统波动。此举利好储能、虚拟电厂等业态，也倒逼用户提升用电管理的精细化与智能化水平。 TOP 4 绿电直连 概述：点对点绿电供应步入制度化 事件： 2025年5月， 《关于有序推动绿色电力直连发展有关事项的通知》发布（发改能源〔2025〕650号）（以下简称“650号文”）。旨在突破现有电力交易机制与物理输送的瓶颈，探索建立发电侧与用电侧更为直接、高效的连接通道，是深化电力体制改革、落实可再生能源消纳保障机制的一项创新性举措。 政策明确优先支持在增量配电网、源网荷储一体化、多能互补等试点项目中开展绿电直连。同时，鼓励西部、北部新能源富集地区与东中部负荷中心开展跨省区绿电直连交易探索。 点评：绿电直连通过构建新能源发电侧与用户侧的连接通路，实现了电力供给的全流程物理溯源，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。 “650号文”是推动新型电力系统建设的“先行先试”之举。它并非要替代大电网和电力市场，而是作为重要补充，在局部区域和特定场景下探索更高效率的绿色电力生产消费模式。 TOP 5 零碳园区 概述：首批52个国家级零碳园区公布 事件： 2025年12月26日， 《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，共纳入52个园区，标志着国家级零碳园区从顶层设计步入实质性建设阶段。首批园区覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团，涉及高新技术、装备制造、循环经济等多个产业类型，范围有园中园和整体形式，建设周期为3-5年。 此举旨在落实《关于开展零碳园区建设的通知(发改环资〔2025〕910号)》要求，通过打造一批高水平示范项目，为全国产业园区绿色低碳转型探索可复制、可推广的系统性解决方案。 根据要求，入选园区需满足绿电直供比例不低于园区用电量50%等条件，其中核心之一是推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。 点评：零碳园区建设是我国产业园区绿色转型的关键落子，旨在形成可复制、可推广的系统解决方案。成功经验将带动全国园区迈向低碳化、市场化运营。 TOP 6 批零价差 概述：多地实行批零价差上限 事件： 2025年，我国多个省区市陆续出台政策，对电力市场批零价差（即批发市场购电价与零售市场售电价之间的差额）设置上限。此举旨在规范电力零售市场竞争秩序，遏制极端价格波动风险，是电力市场化改革进入深水区后一次重要的机制完善，也成为2025年电力市场热议的话题之一。（相关阅读： 售电市场批零价差观察：价差收紧背后的市场新平衡） 从各地公布的政策来看，陕西、安徽、四川、河南的措施较为强硬，尤其是河南提出批零价差3厘/度阈值，是目前最严格的标准，而且河南85%的返还比例也高于多数省份的“2:8分成”。相比之下，陕西为15厘/度，江西为10厘/度，安徽为8厘/度，四川为7厘/度。 批零价差上限的设置，进一步压缩了售电公司的套利空间。对售电公司而言，行业正经历从“暴利时代”向“微利规范时代”的转型。短期来看，价差收窄直接压缩了盈利空间，尤其是中小企业面临更大压力。但长期来看，政策也倒逼行业加速分化。 点评：价差上限为零售侧安装“稳定器”，倒逼售电公司提升风险定价与综合服务能力。政策应随市场成熟逐步调整，并与其他机制协同，形成激励相容的整体设计。 TOP 7 低价签约 概述：多地发布风险提示，警惕电力市场低价签约陷阱 事件： 2025年底，在2026年电力双边交易大幕开启之际，各地零售市场非理性竞争愈演愈烈，报价严重低于成本、“赌博式”签约、合同违约风险频发。各地电力交易中心与监管部门密集发布风险提示函出台相关政策，制定研究价格边界、批零价差管控等措施，努力矫正市场方向。（相关阅读： 为何2026年电力零售市场陷入“自杀式”博弈？） 各地电力交易中心发布电力市场交易风险的提示，内容涉及电力零售市场、售电代理关系建立、2026年年度交易等。风险提示函的核心内容，主要指向价格波动与履约风险、代理关系与授权风险、信息不对称与合规风险三大风险。 点评：此次多地集中发布风险提示，表面是规范市场秩序的技术性操作，实则折射出电力市场化改革步入深水区后的必然阵痛与核心监管。 长远而言，要让“低价陷阱”真正消失，不能仅靠风险提示。根本出路在于完善市场设计，通过现货市场建设形成更透明的价格信号，同时培育多元化的电力金融衍生品市场，为风险管理提供工具。只有当用户能像选购其他金融产品一样，综合衡量电价的“风险收益比”时，真正的市场化选择机制才算成熟。当前的警示，正是走向这个成熟阶段必不可少的一课。 TOP 8 负电价 概述：负电价不等于负电费 事件： 2025年，负电价现象在范围、深度和持续时间上都达到了新的阶段。2025年初，浙江电力现货市场首次出现负电价，在1月份连续两日报出-0.2元/千瓦时的最低价，触及当时全国电价下限。2025年4月，蒙西电网也首次出现负电价。9月，四川电力现货市场在结算试运行阶段，更是创下了国内首次“全天负电价”的纪录，实时均价一度跌至约-0.05元/千瓦时。加之此前已频繁出现负电价的山东，2025年出现明确负电价的省级市场已达至少5个。 各地负电价均源于特定时段电力“供过于求”的结构性失衡。面对供大于求，发电企业报出负电价是市场环境下的理性决策。对于新能源企业，即使现货电价为负，叠加绿证环境收益等后，综合收益可能仍为正。对于煤电机组，由于启停成本高昂，在负荷低谷时段“宁可报负价维持运行，也不愿停机”，以保障高电价时段的发电能力并节省启停成本。 点评：负电价并非市场失灵，而是电力现货市场“能涨能降”价格机制的正常体现。负电价不等于负电费，我国电力市场由中长期合同、现货市场和辅助服务市场等多层次构成。现货市场交易电量占比通常不足10%，而占发电量主体的中长期合同价格是稳定的“基本盘”。因此，短时现货负电价在经过与中长期合约等综合结算后，发电企业最终获得的仍然是正电费，总体收益影响有限。 TOP 9 省级电力现货市场 概述：省级电力现货市场基本实现全覆盖 事件： 截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务。6月，南方区域电力市场转入连续结算运行，电力资源在南方五省区统筹互济取得突破性进展。10月，国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通，成为全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果。 点评：省级现货市场全覆盖是电力改革一项重要的里程碑，但其成功不在于“启动”本身，而取决于后续能否实现“稳得住、转得顺、调得优”。 随着各地电力现货市场建设持续推进，我国电力生产组织基本实现市场化转型，电力现货市场将在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面释放更大价值。 TOP 10 集中式新能源报价 概述：集中式新能源规范报价行为 事件： 2025年12月， 《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476）号发布，这是我国首次发布的针对新能源企业市场报价的文件。通过建立规范的市场报价机制，为集中式新能源发电企业优化市场参与方式、提升经营管理水平提供了明确的政策指引和制度保障。电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区，同一集团内、同一省（区、市）的集中式新能源发电企业在同一固定场所参与的电能量交易（含中长期集中交易和现货交易）可进行集中报价。 新规通过规范报价行为，有助于遏制此前部分地区新能源企业为抢占市场而采取的“零报价”或“负报价”乱象，引导行业从规模扩张转向质量与效益提升。其次，透明化要求将促使企业加强成本管理，推动技术进步与效率提升，有利于新能源行业健康发展。（相关阅读： 多位专家解读优化集中式新能源发电企业市场报价新规！） 点评：当前，我国新能源装机规模已稳居全球首位，但其高效参与电力市场仍面临诸多现实挑战，新政是构建新能源高质量发展市场机制的关键举措，但需配套细化规则、动态调整机制与有力监管，方能在激励清洁能源发展的同时，维护电力市场秩序与长期稳定。

在能源革命的大潮中，虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）正成为电力系统转型的关键载体。它通过先进的信息通信技术和软件系统，将分散的分布式电源、可控负荷和储能系统等资源聚合起来，作为一个特殊的"电厂"参与电网运行和市场交易。而在这幅能源互联的画卷中，储能系统正扮演着越来越重要的角色——它不仅是虚拟电厂的"价值放大器"，更是其平稳运行的"稳定中枢"。 一、储能：虚拟电厂的"万能调节资源" 如果说虚拟电厂是一个高度智能化的"能源交响乐团"，那么储能系统就是这个乐团中既能担任独奏又能完美和声的"万能乐器"。与传统的发电资源或负荷资源相比，储能具有独特的双向调节能力——既能充电也能放电，既能吸收功率也能释放功率。 这种特性使储能成为电力系统中难得的"万能调节资源"。它可以瞬间响应电网的调度指令，在毫秒级时间内调整输出功率，这种灵活性是任何传统发电机组都难以比拟的。当虚拟电厂集成储能系统后，就相当于获得了这种万能的调节能力，从而能够参与更多样化、更高要求的电力市场服务。 二、多元盈利全景：从基础套利到高端服务 1. 基础应用：用户侧峰谷套利 最基本的储能应用是在用户侧实现电费的峰谷套利。通过在电价低谷时段充电、在电价高峰时段放电，用户可以显著降低用电成本。对于工商业用户而言，这还能帮助降低最大需量电费，进一步节约成本。 当这种分布式储能资源被虚拟电厂聚合后，其套利行为就从个体优化升级为系统优化。虚拟电厂可以统筹考虑全网电价信号、电网运行状态和各储能系统的状态，制定最优的充放电策略，不仅为用户创造价值，也为电网提供支撑。 2. 核心价值：提供瞬时功率支撑，参与调频服务 储能系统的真正价值不仅在于能量转移，更在于其瞬时功率支撑能力。电力系统的频率稳定性要求发电与用电实时平衡，而传统机组的调节速度有限，难以应对风电、光伏等可再生能源的快速波动。 储能系统，特别是功率型储能，可以在几毫秒到几秒内完成功率的快速调整，是参与调频辅助服务市场的理想资源。虚拟电厂通过聚合分布式储能资源，能够形成规模化的快速调节能力，参与要求最高的调频市场，获取高额收益。 数据显示，在一些电力市场中，调频辅助服务的价格可以达到能量市场价格的数十倍。这意味着，通过储能系统，虚拟电厂可以从单纯的"能量供应商"升级为"系统服务商"，大幅提升盈利能力。 3. 生态协同：弥补风光波动，提升资源池价值 在风光等可再生能源渗透率不断提高的背景下，储能系统的作用更加凸显。风能和光伏发电具有间歇性、波动性和不可预测性，给电网运行带来巨大挑战。 储能系统就像"充电宝"，可以在风光出力过剩时充电储存，在出力不足时放电补充，有效平滑可再生能源的出力曲线。当虚拟电厂同时聚合可再生能源和储能系统时，就能形成"1+1>2"的协同效应： 提升可再生能源的预测准确性：结合储能的调节能力，可以减少风光出力的预测偏差 提高资源池的可靠性：确保虚拟电厂在任何时候都能履行合同约定的出力 增加市场参与机会：满足更多市场产品的技术门槛要求 三、技术决策：功率型与容量型储能的战略选择 储能系统的技术选型直接关系到虚拟电厂的运营策略和市场定位。根据应用场景的不同，储能系统可以分为功率型和容量型两大类： 功率型储能 特点：功率密度高，响应速度快（毫秒级），但能量密度相对较低 典型技术：超级电容器、飞轮储能、部分锂离子电池配置 最佳应用：调频辅助服务、电压支撑、输配电堵塞缓解 虚拟电厂策略：专注于高价值的快速服务市场 容量型储能 特点：能量密度高，可长时间放电，但功率响应相对较慢 典型技术：锂离子电池（部分配置）、液流电池、压缩空气储能 最佳应用：能量时移、峰谷套利、备用电源 虚拟电厂策略：专注于能量市场和容量市场 在虚拟电厂的实际运营中，往往需要同时配置功率型和容量型储能，形成互补的技术组合。控制策略的优化也至关重要： 智能控制策略的关键要素： 多时间尺度协调：结合秒级、分钟级和小时级的不同需求 多目标优化：平衡经济效益、设备寿命和电网需求 预测与实时校正：基于高精度的负荷预测和价格预测 分布式与集中式控制结合：兼顾本地自治和全局优化 四、储能如何放大虚拟电厂价值？ 1. 扩展市场参与能力 没有储能的虚拟电厂主要参与能量市场和容量市场；而配备储能的虚拟电厂可以进一步参与调频、备用、爬坡等辅助服务市场，这些市场的价格通常更高、利润更丰厚。 2. 提升资源聚合价值 储能系统可以将不可控的可再生能源资源转化为可控、可调度的资源，大幅提升整个资源池的可靠性和市场价值。研究表明，风光储一体化项目的市场价值可比纯风光项目提高30%-50%。 3. 降低运营风险 储能系统提供了灵活的调节手段，帮助虚拟电厂应对市场价格波动、政策变化和电网要求的不确定性，增强抗风险能力。 4. 创造新型商业模式 "储能即服务"（Energy Storage as a Service）等新模式正在兴起。虚拟电厂可以基于储能系统，为各类用户提供定制化的能源管理服务，开辟新的收入来源。 五、展望：储能驱动的虚拟电厂未来 随着储能技术的快速进步和成本持续下降，储能系统在虚拟电厂中的作用将更加突出。未来可能出现以下趋势： 共享储能模式普及：多个虚拟电厂或用户共享大型储能资源，提高利用率 车网互动（V2G）集成：电动汽车作为移动储能单元参与虚拟电厂运行 AI驱动的智能运营：人工智能算法优化储能充放电策略，最大化收益 多能互补深化：储电、储热、储氢等多种储能形式协同运行 储能系统正在从虚拟电厂的"可选组件"转变为"核心要素"。它不仅是价值创造的放大器，通过多元化的市场参与为虚拟电厂带来丰厚收益；更是系统稳定的中枢，通过快速的功率调节保障电网安全运行。 在构建新型电力系统的征程中，储能技术与虚拟电厂模式的深度融合，将催生出更加灵活、高效、可靠的能源生态系统。对于能源行业的参与者而言，深入理解储能在虚拟电厂中的枢纽作用，把握功率型和容量型储能的技术特点，优化控制策略和商业模式，将是赢得未来能源市场的关键。 储能作为虚拟电厂的"万能调节资源"，正在开启能源转型的新篇章。它不只是技术的革新，更是思维的重构——从单向的"发-输-配-用"向双向互动的能源互联网演进。在这个进程中，储能系统将始终是连接过去与未来、稳定与变革的桥梁和纽带。

当全球科技巨头为AI算力竞赛投入千亿美金时，一场支撑算力革命的电力基础设施变革正悄然酝酿。特斯拉前动力系统与能源高级副总裁德鲁・巴格利诺的最新创业动向，将目光投向了固态变压器（SST）。这位在特斯拉效力18年、主导Model S动力系统与电池存储工程的核心技术人物，于2025年携新公司Heron Power高调入场，目标直指SST赛道，试图用电力电子技术重构电网的 “心脏”。 “AI 计算的扩展速度比支持它的电网基础设施更快。” 巴格利诺在社交平台上的表态，道破了当前科技产业的关键矛盾：一边是千兆瓦级AI数据中心的爆发式增长，单个机架功耗从140kW 向 1MW +跨越；另一边是沿用百年的传统变压器，正成为制约能源效率与算力落地的 “绊脚石”。 而且，人们已经很确认，SST绝非传统变压器的简单替代品，而是具备多功能、可调控特性的智能电网核心节点。它已被公认为未来智能电网、可再生能源集成、数据中心及交通电气化等领域的关键“使能技术”。因此，这些特斯拉前核心精英们正试图将SST从实验室推向产业化。而他们掀起的技术革新之猛烈，让人们不禁恍惚，难道 AI的尽头是电力，而电力的尽头是 SST ？ 从特斯拉到 Heron Power：为何押注 “电网新心脏”？ 巴格利诺的创业选择，并非偶然。在特斯拉的18年职业生涯中，他深度参与了电力电子设备的规模化设计与生产，从电池管理系统到能源存储产品，积累了应对大规模能源转换需求的核心技术经验。而当他离开特斯拉后，瞄准的SST赛道，恰是电力领域少有的 “百年未变” 的细分市场。 巴格利诺团队认为，过去100年里，变压器的核心构造几乎没有变化。传统变压器依赖厚重的铁芯与庞大的油冷装置，不仅体积庞大（一台10kV/500kVA油浸式变压器体积约3立方米、重量超2吨），更难以适配新能源与AI时代的电力需求。数据显示，全球电网因传统变压器效率不足，每年损耗超百亿美元；美国多个可再生能源项目甚至因缺变压器被迫停滞，项目成本额外增加 20%-30%。 而AI数据中心的崛起，进一步放大了传统电力架构的短板。Heron Power的调研显示，当前千兆瓦级AI数据中心采用的低压交流配电架构，需经过 “中压→低压交流→UPS→PDU→机架 PSU” 五级转换，每级转换损耗超 1%，端到端效率仅 93.6%。这意味着一座1GW规模的AI数据中心，每年因转换损耗浪费的电量足以供一个中等城市的家庭用电。同时，传统设备占地面积庞大，一座大型数据中心的电气设备区域约占总空间的 30%，严重挤压计算服务器的部署空间。 SST是解决这一矛盾的关键。 巴格利诺团队认为，SST的核心价值在于用电力电子技术替代传统电磁感应原理，实现 “更小巧、更高效、更智能” 的能源转换。相较于传统变压器，SST通过将低频交流电（50Hz/60Hz）转换为高频电流（10kHz-20kHz），体积可缩小70%，效率提升至 98% 以上，同时具备双向电力流动与毫秒级智能调控能力 —— 这些特性恰好契合AI数据中心与新能源并网的核心需求。 这一判断也得到了行业数据的支撑。随着分布式光伏、风电装机量激增（2025 年我国风电、光伏装机总量预计突破 12 亿千瓦），以及 800V 高压快充技术普及，传统变压器 “单向流动、响应迟缓” 的缺陷愈发明显。测算显示，配网侧接入SST后，新能源消纳率可提升15%-20%；而在AI数据中心场景，SST能将电力损耗减半，同时释放70%的电气设备占地面积，为计算服务器腾出更多空间。 SST 破局：前特斯拉团队的 “数据中心解决方案” 在Heron Power位于加州的研发中心，一套集成了SST与储能系统的电力平台已进入测试阶段。这便是巴格利诺团队针对 AI 数据中心打造的核心方案 ——Heron Link，其目标是实现 “中压直转直流” 的跨越式突破，直接解决传统架构的多级转换损耗问题。 “我们从第一原则重新思考数据中心电源，借鉴了电动汽车与储能领域的直流架构经验。”Heron Power技术总监介绍，Heron Link的核心创新在于两点：一是跳过传统的低压交流转换环节，直接将34.5kV中压交流电转换为800V直流电，与NVIDIA 800V机架参考架构完全对齐，端到端效率提升至97%以上，较传统方案损耗降低50%；二是集成Heron SuperBBU储能系统，提供超过30秒的备用电力支持，可保护价值数百万美元的AI训练任务免受电网扰动影响。 从技术参数来看，这套方案已展现出明显优势：单台Heron Link设备的交流功率达5MVA，直流功率可覆盖4.2MW（800V）至5MW（950V-1500V），转换效率稳定在98.5%以上，且符合UL 1741、OCP 800V rack 等国际标准。更关键的是，其模块化设计支持N+1冗余，可消除传统集中式UPS的单点故障风险，即“模块惩罚” —— 这意味着即使某一模块出现问题，数据中心的电力供应也不会中断。 而对AI数据中心而言，空间就是成本，效率就是利润。若采用 Heron Link方案，一座1GW规模的AI数据中心，每年可节省电费超2000万美元，同时释放的电气设备空间可多部署约15% 的计算服务器，相当于新增年营收超 1 亿美元。此外，传统数据中心的电力系统部署周期需12-18个月，而 Heron Link 的模块化设计可将这一周期缩短至3-6 个月，大幅加快算力投产速度。 值得注意的是，Heron Power并非孤例。另一家由特斯拉前工程师Brian Dow、Tommy Joyne 加盟的新加坡初创公司Amperesand，也在同期推出 “电力积木” 式 SST 解决方案。其采用碳化硅（SiC）器件与高频变压器的模块化设计，可将电力项目的通电周期从传统的24-36个月压缩至 100天，成本降低40%，计划于2025年交付全球首台 22KV、6MW 规格的 SST设备。 “半导体技术的快速迭代，正在打破传统变压器的制造局限。”Amperesand CEO Gary Lawrence（前施耐德电气全球总裁）表示，SST本质上是 “带电力转换功能的半导体设备”，可搭载数百个传感器实现毫秒级数据反馈，未来有望成为 “电力互联网” 的核心节点 —— 当某片区几十辆电动车同时充电，或光伏电站因云层遮挡发电量骤降时，SST 能像 “智能交通指挥员” 一样实时调配电力，确保电网稳定。 重构产业格局：电力的尽头是SST？ 随着Heron Power、Amperesand等企业的入场，SST赛道的融资热度也快速攀升。Heron Power正在推进3000万-5000万美元的A轮融资，由专注可持续发展领域的Capricorn Investment Group领投，公司估值已达数亿美元级别；Amperesand则在2024年初完成1250万美元种子轮融资后，计划于2025年启动A轮融资，目标估值较种子轮提升3-5 倍。 这不是简单的设备替代，而是电力系统的范式革命。传统变压器市场规模超2000亿元，但增长缓慢；而SST在 AI 数据中心、新能源并网、电动汽车快充等场景的需求爆发，正推动其成为电力设备赛道增速最快的细分领域。赛迪顾问预测，2030 年我国SST整体市场规模将突破800亿元，年复合增长率超40%，其中AI数据中心与新能源并网将贡献60%以上的需求。 不过，赛道爆发的同时，挑战仍存。当前SST的核心器件 —— 碳化硅（SiC）MOSFET 的成本仍较高，导致SST的单台价格约为传统变压器的 3-5倍，尽管长期运行可通过节能收回成本，但短期内仍制约电网公司与数据中心的采购意愿。此外，行业标准尚未统一，不同企业的技术路线差异较大，也可能延缓规模化落地进程。 但巴格利诺团队对成本下降充满信心，他认为随着 SiC 器件国产化率提升（2025 年国内 SiC MOSFET 国产化率有望突破 50%）与规模化生产，SST的成本将在3-5年内降至传统变压器的1.5倍以内，具备全面替代的经济性。“AI 需要更强大的算力，算力需要更高效的电力，而 SST 就是连接二者的关键纽带。”

2025年，中国储能产业站在政策逻辑与市场逻辑切换的历史关口。 历时八年的强制配储机制正式谢幕，市场化交易体系加速补位；技术迭代从渐进式突破转向颠覆性创新，全球化布局从单点突破迈向体系化扩张。作为新型电力系统的核心枢纽与“压舱石”，储能产业的发展逻辑完成从“政策依附”到“价值自主”的根本性重塑，其在能源转型中的战略权重持续攀升。 产业转型期的关键节点，往往暗藏长期发展的底层密码。碳索储能网基于全年政策导向、产业链核心企业战略动向及行业标志性事件梳理发现，2025年的十桩关键事件，不仅勾勒出储能产业的年度发展脉络，更定义了其从规模扩张向高质量发展转型的核心路径。解读这些里程碑，即是把握中国储能产业下一周期的增长逻辑与竞争格局。 一、强制配储谢幕：市场化转型进入深水区 2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确“不得将配置储能作为新能源项目并网前置条件”。这一政策落地，标志着运行八年的强制配储机制正式退出历史舞台，新能源与储能产业的发展逻辑迎来颠覆性重构。 在此之前，储能产业长期依赖新能源项目配储需求实现规模扩张，“捆绑式增长”模式导致行业同质化竞争加剧，储能的多元价值难以有效释放。政策转向后，储能产业全面进入“市场自主调节”阶段。随着新能源全额纳入电价市场化交易，储能凭借灵活调节与快速响应能力，逐步确立独立市场主体地位，在电力现货市场、辅助服务市场的调峰、调频、容量备用等场景中，价值变现路径持续清晰。行业共识已形成：未来储能产业的规模扩张，将完全依托其在电力系统中的价值贡献，“以价值定规模”的高质量发展轨道正式确立。 二、1.8亿千瓦目标落地：新型储能规模化路径清晰化 9月12日，国家发改委、国家能源局联合发布《新型储能规模化建设专项行动方案》，为产业发展划定量化目标与技术路线：到2027年，全国新型储能装机规模需突破1.8亿千瓦，锂离子电池储能仍为核心技术路线，同时实现技术创新、装备制造能力全球领先，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟，适配新型电力系统的多元储能体系初步建成。 这一方案的出台，终结了行业对未来发展方向的不确定性预期。对于产业链上下游企业而言，1.8亿千瓦的装机目标不仅提供了明确的市场规模锚点，更倒逼企业加速长期战略布局——上游材料企业加大产能规划，中游电芯企业推进技术迭代，下游集成商优化商业模式。从产业周期看，这标志着新型储能从政策培育期正式迈入市场成熟期，行业发展将从“政策驱动”转向“市场与技术双轮驱动”。 三、长时储能规模化元年：填补跨周期调峰能力空白 2025年，长时储能（充放电时长4小时以上）迎来规模化应用元年。随着风电、光伏等可再生能源渗透率持续提升，仅能覆盖日内波动调节的2小时级短时储能，已无法满足电力系统跨日、跨季节调峰需求，长时储能成为破解“弃风弃光”与电网稳定难题的核心抓手，其商业化进程加速推进。 碳索储能网不完全统计数据显示，2025年国内中标储能项目中，4小时及以上长时储能项目占比达40.2%，长时化已成为储能项目招标的主流趋势。 技术突破层面，12月海辰储能推出全球首款搭载1300Ah超大容量电芯的原生8小时长时储能系统。 业内分析认为，随着大容量电芯、集成技术持续迭代，长时储能正从概念探索走向商业化落地，逐步构建起电力系统“日内-跨日-跨季节”的全周期调节能力，为高比例可再生能源并网提供核心支撑。 四、供应链长协时代来临：头部企业构建风险共担机制 全球储能需求爆发式增长与上游材料供给紧张的双重压力，推动2025年储能电池行业加速进入“长协锁单”时代。头部企业通过签订长期协议锁定产能、稳定价格，构建起全产业链风险共担、利益共享的协作机制，为产业规模化发展奠定供应链基础。 11月，宁德时代与海博思创达成里程碑式合作：2026年1月至2028年12月，海博思创将向宁德时代累计采购不低于200GWh电量，创下行业单次长协采购规模新高。 这一合作并非个例，目前“长协锁单”已成为产业链主流模式——宁德时代、亿纬锂能等电芯企业通过长协锁定上游锂、钴等关键材料产能；阳光电源、海博思创等下游集成商则通过长协确保电芯稳定供应。 长协模式的普及，不仅有效规避了原材料价格波动与产能短缺风险，更推动产业链从“零和博弈”转向“协同发展”，提升了中国储能产业的整体竞争力。 五、大电芯技术引领变革：储能产业迈入大容量时代 2025年，大电芯技术成为储能产业技术迭代的核心主线，500Ah+大容量电芯及6MWh+配套储能系统的商业化进程全面加速，推动产业向“高容量、高集成、低成本”方向跨越，技术格局迎来重构。 头部企业的技术突破持续刷新行业认知：12月海辰储能发布∞Power8长时储能解决方案，搭载1300Ah超大容量电芯，系统容量达6.9MW/55.2MWh；南都电源690Ah超大容量储能专用电池于2025年底实现量产，配套20尺储能系统容量突破6MWh；宁德时代587Ah大容量储能电芯已完成2GWh出货，率先实现GWh级规模化商用；亿纬锂能628Ah超大容量电芯“Mr.Big”及配套5MWh、6.9MWh储能系统全面投产，精准匹配大型储能电站需求。 大电芯技术的突破，不仅显著提升系统能量密度，更通过简化集成环节、降低运维成本，推动储能全生命周期成本下降，为产业规模化发展提供了技术支撑。 六、海外市场全面开花：中国储能开启全球抢装潮 2025年，中国储能企业加速全球化布局，海外市场成为产业增长的“第二曲线”，呈现“量价齐升、区域拓展”的爆发态势。全球新能源转型进入攻坚期，储能作为可再生能源并网的刚性需求，市场空间持续扩大，中国储能企业凭借全产业链优势，在全球市场中竞争力持续提升。 数据显示，上半年中国储能企业新增海外订单达163GWh，同比激增246%，业务覆盖全球50余个国家和地区，欧洲、中东、澳大利亚成为核心市场，拉美、非洲等新兴市场加速突破。 从区域增速看，中东、拉丁美洲进口增速分别达107%、99%，中国对沙特阿拉伯电池出口较2024年增长近4倍，对智利出口增长320%，新兴市场需求呈井喷式增长。 中国储能企业凭借在电芯、材料、集成等环节的全产业链布局，以及成本控制能力与技术成熟度优势，使其在全球市场中逐步确立主导地位，海外订单占比持续提升，推动中国储能从“本土领先”向“全球主导”跨越。 七、供需失衡加剧“一芯难求”：产能缺口倒逼产业升级 受全球储能需求爆发与供给端产能释放滞后的双重影响，2025年储能电芯市场呈现“供不应求、一芯难求”的紧张态势，产能缺口成为制约产业增长的核心瓶颈。全球储能需求的快速增长，对产业链供给能力提出了更高要求。 InfoLink全球储能供应链数据库统计显示，2025年前三季度全球储能电芯累计出货量达410.45GWh，同比增长98.5%，但仍难以匹配超过600GWh的全年全球需求预期。 目前，多数企业订单已排至2026年下半年，头部电芯企业产线全年满产满销。长期来看，随着宁德时代、亿纬锂能、海辰储能等头部企业新增产能逐步落地（2025年全球新增储能电芯产能预计达300GWh），叠加技术进步推动产能利用率提升，行业有望在2026-2027年实现供需动态平衡。短期来看，产能缺口倒逼企业加速技术迭代与产能优化，推动产业向“高效能、高可靠性”方向升级，行业集中度将进一步提升。 八、告别价格内卷：行业自律遏制非理性竞争 2025年上半年，受产能过剩预期与市场竞争加剧影响，锂电储能系统价格持续下行，近三分之一集成商为抢占市场份额采取“低于成本价销售”策略，引发产品质量隐患与产业链利润压缩，行业陷入“低价恶性竞争”泥潭，影响产业健康发展。 11月18日，中国电力企业联合会（中电联）在2025年年会上正式发起《关于加强新型储能行业自律抵制“内卷式”恶性竞争的倡议》，呼吁产业链企业坚守成本底线、坚持质量至上，推动建立行业信用评价机制与质量标准体系。这一倡议的出台，标志着“反内卷”从企业个体呼声升级为行业组织的集体行动，为规范市场秩序、保障产业健康发展提供了制度保障。 总的来看，倡议的落地将推动储能产业从“价格战”向“价值战”转型，引导企业将资源聚焦于技术创新与服务升级，提升产业整体发展质量。 九、 九、AIDC储能崛起：开辟产业第三增长曲线 全球人工智能算力需求以每年4.5倍的速度爆发，推动人工智能数据中心（AIDC）进入超大规模集群化建设阶段。与传统数据中心相比，AIDC具有高功率密度、高持续负载的特性，单机柜功耗从传统的4-8千瓦飙升至100千瓦以上，能源成本与供电稳定性成为其运营的核心挑战。 在此背景下，储能系统已从传统“备用电源”升级为AIDC运行的“核心基础设施”，不仅承担应急供电功能，更通过峰谷套利、需求响应降低能源成本，保障算力稳定输出。2025年，我国八部门联合发文明确要求“面向数据中心推动配置新型储能”，政策驱动下，AIDC储能市场快速崛起，成为继新能源配储、电网侧储能后的“第三增长曲线”。行业预测，未来三年AIDC储能市场规模将突破千亿元，为储能产业提供新的增长动力。 十、多技术路线并行突破：储能迈入多元化发展新阶段 2025年，储能产业告别“锂电单一主导”的发展模式，呈现“电化学储能领跑、机械储能突破、新兴技术探索”的多元化格局，技术路线的丰富性显著提升，为新型电力系统提供更多解决方案，降低了产业对单一技术的依赖。 电化学储能领域，除锂离子电池（大电芯、长时储能）持续领跑外，钠离子电池凭借低成本、高安全性优势，在低速储能场景（如离网电站）实现小规模商用；全钒液流电池则在大容量、长时储能领域（如100MW级以上电网侧项目）加速落地，2025年国内全钒液流电池储能项目装机量突破5GW。机械储能领域，压缩空气储能技术成熟度显著提升，300MW级项目实现商业化落地，相比抽水蓄能受地理条件限制更小，成为电网侧长时储能的重要补充。新兴技术领域，地下储能（矿山抽水蓄能、盐穴储能）、增强型地热系统等技术从实验室走向试点，虽尚未实现规模化商用，但为未来储能技术突破提供了方向。技术多元化发展，提升了电力系统对不同能源形态的适配能力，为新型电力系统构建提供了多元支撑。 结语：2025，储能产业的转型元年与未来起点 2025年，是中国储能产业完成“政策退坡、市场补位”的关键转型年，也是技术创新与全球化布局的加速年。从强制配储退场到市场化机制成熟，从大电芯技术突破到长时储能规模化，从本土市场饱和到海外抢装潮，产业发展逻辑已从“政策驱动”转向“价值驱动”，从“规模扩张”转向“质量提升”。 未来，在技术持续创新（如固态电池、新型液流电池）与市场机制完善（如容量电价、辅助服务定价）的双轮驱动下，储能将不仅是新能源并网的“配套设施”，更将成为电力系统的“核心资产”，在能源转型进程中承担起更重要的使命。2025年的十大关键事件，不仅镌刻着产业转型的关键足迹，更勾勒出储能产业未来的发展蓝图。 随着中国储能产业在技术、市场、全球化层面的持续突破，其在全球能源转型赛道中的话语权将进一步提升，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供坚实保障。

宁德时代锂矿的即将复产与宜春采矿权的规范清理，共同勾勒出中国锂资源行业的发展新蓝图 2025 年末，锂资源行业迎来两大关键动作：宁德时代旗下宜春时代新能源矿业有限公司的宜丰县圳口里 - 奉新县枧下窝锂矿采矿项目预计春节前后复产，与此同时，宜春市自然资源局发布拟注销 27 个采矿权的公示，引发市场对锂资源供给格局的广泛关注。 行业龙头动态与政策导向显示出锂资源行业迎来转型发展契机。 短期来看，上述采矿权注销对碳酸锂实际供应影响有限，而中长期则释放出监管趋严与产业升级的明确信号，中国锂资源行业正告别规模扩张的粗放发展阶段，迈入以 "安全、绿色、可持续" 为核心的高质量发展新时期。 作为全球动力电池龙头企业，宁德时代的锂矿复产进展备受瞩目。该项目于今年8月因采矿许可证到期暂停开采作业，历经四个月的合规流程推进，江西省自然资源厅此前已完成采矿权出让收益评估相关公示，宜春招标网也于12月19日发布了项目环境影响评价第一次环评信息公示，为复产奠定了坚实基础。此次复产不仅将为宁德时代的 "锂资源 - 电池制造" 产业链闭环提供关键支撑，也将有效补充国内合规锂资源供给，缓解市场对局部供应波动的担忧。 与复产消息形成呼应的是，宜春市自然资源局近期挂出的《关于拟公告注销 27 个采矿权的公示》，依据《矿产资源法》等法规，计划注销27宗过期失效的采矿许可证，公示期将持续至2026年1月22日。从矿权明细来看，此次拟注销的采矿权中，1宗 2023 年到期、5宗2024年到期，18宗有效期停留在2010至2019年之间，另有3宗为2010年以前过期，且多数已停止实际生产。矿种构成上，17宗为陶瓷土矿，7 为石灰岩，其余为高岭土、石英岩等，即便部分登记为 "陶瓷土" 的矿山实际伴生锂资源，也因长期闲置未形成有效供应。 市场分析普遍认为，此次采矿权注销对当前碳酸锂供应的实际影响较为有限。一方面，当前国内锂资源供给主要依赖合规在产矿山，拟注销的多为长期失效的 "僵尸矿权"，并未纳入行业有效产能统计；另一方面，头部企业已提前布局应对方案，如江特电机针对旗下狮子岭矿区注销事宜提交异议申请，同时加速推进茜坑锂矿投产准备，该矿 Li₂O 资源量达 31.9 万吨，开采年限长达 30 年，完全能够覆盖潜在资源缺口。从价格表现来看，尽管短期情绪扰动推动碳酸锂主力合约一度逼近 11 万 / 吨关口，但市场更多将其解读为资金面与供需基本面共振的结果，而非单纯受矿权注销影响。 更为重要的是，此次矿权注销与宁德时代锂矿复产背后，或是锂资源行业监管规范化的深层演进。随着锂矿上升为国家战略资源，宜春地区长期存在的 "以陶瓷土、高岭土名义开采锂资源" 的历史遗留问题，正进入系统性规范阶段。今年8月宁德时代枧下窝矿区因矿权问题关停，已拉开区域锂矿合规整治的序幕，此次27宗采矿权注销则是这一进程的延续，标志着行业合规化清理进入实质性落地阶段。 中长期来看，监管趋严将推动锂行业加速洗牌。低效产能将逐步被淘汰，产业集中度有望持续提升，具备合法矿权、技术优势与绿色生产能力的头部企业将获得更大发展空间。 数据显示，2026年全球锂资源供应增量预计在33万吨上下，国内新疆、湖南锂矿及西藏盐湖均有明确增量释放，而新能源汽车与储能产业的爆发式增长将带来38万吨的需求增量，行业正由过剩格局向紧平衡转变。这种供需结构变化，将进一步倒逼企业从 "规模扩张" 转向 "质量提升"，聚焦资源安全保障、绿色开采技术创新与可持续发展能力建设。 从产业发展逻辑来看，中国锂资源行业的高质量转型已具备坚实基础。在资源保障方面，国内已形成澳洲、南美、非洲等海外资源基地与国内新疆、四川、江西等产区协同发展的格局。 在技术创新方面，锂辉石提锂、锂云母提锂、盐湖提锂技术持续迭代，回收提锂产业快速崛起，2025年国内回收提锂产量预计超过8万吨；在政策引导方面，从矿权管理到环境评价，从产能调控到绿色转型，全方位的监管体系正在形成。 宁德时代锂矿的即将复产与宜春采矿权的规范清理，共同勾勒出中国锂资源行业的发展新蓝图。短期来看，合规产能的稳步释放将保障市场供应稳定；中长期而言，监管趋严与产业升级将推动行业实现质的有效提升和量的合理增长。在新能源汽车与储能产业持续增长的背景下，中国锂资源行业正以 "安全、绿色、可持续" 为核心，迈向高质量发展的新阶段，为全球新能源产业发展提供坚实支撑。

12月25日，新疆华电天山北麓基地600万千瓦新能源项目、新疆华电巴州混合储能+100万千瓦风电一体化项目、内蒙古华电阿拉善盟高新区防沙治沙和风电光伏一体化工程80万千瓦光伏项目、辽宁华电彰武满堂红35万千瓦风电项目、四川阿坝壤塘蒲西30万千瓦光伏项目并网发电，标志着中国华电新能源装机容量突破1亿千瓦。这一突破是中国华电深入学习贯彻习近平生态文明思想、落实党中央碳达峰碳中和重大战略决策的生动实践，是中国华电绿色低碳转型的重要里程碑。 12月25日出版发行的《人民政协报》刊发了全国政协委员，中国华电党组书记、董事长江毅同志署名文章《深入学习贯彻党的二十届四中全会精神 为基本实现社会主义现代化贡献更大力量》。文章指出，作为中央骨干能源企业，中国华电累计完成发电量3.4万亿千瓦时、供热量22.51亿吉焦、煤炭产量2.8亿吨，较“十三五”分别提升25.1%、53.8%、8.6%；累计完成新能源核准2.3亿千瓦、是“十三五”的15倍，清洁能源装机占比61.3%、非化石能源装机占比52%，较“十三五”末分别提高18.5和20.8个百分点。 公司连续13年获评国资委年度经营业绩考核A级，连续5个任期获评任期经营业绩考核A级，连续4年获评国资委重点改革任务考核A级，董事会连续4年在国资委年度考核评价中获评优秀。 党的二十大以来，中国华电积极服务党和国家工作大局，服务经济社会高质量发展，服务保障和改善民生，积极助力新型能源体系和新型电力系统建设，全力推进绿色低碳发展，做强做大以新能源为主体的增量规模，培育壮大以新能源为主的战略性新兴产业，清洁低碳能源比重显著提升。加快推进西北“沙戈荒”新能源基地、西南流域水风光一体化基地、海上风光电基地等重大战略项目开发建设。高质量建成全国首个风光火储全面投产的“沙戈荒”新能源外送基地；青海德令哈、天津海晶等15个百万千瓦级新能源项目陆续投产，甘肃九墩滩等光伏治沙示范项目取得良好生态成效；5200万千瓦金上水风光一体化基地规划落地实施；大力推动海上风电建设及资源储备，形成陆海联动、全域覆盖的发展格局。近三年累计投产新能源项目超7100万千瓦，跑出绿色低碳转型“加速度”。 在加快发展能源新质生产力的同时，中国华电以服务社会为己任，通过“新能源+生态养殖”“新能源+治沙”“农光互补”等模式，推动新能源项目与生态保护、乡村振兴等战略深度融合，实现经济效益、生态效益与社会效益的共赢。 新疆华电天山北麓基地600万千瓦新能源项目是大基地建设与戈壁荒漠治理协同推进的“标杆典范”，将茫茫戈壁变为绿色能源高地，把新疆能源资源优势转化为经济发展优势。新疆华电巴州混合储能+100万千瓦风电一体化项目作为国家第三批新能源大基地项目，采用“规模风电+集中储能”模式，通过“高抗硫酸盐混凝土”与“硅烷浸渍防腐涂层”组合技术破解高盐碱环境腐蚀难题。内蒙古华电阿拉善盟高新区80万千瓦光伏项目坚持开发与保护并重，科学规划项目布局，节约用地13.5%，成功保护场区内原生植被。辽宁华电彰武满堂红35万千瓦风电项目优选160米钢-混结构高塔架风电机组，采用“双监式”安装监管模式，成为区域唯一年内投产风电项目。四川阿坝壤塘蒲西30万千瓦光伏项目让广袤高原变身“零碳能源基地”，既完善偏远地区电力基础设施，又为巩固脱贫攻坚成果注入绿色动力。 江毅在文章中指出，“十五五”期间，华电要大力推进能源产业提质升级，要坚决落实“双碳”重大战略决策，坚持智能化、绿色化、融合化方向，加快建设新型能源体系和新型电力系统，全力做强做优做大以可再生能源特别是新能源为主体的增量，不断提高新能源装机和供给比重，助力加快建设能源强国。要加快推进西北“沙戈荒”、西南水风光、沿海海上风电、支撑性煤电等重大项目开发建设，全力推动传统能源优化升级，加快推动“新能源+”融合发展，积极培育绿色氢基能源产业，探索布局新一代核电，助力我国能源结构和产业结构全面绿色低碳转型。 要加快培育发展新质生产力，围绕国家所需、产业所急，强化企业科技创新主体地位，主动承担国家重大科技攻关任务，加强原始创新和关键核心技术攻关，集中力量攻克新型电力系统建设“卡脖子”难题，深入实施“人工智能+”行动，优化“华电智”大模型体系，提升创新体系整体效能，推动科技创新和产业创新深度融合，更好支撑高水平科技自立自强。要加强科技人才队伍建设，优化科研项目过程管理，健全分类评价体系和考核激励机制，赋予科技人才更大科研自主权和资源调配权，持续激发创新活力动力。

伴随白酒产业神话正在以肉眼可见的速度崩塌，不甘沦为“时代眼泪”的传统酒企，如今惦记上了新能源的时代快车。 近日，五粮液集团（000858）与宁德时代（300750）宣布正式达成战略合作。双方将围绕“项目共建、资本协作、供应链融合”三大方向，推动传统白酒产业与新能源技术深度融合，共同打造产业零碳转型新样本，为宜宾建设生态优先绿色低碳发展先行区注入新动能。 一边是白酒行业传统巨头，一边是全球锂电行业霸主，风马牛不相及的两大行业巨头为何突然联手？ 公告显示，双方合作将重点聚焦三大领域： 共建零碳园区，打造行业标杆：依托五粮液产业园区、温江产业园区等场景，宁德时代以光伏电站、储能系统建设为起点，系统推进绿色能源基础设施升级。围绕“零碳园区”建设目标，双方将协同推进节能改造、智能电网与能碳管理平台建设，将五粮液园区打造为白酒行业乃至传统制造业的零碳示范标杆。 推动交通电动化，构建绿色物流链：双方将共同推动五粮液集团自有车辆及其供应商车辆电动化替换，优先使用宁德时代电池产品，并探索建设换电示范线路。同时，在宁德时代及下游客户产品轻量化进程中，优先使用五粮液集团轻量化复材，实现双向赋能。 深化电池业务协同，提升产品价值：在现有合作基础上，双方将共同推进电池包复材结构件研发与新品类拓展。依托五粮液集团在高端包装、防伪溯源等领域的技术积累，共同打造高标准、高效率、高可信度的电池包装解决方案。 简言之，不是酒企也想碰碰电车，这事听上去未免有些惊悚。 宁德时代将帮助五粮液零碳园区的光储设施、节能改造、智能电网等建设，帮助后者完成物流车辆电动化替代（当然要优先选用宁德时代电池产品），五粮液则协助宁德时代推进电池包复材结构件研发与新品类拓展。 宁德时代表示，此次跨界合作，是宁德时代新能源系统解决方案从交通领域向工业生产场景拓展的重要里程碑。 对于五粮液而言，与宁德时代的牵手则意义更加非凡。 在新能源领域，五粮液还真算不上是什么“新人”。 早在2023年4月，五粮液集团就全资成立了四川五粮液新能源投资有限责任公司，注册资本高达10亿元。 成立后的第二个月，五粮液新能源便出资1666万元，拿下同年成立的宜宾本土企业和光同程10%股权。 8月份，公司再与中石油联手，成立四川中新绿色能源有限责任公司，剑指光伏、储能、氢能等多个热门赛道。其中，五粮液新能源持股51%，公司董事长钟道远分别担任和光同程、五粮液新能源等多家企业高管。 今年以来，五粮液的新能源动作再度频繁。 2月份，五粮液新能源宣布与光伏巨头隆基绿能（601012）、电池片龙头英发睿能麾下宜宾英发德耀，斥资10亿成立宜宾英发德睿科技有限公司，公司业务覆盖光伏设备制造、电子材料研发等核心领域。 新公司四大股东分别为：英发德耀（持股50.1%）、五粮液新能源（持股20.1%）、隆基乐叶（持股19.9%）以及宜宾市高新投资集团（持股9.99%）。 就在10月31日，投资总额超过4000万元的三则招标公告才将五粮液的新能源野心推向台前。 我们前文提到的四川中新绿色能源，同日发布拟投资1600万元的五粮液产业园区储能电站项目，与预估投资金额分别为1300万元与1213.49万元的520车间、产业园B区智慧工厂分布式光伏项目。 其中，储能电站项目计划建设10MW/20MWh电化学储能系统，两个光伏项目的总装机规模则达到约11.5MW。 客观而言，外界媒体对五粮液所谓“跨界新能源”的报道多少有些言过其实，其多年以来并未亲自下场参与制造端，但新能源投资版图的扩大与公司对零碳事业的重视仍值得关注。 “五粮液+新能源”组合的实现，离不开占地利、享天时两点。 从天时来讲，2025年对于白酒产业而言绝不是一个好年份。 就第三季度，A股20家白酒上市公司营收总额同比下滑18.42%，净利润降幅22.03%，行业十年最差成绩单突如其来。 五粮液自身遭遇营收暴跌52%，净利润下滑65%，同行的日子也都不好过。水井坊、古井贡酒营收对半砍，洋河利润暴跌158.38%，飞天茅台的批发价已经跌破了1700元大关。 毫无疑问的是，提前搭上新能源产业这架新时代快车，对在下坡路上急需开拓第二增长曲线的五粮液是百利而无一害。 此外，涵盖蒸粮、蒸馏等环节的白酒酿造产业，本就是非常典型的耗电大户。有分析显示，五粮液集团年用电量超过3亿度，若储能系统年节电率达10%-15%，每年可节省电费数千万元。 就算只是为了节省开支，五粮液对新能源的关注也并不让人意外。更何况，五粮液还想着要率先树立“白酒产业零碳新标杆”。 从地利的角度来讲，五粮液对新能源产业的深度涉足也不失为被地方发展“推着走”。 历来号称为“四大酒都”之一的四川宜宾，近年来已经成为“动力电池之都”。宜宾动力电池产业2023、2024年产业产值均超千亿，成为继白酒之后的第二个千亿级产业。 截至目前，四川宜宾已累计引进动力电池上下游配套项目120余个，规划产能300GWh，已建成210GWh。 据统计，2025年前三季度，宜宾动力电池产业产值达860.7亿元，同比增长14.6%，动力电池产量127.1GWh，占全国总量的16%以上，预计全年产量将突破180GWh。 这也意味着，全球每10个动力电池，就有一个“宜宾造”。 而在动力电池之都后，宜宾的下一个目标是“中国储能产业新高地”“零碳宜宾”。 就在放出与五粮液签约消息的同一时间，宁德时代宣布近日与宜宾市人民政府正式签署共建“零碳宜宾”战略合作协议。 双方将围绕“零碳产业、零碳能源、零碳城市、零碳智能”四大方向展开全面合作，力争五年内在宜宾全域建成零碳生态集群。 公告显示，宁德时代将推动“零碳工厂+灯塔工厂”双模建设，率先在三江新区、高新区、叙州区储能产业园开展国家级零碳园区试点，并逐步推广至全市，重点围绕化工、建材等高载能行业推进节能改造，打造天原集团、丝丽雅集团、普什集团等一批可复制的零碳工厂标杆，助力传统产业绿色转型。 正如我们前面所提到的与和光同程、英发德耀等宜宾本土企业的深度绑定，五粮液的零碳野心实现，也势必不会错过这波宜宾本土零碳大发展的东风。

11月26日，宁德时代与Stellantis正式启动位于西班牙萨拉戈萨菲格雷鲁埃拉斯的磷酸铁锂电池电芯及模组工厂建设。该项目由双方各持股50%的合资公司运营，总投资达41亿欧元，预计2028年3月建成，年产能可达50GWh，能满足约60万辆电动汽车的装车需求。 为推进项目建设，宁德时代已派遣约2000名中国员工参与，项目后期将创造3000个本地就业岗位，全面达产后预计可提供近4000个高技术岗位。新工厂紧邻Stellantis现有整车厂，已获得欧盟超过3亿欧元资金支持，阿拉贡自治区政府正协调中国员工的工作许可，并着力吸引更多电池产业链企业落户本地。 当地行业与工会对项目展现出明确的学习态度。汽车行业组织负责人大卫·罗梅拉尔坦言：“我们对这些技术和组件完全陌生，他们比我们领先多年，现在能做的就是观摩学习。”工会领袖何塞·胡安·阿尔塞兹也承认：“只有中国企业真正掌握超级工厂的建造技术。”目前工会正等待宁德时代提供技术标准，计划与当地大学合作开发定制化培训课程。 此次合作标志着宁德时代欧洲战略的调整。相较于匈牙利工厂主要依赖本地员工的模式，西班牙项目采取中国团队主导建设的方式，这一转变源于匈牙利项目因人力短缺导致投产推迟的教训。目前宁德时代在欧洲已布局德国、匈牙利两座工厂，德国工厂已实现盈利，匈牙利工厂进入设备调试阶段，萨拉戈萨项目将进一步扩大其欧洲市场版图。 对Stellantis而言，该项目是保障电池供应的关键举措。其与道达尔、梅赛德斯-奔驰合资的ACC项目正面临困境，凯泽斯劳滕和特尔莫利的两座工厂处于停滞状态，后者甚至可能永久关停。新工厂生产的低成本磷酸铁锂电池，将直接供应Stellantis在萨拉戈萨、维哥和马德里的三家整车厂，为其基于STLA Small平台的电动小型车生产提供竞争优势。 根据规划，工厂生产的LFP电池将用于“高品质、耐用且价格亲民的B级和C级纯电动轿车、跨界车和SUV”，主打中等续航市场。阿拉贡自治区主席豪尔赫·阿斯孔透露，这些电池不仅供应西班牙本地工厂，还将支持Stellantis的海外生产基地。Stellantis表示将坚持NMC与LFP电池“双技术路线”，但最终技术配比及所需NMC工厂数量尚未明确。 项目将分阶段推进，2025年底前实现首批产线投产，2028年产能爬坡至设计规模的30%，2030年全面达产。西班牙工业和旅游大臣霍尔迪·埃雷乌称，这座工厂是“西班牙对欧洲再工业化所能做出的最佳贡献”。

11月27日，国家发展改革委召开月度新闻发布会。政策研究室副主任、委新闻发言人李超就储能、氢能等新兴产业被认为是构建新型电力系统的关键支撑，目前这些产业的发展现状如何，还将从哪些方面发力，加速商业化应用和规模化发展等问题进行回复。相关重点内容如下： 随着我国风电、光伏等新能源装机规模和比例的不断提高，电力系统调节能力已经成为建设新型电力系统的重要环节，储能、氢能等产业是提升调节能力的重要方面。储能方面，我国储能产业快速发展，大规模压缩空气储能、高安全化学储能、固态电池储能等技术路线开发和示范应用取得积极进展。 目前，全国新型储能装机超过1亿千瓦，是“十三五”末的30倍以上，占全球总装机的比例超过了40%。储能设施建设周期短、布局灵活、响应速度快，可以快速承担起电力系统调节功能。 今年迎峰度夏期间，全国晚高峰调用新型储能峰值超过了3000万千瓦，是三峡水电站满负荷发电功率的1.3倍，相当于重庆电网今夏的负荷峰值，“超级充电宝”为电力顶峰保供提供重要支撑。 进一步提升调峰能力，针对我国不同区域、不同时段电力供需差异大的特点，持续推动输电、储能等基础设施建设，大力提升电网余缺互济和顶峰能力，跨区输电峰值达1.51亿千瓦，这相当于全国最高用电负荷的十分之一。 下一步，将重点做好以下几方面工作： 一是深化电力市场改革，鼓励储能项目结合自身特点参与电能量市场和调频、调峰、备用等辅助服务市场，获取合理收益。 二是统筹规划布局，有效衔接绿色氢氨醇供给和需求，在重点领域推动绿色氢氨醇规模化发展，适度超前推动产运储等环节基础设施建设，有效降低系统运行成本。 三是突破技术瓶颈，组织实施产业创新工程，支持领军企业联合产业链上下游企业、高校科研院所，围绕不同应用场景，一体推进设施集群建设、技术研究开发、产品升级迭代和应用推广，鼓励多种新型储能和氢能技术路线的有序发展，为构建新型电力系统提供有力支撑。