虫虫说储能 - 节目列表

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。

中国正在进行一场深刻而大规模的经济布局调整。这并非短期的政策微调，而是一次旨在重塑中国未来几十年发展轨迹的顶层战略转变。 我们可以从以下几个核心维度来理解这场大规模调整： 一、 调整的动因：为什么要变？ 这场调整源于内外部的双重压力与内在发展的需要： 外部环境巨变：全球化逆流、地缘政治紧张、西方国家“去风险”和供应链重组策略，使得过去依赖出口和技术的“世界工厂”模式面临挑战。 内部发展瓶颈：传统投资驱动和房地产拉动的经济增长模式边际效益递减，面临债务高企、人口老龄化、部分行业产能过剩等问题。 迈向高收入国家的必然要求：要突破“中等收入陷阱”，必须从价值链低端向高端攀升，从“中国制造”转向“中国智造”。 二、 调整的核心方向：转向哪里？ 总体方向是从速度转向质量，从“有没有”转向“好不好”。具体体现在以下几个关键转变： 1. 产业升级与“新质生产力”的提出，这是当前调整的最核心抓手。 目标：摆脱对传统劳动密集型产业和房地产的过度依赖，发展高科技、高效能、高质量的先进生产力。 重点领域： 战略性新兴产业：新能源汽车、人工智能、生物制造、商业航天、低空经济等。 未来产业：瞄准量子技术、生命科学等前沿领域。 数字经济与智能化：推动制造业数字化转型，发展工业互联网。 2. 从“外向”到“内需”驱动 构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。 核心：激发中国庞大的内需市场潜力，减少对外部市场的过度依赖。 举措：通过收入分配改革、完善社会保障体系（医疗、养老、教育）等方式，提升居民的消费能力和意愿，让老百姓“敢消费、愿消费”。 3. 区域经济格局的重塑 改变过去资源高度集中在东部沿海的局面，推动更均衡的发展。 西部大开发、东北振兴、中部崛起等战略持续推进。 打造新的增长极：例如，成渝地区双城经济圈被定位为带动全国高质量发展的重要增长极和新的动力源。 省内协调发展：推动各省内部形成优势互补、高质量发展的区域经济布局。 4. 能源与发展的绿色转型 “双碳”目标（2030年碳达峰，2060年碳中和）是硬约束，也是新机遇。 目标：大力发展光伏、风电等新能源产业，推动传统产业节能减排。 影响：这不仅是一场能源革命，更将重塑中国的产业结构、技术体系和生活方式。 5. 对房地产行业的深度调整 这是当前最受关注、也最阵痛的调整。 目标：打破“房价永远涨”的预期，挤压金融泡沫，推动房地产行业从“高负债、高杠杆、高周转”模式向平稳健康发展模式过渡。 举措：“三道红线”、房贷集中度管理、保障性住房建设等，旨在让住房回归居住属性。 三、 调整的表现与影响：我们看到了什么？ 投资风向变了：资本和政策大力流向芯片、新能源、AI等硬科技领域，而非曾经的互联网平台和教培。 区域竞争新赛道：各城市不再单纯比拼GDP增速，而是在争夺新兴产业、高端人才和研发总部上展开竞争。 就业市场结构变化：传统制造业和建筑业岗位需求放缓，而对高技术人才、工程师的需求激增。 阵痛与挑战：短期内，经济增速放缓、青年就业压力增大、部分房地产企业暴雷、地方财政承压等都是不可避免的调整成本。 总结 中国大规模调整经济布局，本质上是在主动拆解旧的发展引擎，同时奋力安装新的、更强大的引擎。这是一场关乎国运的“二次创业”。 短期看，必然伴随阵痛和不确定性，新旧动能转换需要时间。 长期看，这是中国突破发展天花板、应对国际竞争、实现可持续发展的必由之路。 这场调整的广度、深度和复杂性都前所未有，其成败将直接决定中国能否顺利跨越中等收入陷阱，迈入现代化发达国家的行列。世界正在密切关注这场宏大经济实验的进程与结果。 ​

3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国”。这是“能源强国”首次被写入国家五年规划中。 站在中国能源低碳转型的关键时期，中国正积极从“能源大国”向“能源强国”转变。相比以往“保供稳价”的传统定位，现阶段能源发展被赋予了更深远的意义：以新型能源体系建设为牵引，推动产业结构升级和经济动能转换，为高质量发展提供长期动力。 这一效应已经显现。据国际组织“能源与清洁空气研究中心（CREA）”报告，2025年太阳能、电动汽车及其他清洁能源技术对中国经济增长的贡献达到三分之一以上，并拉动超过九成的投资增长。展望“十五五”，能源将持续成为扩大内需、支撑增长的战略性支柱，其路径体现在： 从短期来看，以新型电力系统为核心的能源基础设施建设，将带来规模空前的投资，并将通过产业链产生强大乘数效应，直接拉动经济增长与就业。 从中期来看，海量投资将驱动风电、光伏、储能、特高压等高端制造业实现技术迭代与成本下探，夯实中国应对全球绿色产业竞争的优势。 从长期来看，一个绿色、稳定、高效的现代能源体系，将持续赋能经济高质量增长，并直接催生新能源汽车、智能家居、工业清洁燃料等庞大新消费市场。 能源投资规模空前 “十五五”规划纲要把“加力建设新型能源基础设施”作为构建现代化基础设施体系的四项重点任务之一，并提出要推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源、坚持风光水核等多能并举等具体措施。由此，今后五年，新型能源基础设施将是中国经济发展中最具确定性的投资领域之一。 首先是清洁能源发电。国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在一季度新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。核电方面，“十五五”规划纲要（草案）提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。 其次是电网系统升级。“十五五”规划纲要明确，2030年西电东送能力要达到4.2亿千瓦以上，较2025年3.4亿千瓦明显提升。为此，国家电网在今年年初宣布“十五五”固定资产投资将达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，期间全国电网总投资预计将突破5万亿元。特高压输电通道、智能化配电网以及农村电网巩固工程将成为重点投资领域，进一步保障能源电力外送与消纳。 再者是调节能力建设。国家发展改革委主任郑栅洁在3月6日举行的记者会上介绍，“新型储能”被列为与集成电路、航空航天等并列的六大新兴支柱产业。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，2030年达到2.4亿千瓦以上。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。 第四是战略性工程。郑栅洁在记者会上透露，“十五五”时期将从长远布局考虑，实施一批战略性工程。比如，推进雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等一系列投资万亿元以上的能源重大工程。 国家能源局数据显示，十年间，全国电力工程投资额实现了翻倍增长，从“十三五”年均千亿级跃升至“十四五”年均万亿级，并有望在“十五五”阶段站上2万亿元的新台阶。同时，投资结构不断调整。2020年起，电源投资超过电网并持续拉大，到2024年电源投资几乎是电网的两倍，但2025年又出现了趋势性变化。展望“十五五”，电力工程投资将更注重整体效能，推动电力系统向“源网荷储”深度融合。 驱动供给侧创新 “十五五”期间的海量投资将驱动风电、光伏、新型储能、核电、特高压等产业进入高质量发展的新周期。 一是规模效应驱动成本下探。近十年来，中国风电和光伏项目的平均度电成本分别累计下降60%和80%。到2025年，陆上风电度电成本已降至0.1元到0.25元/千瓦时，光伏发电度电成本降至0.2元到0.3元/千瓦时，在许多地区已低于煤电成本。同时，以锂离子电池为代表的电化学储能迅速发展，度电成本降至0.2元到0.4元/千瓦时区间，系统成本较2022年高点下降约80%。 随着“沙戈荒”大基地项目集中上马、技术工艺持续优化以及产业链各环节产能的充分释放，规模效应将进一步凸显。彭博新能源财经（BNEF）预计，到2035年，全球风电、光伏发电平均平准化度电成本将在当前基础上分别下降20%和30%以上，电化学储能下降近50%，中国是其中的重要驱动力量。持续降本将推动风光等新能源打破以往“保价保量”的政策驱动依赖，更快地过渡到灵活交易的电力市场化机制。 二是以自主技术攻坚未来产业。“十五五”规划纲要（草案）明确把可控核聚变作为前沿科技攻关领域，期间要“突破氚燃料制备循环、材料辐照考验、高性能激光、超导磁体制造等核聚变关键技术，开展聚变氘氚燃烧等离子体运行实验和多技术路径可行性验证，推进核聚变研发工程化进程”。 “十四五”期间，中国在可控核聚变领域实现多维度突破，从稳态运行时间、等离子体参数到工程化部署均取得里程碑式进展，并带动关键材料产业进步。目前，中国自主推进的聚变工程试验堆（CFETR）正处于集成工程设计与关键部件预研阶段，计划于2035年左右建成。作为CFETR关键前置项目的合肥紧凑型聚变能实验装置（BEST）也已进入工程总装关键阶段，计划于2027年建成，2030年实现发电演示。 三是新模式新业态涌现。构建新型电力系统的过程，也带来了电力市场机制与商业模式变革。其中，虚拟电厂作为聚合海量分布式资源、参与系统调节的智能平台，正从试点走向规模化运营。国家发展改革委在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》里提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，进一步提升至5000万千瓦以上。 这一目标相当于50座百万千瓦级传统火电厂的调节能力。“十五五”期间，虚拟电厂将通过先进信息通信技术，将分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调节工业负荷等海量分散资源聚合起来，参与电力现货、辅助服务等市场交易，为相关发电企业、个人消费者和制造业用户提供更多能源服务。 撬动消费侧需求 绿色低碳转型能否成功，不仅取决于清洁能源产能提高和低碳技术突破，更取决于能否形成全社会共同参与、共同受益、共同推动的绿色发展体系，从而建立起从绿色生产到绿色消费的完整市场循环。 一方面，工业深度脱碳将会催生绿电、绿氢、绿色燃料的一体化新产业。“十五五”规划纲要提出，实施重点行业领域节能降碳、零碳园区和零碳运输走廊建设，建设充换电、氢氨醇加注等设施。同时，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。 当前制约氢能等新兴绿色产业发展的关键因素在于有效需求不足，但随着基础设施逐渐完善、产业链协同降本增效、减碳压力递增，消费市场潜力将被逐步释放。中信证券研报认为，氢能行业作为“十五五”未来产业，政策定位再度提升，预计2026年行业或能在氢电耦合、工业减碳等领域实现突破，推动氢基绿色燃料快速增长。2030年国内数据中心燃料电池装机需求或达5GW至7GW，有望成为行业新的需求增长点。《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，到2030年，氢能全产业链技术将基本实现自主可控，绿氢年需求量预计达500万吨，国产装备与材料竞争力显著提升。 另一方面，个人和家庭将会成为绿色能源的积极产销者。国家发展改革委发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出，到2030年，要支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展。 完善中的电力基础设施将引领新能源汽车、智能家居等消费产业蓬勃发展。根据国家充电设施监测服务平台数据，2025年中国电动汽车充电基础设施约2009万个、新能源汽车保有量达4397万辆，占全国汽车总量的12%。中国电动汽车百人会预测，2030年中国新能源汽车保有量将超过1.2亿辆。 可以预见的是，几乎翻倍的充电基础设施将拉动新能源汽车、充电服务市场和车网互动增值场景消费。同时，随着分布式光伏、户用储能以及虚拟电厂等技术的成熟，家庭将从单一的用电单元变为产销者，激发智能家居等成熟消费产业全面升级。

随着全国统一电力市场，以及取消政策性分时电价的推进，零售侧电价逐渐进入市场化定价，批发侧价格传递的阶段。 这里我们以江苏市场化分时电价为分析对象，讨论一下其中的特点，尤其是与政策性分时电价双轨制运行阶段的独特看点。 一、讨论的政策文件本身也值得讨论一下 这份文件是江苏电力交易中心有限公司发布的“苏电注册公告2025-164号”。 从发文单位看，是一家公司发布的，而不是发改委能源局，说明这是一份市场性的文件，仅对该“公司”法律影响范围的主体有效。 从收文单位看，是售电公司和电力用户，不是发电企业、电网公司、政府，是一份电力零售端的公司政策文件。 文件页数，本文件仅有7页，但彻底拉开了江苏零售侧分时的大幕。 个人认为涉及了江苏省电力零售领域各类主体，甚至包括了工商业储能、分布式光伏、充电运营商甚至电动汽车车主，每年千亿级别的电量和千亿级别的资产规模都会受到影响。 从发文时间看，该文发布于2025年12月25日，紧跟2025年12月17日发改能源规〔2025〕1656号，是一份地方性的衔接文件。 二、文件主要内容是零售合同的选择和规则 就江苏省而言，该文件又是衔接“苏发改能源发〔2025〕1141号文”《关于开展2026年电力市场交易工作的通知》，对2026年中长期零售交易的进行了补充和新增的规定。 总的来说，就是把江苏2026年的零售侧长协，分为三个阶段（老合同、过渡期的合同、新合同），以及新合同确立的三种模板。 对2026年3月份以后新签的长协合同来说，有三种风险偏好选择： 无论是哪种合同，乃至2026年1月开始新签的过渡期用户，有50%的电量必须与市场价格联动，其中有5～15%电量与现货价格进行联动。 电力用户第一次真实的感受到了市场价格波动。 三、江苏特色-螺狮壳里做道场的温和 根据全国统一电力市场的政策趋势，未来可能全国的零售侧交易规则也将逐步的趋同，但目前各地还是保持各自的市场化放开节奏，也算是零售侧开放路径上的个性化探索吧。 江苏现阶段的零售侧开放逻辑，充分体现了苏式文化的婉约与细腻，既要让用户感受到批发侧的波动，市场价格信号对终端用电企业的冲击又必须是受控的，相对温和的。 江浙人的口头禅之一是：螺狮壳里做道场，即在一个狭窄有限的空间里，把面子做足，把里子给到，充分平衡各方利益。 江苏零售侧价格放开就充分体现了这种特色，比如以下几个方面： 1、政策性分时并不是彻底取消 江苏原有的，最新一版的政策性分时文件，“苏发改价格发〔2025〕426号文”，对于峰谷比例，峰谷时段等方面的规定，在本文件中并没有被彻底废除，而是继续发挥非常重要的影响力。 本文件在最后一页的其他事项里，用几个字衔接了原有的政策性分时。 而且哪怕是用户选择分时零售套餐，苏发改价格发〔2025〕426号文依然发挥了战略核武器级别重要作用，后面我们再分析。 2、不分时零售套餐，不是不分时的 选择不分时零售套餐的用户，其实是分时的，只是峰谷电价时段和价格按照苏发改价格发〔2025〕426号文进行形成。 至少有相当数量的长协用户是选择不分时套餐的，售电公司给出的是带有市场信号的月度不分时平均零售电价，然后作为平段价格，按照原有政策文件的峰谷时段、峰谷上下浮比例进行展开，形成当月的分时结算电价曲线。 3、价格信号传递是温和的，人为失真的 和某些省份人民即将享受到的，某种不带扭曲失真的，大开大合直接把100%批发侧分时曲线直接摆到用户面前的零售套餐不同。 如果我们把一重规则，看成是一种信号处理器，那么江苏至少对批发侧的现货价格信号，经过4-5重的信号处理，再传递给终端用户，以减少初步市场放开后对终端用户的价格预期的冲击。 信号处理的方式包括套餐分流、比例约定、时段限制、限价，利润封顶（5%超额回收机制）等等。 像极了等台风的江苏小孩：既怕它不来，又怕它乱来。 4、分时零售套餐，双规则运行的反直觉逻辑 （1）设置两套规则 即使选择了市场化分时的零售套餐的电力用户，为了限制现货价格的直接传递，江苏交易中心依然设置了双重规则进行保护。 规则一是和不分时类似的，即联动电量比例+现货比例+加价限制+超额利润回收的组合拳，框死了售电公司的腾挪空间。 你以为这就够了？ 江南人民的螺丝壳细腻精神出来了，再给你搞一套规则，就是红圈部分。 规则二完全独立，是单独计算出来的，然后与第一套规则给出的峰谷价格进行Max 或 Min的比较。 也就是真的加了一门框。 这个框本身很神奇，它是三套规则的混合产物。 取政策性时段，也就是2025-426文件的平时段，说白了就是零售侧的参考时段不是批发侧市场的动态时段，这里有不匹配的地方，对某些售电公司的交易策略是上强度了。 取电力用户的Q平段,t，也就是用户的政策性平段电价的电量，这个属性是用户的。 取售电公司的市场交易的P平段，t，即售电公司在政策性平时段的分时成交价。 然后进行加权平均后，得到该用户的P平段加权（参考价）。再按照2025-426文件的峰谷结构进行展开，得到参考的分时峰谷电价。 （2）反直觉的价格逻辑，峰有底，谷有顶 更神奇的事情来了， 你以为是门框，其实不是框在里面，而是框在外面。 峰有底的逻辑 对峰段电价，售电公司给出规则一的市场化峰段均分时均价，与规则二峰段参考价对比，取Max。 市场化零售价低于参考价的，以参考价为准；高于参考价的，以市场价为准。 也就是峰段电价是底的，这个底价是规则二的峰段参考价; 售电公司在峰段必须高于参考价去报价，不允许在峰段随便乱杀价，这保护了电厂利益，也避免了售电公司之间在峰段的恶性竞争。 某种意义上给售电公司在峰段一点点做市的空间，有少部分峰段超额利润。 但是峰段售电公司做市抬价，杀用户怎么办？ 没事的，你售电公司再怎么折腾，超额利润5%回收机制上面顶着，杀不了。 谷有顶的逻辑 对谷段电价，售电公司给出规则一的市场化谷段均分时均价，与规则二谷段参考价对比，取Min。 市场化零售价高于参考价的，以参考价为准；低于参考价的，以市场价为准。 谷段电价是顶的，这个顶价是规则二的谷段参考价; 这个逻辑是，售电公司不得在谷段随意抬高价格，因为谷段往往是光伏大发时段，也是电价极其容易受到天气影响的脆弱时段，如果谷段忽然来了一阵雷雨，此时批发侧电价飙升，售电公司可能出现价格风险，但是不允许这是售电公司随意转嫁谷段的高价给用户，售电公司必须自己兜着。 至于谷段的低电价，甚至负电价，那没限制，你售电公司愿意给多低都可以。 5、 5、分时零售套餐，售电公司的大考来了 江苏分时套餐的规则一加上规则二，再叠加零售侧的峰谷时段严格按照发改委的政策性时段，不是售电公司确定的批发侧的峰谷动态时段走。 给售电公司的套利空间有，但不多，上面5%封顶，你尽管折腾。 售电公司的批发侧现货风险，没有太多零售侧兜底机制，你自己担着吧。 四、零售侧市场价格放开的两种思路 纵观江苏新版的市场化零售政策，三目标层层递进，首要目标是传递市场价格，落实中央文件精神；次要目标是严格保护用户，设置层层信号缓冲，外加多重保护，确保用户有限度感受市场温度，但绝不至于大起大落；再次要目标是培养售电公司的交易能力，但严格限制可操作空间，风险自己承担。 个人认为江苏的路径是温和的，多方面平衡考虑的结果，经过若干年的缓冲过度，让发电、售电、用户三方都经过一定的市场教育和洗礼，逐步形成对批发侧现货信号和风险的理解能力和承受能力，最终将逐步取消限制，实现真正意义的批零直接挂钩。 至于是江苏的“渐进”，还是某些省的“顿进”，顿悟还是渐悟都是领悟佛法的路径，没有对错。 最终都是批零双边真正市场化，以价格信号指导电力资源最优化配置的彼岸。

宁德时代在主业上保持高度专注，但在投资领域同样动作频频。 “一个人可以跑得很快，一群人可以走得更远”，这句话既适用于个人，也适用于企业发展。对于全球电池行业排名第一的企业而言，宁德时代的投资版图，亦是支撑其行业地位不可或缺的组成部分。 我们尝试从这一版图中，窥见其自身以及新能源电池产业未来走向。 01 从报表看其对外投资 从宁德的报表来看，交易性金融资产主要是银行理财产品及结构性存款。对外投资主要体现在其他权益工具投资及长期股权投资科目。 截至2025年三季度末，上述两项合计金额为768.73亿元，占总资产的比例为8.58%。从2016年的1.7亿元增长至最新的768.73亿元，投资收益对利润的影响也逐步扩大。2025年前三季度，公司实现投资收益52.37亿元，约占利润总额的8.63%。 图： 其他权益工具+长期股权投资，单位：亿元 图：投资收益对公司利润影响越来越大 我们亦试图从其投资明细中窥探公司的战略布局： 从2024年报披露的金融资产投资明细来看，其对上市公司的投资成本合计346.20亿元，占权益投资总额的45%。2024年当年实现的投资收益为30.47亿元，占总投资收益的76.4%。换言之，45%的投资头寸，贡献了76.4%的投资收益。 02 投资成效如何？ 宁德时代的大手笔投资有哪些？投资收益表现如何？我们重点分析其证券投资中金额居前的几个项目。 一. 267.47亿元入股洛阳钼业，3年半时间浮盈超3倍。 洛阳钼业主营铜、钴、钼、金等矿产资源开采。 2022年6月，宁德时代通过子公司间接入股，持有洛阳钼业532,978.04万股，持股比例在24.68%至24.91%之间（随公司总股本略有变动）。 同年7月，洛阳钼业将其持有的刚果（金）KFM铜钴矿项目25%股权转让给宁德时代旗下时代新能源公司，从而锁定了优质的铜钴矿资源。 对洛阳钼业的初始投资成本为267.47亿元，入股成本折合每股5.02元。截至2026年2月，洛阳钼业股价约为22元，账面浮盈约905亿元，累计收益率约为338%。 该笔投资计入“长期股权投资”科目，按权益法计量，利润表仅按持股比例及洛阳钼业净利润确认当期投资收益。 考虑到投资期间洛阳钼业实现了业绩与估值双升，报表确认的投资收益实际上大幅低估了该笔投资的实际回报。 二.25亿元入股先导智能，25年上半年大量减持，未斩获财务收益，但取得了产业链协同 先导智能主营锂电池智能装备，后逐步延伸至光伏、3C、智能物流、汽车、氢能等领域的高端非标智能装备。 2021年7月，宁德时代通过定向增发认购先导智能股份，成为其重要战略投资者，初始持股比例为7.15%，位列第三大股东。认购成本为25亿元，定增价格为22.35元/股，对应股份数11,185.68万股。 2024年7月解禁后，宁德时代通过集中竞价、大宗交易等方式逐步减持。2025年半年报显示，其持股比例已降至0.69%；2025年三季度末，已退出前十大股东行列，持股比例低于0.48%。 从股价走势看，先导智能股价自2024年下半年起随业绩预期好转逐步回升，2025年盈利高增推动股价进一步走高。截至2026年2月24日，股价为54.43元。 根据十大股东持股明细，宁德时代主要在2025年上半年减持，当时股价波动区间大致在16元至26元，远低于当前水平。因此，该笔投资并未带来显著的财务收益，甚至可能略有亏损。 图：宁德时代在25年一季度及二季度大量减持先导智能 低位减持，让宁德时代有些尴尬。所以即使是深度合伙伙伴，也未能精准判断后续走势。 虽减持，但双方的战略合作并没有变。宁德时代在该笔投资中并未获得较大的投资收益，但更多的是产业链协同，核心目的在于“买断”先导智能的生产线，确保其在扩张产能过程中拥有稳定、可靠的设备供应。 此后，双方合作范围亦拓展至模组Pack、固态电池、钙钛矿等新兴领域。 三.15亿元入股MDKA，切入印尼金属资源，实现财务收益与资源战略双赢 MDKA是一家印尼的多元化采矿公司，业务涵盖铜、镍、黄金等金属资源的勘探、开采与加工。 宁德通过其子公司于2022年4月在印尼证券交易所认购MDKA 1.2亿股，认购价IDR2830印尼盾/股,折合人民币15亿元。截至2026年2月24日，股价约3590印尼盾/股，累计涨幅26.86%，其中2026年以来股价上涨57.46%。 持有近4年，年化收益率尚可。 当然这笔投资的核心还是在于切入印尼的金属资源渠道，尤其是在当下，碎片化的国际格局下，资源民族化浪潮兴起，资源安全已经是国家的战略安全重要方向之一，这笔投资的战略意义远超财务收益，不失为双赢。 四. 15亿元入股极氪（ZK），高位投资浮亏近半，核心在于锁定下游客户 极氪为吉利控股旗下高端智能纯电品牌，2021年成立，主打性能+豪华+智能，是吉利电动化转型核心载体。 2023年2月极氪完成7.5亿美元A轮融资，投后估值130亿美元，宁德时代等战略入股，成本折合人民币约15亿元。 2024年5月公司在纽交所上市，受电动车内卷化竞争等影响，股价走势不理想。2025年7月吉利宣布私有化极氪，总代价约24亿美元，对应估值70亿美元（较 A 轮腰斩），宁德时代等股东继续持有。 从财务视角来看，短期账面浮亏显著。但从公司业务来看，其锁定了高端整车客户，进一步巩固了产业链主导权。 五.11.14亿元投资力勤资源体系股权，其中7亿元入股力勤资源，3年收益72%，实现了财务收益与资源战略的双赢 力勤资源（2489.HK）是全球领先的镍全产业链服务商，核心业务围绕镍产品贸易与镍产品生产构成双引擎，覆盖从镍矿采购、贸易到冶炼生产的全链条。 宁德时代与力勤资源的合作始于2020年，双方合资成立宁波普勤时代（CBL），总投资约59亿美元，布局印尼镍矿+湿法冶炼+电池材料全产业链。 宁德对力勤系的投资包括力勤资源及力泰锂能的股权，初始成本合计折合人民币11.03亿元。 2021年11月，受让+增资对力泰锂能合计投入4.13亿元。力泰锂能暂未上市，按力勤资源产业链估值及分红情况，该部分股权已实现账面增值，并通过分红获得稳定现金流。 2022年12月力勤港股IPO，宁德时代为基石投资者，发行价15.6港元/股，初始成本约人民币7亿元。截至2026年2月24日股价26.88港元，浮盈5.06亿元，累计收益72%（尚未考虑分红）。 宁德以股权+项目投资，实现与力勤资源深度捆绑，实现了财务收益与资源战略的双赢。其通过合资锁定印尼镍金属年产能14.2万吨（火法8万吨+湿法6.5万吨），优先获得低成本硫酸镍、镍钴中间品，规避镍价波动风险，降低电池材料采购成本。 03 其他股权投资有哪些？ 宁德时代对上市公司的投资还涉及湖南裕能、富临精工、天华新能、永福股份、赢合科技、赛力斯等，多数项目获得稳定回报。 其中对湖南裕能的投资尤为典型。湖南裕能主营锂离子电池正极材料的研发、生产与销售，以磷酸铁锂为核心，配套少量三元材料。宁德时代与湖南裕能之间形成了“股权绑定+长期供货+技术协同+产能共建”的深度战略伙伴关系。 2020年12月，宁德时代参与湖南裕能Pre-IPO轮战略增资，价格为3.34元/股，总投资约2亿元，纳入“其他权益工具投资”核算，后续按公允价值计量，股价波动计入其他综合收益。 截至2026年2月24日收盘，湖南裕能股价为67.76元，浮盈约38.55亿元，总回报率达19.28倍，年化收益约78.5%。 图：产业链的部分投资案例 2025年末以来，公司开始投资水电站，先后入股丹巴水电站（首单）、昌都水电（第二单），单笔投资规模在5亿元左右。此类投资以“股权+储能+绿电+碳资产”四维绑定模式展开，核心是为电池制造锁定低成本绿电、构建零碳供应链、拓展储能场景并获取长期现金流。 此外，宁德时代还通过产业基金等形式深度参与VC/PE投资，以CVC（产业资本）+LP（出资）+自有VC平台三重模式布局，既投资产业链早期项目，也作为市场化基金的LP，是新能源领域最为活跃的产业投资方之一。 04 投资版图总结 总体来看，宁德时代的投资布局侧重于资源卡位与产业协同，已基本覆盖上中下游全产业链。 1.上游：聚焦关键矿产资源，洛阳钼业和力勤资源是其中的代表性项目。自2021年起陆续布局，除持有上市公司股权外，公司还参与矿产资源的收购与参股，例如持有非洲Manono锂矿（刚果（金））24%股权，该矿锂资源量约4亿吨LCE；同时参与南美盐湖项目（智利、阿根廷）等。 2.中游：围绕动力电池及储能产业链，投资正极材料、负极材料、锂电设备等制造商，通过资本纽带实现产业协同与联合研发，构建良性产业生态。 3.下游：布局车企、电站等应用端。在新能源渗透率增速趋于平稳的背景下，其对储能环节的重视程度持续提升。 从投资收益看，多数项目实现了财务回报与战略协同的双重目标，个别项目虽在财务层面出现深度浮亏，但仍达成了战略协同目的。 我们发现，大型企业普遍深度参与VC/PE等投资活动，微软、腾讯、阿里如此，宁德时代亦然。其核心逻辑可归纳为以下几点： 一是构建开放生态，保持对产业前沿的触觉与敏感度，布局未来5至10年的潜在赛道，力求始终站在行业一线； 二是资源卡位与战略协同，通过投资确保优先供货权、定价权与供应安全，甚至在部分领域实现联合研发； 三是追求财务回报，通过投资收益反哺主业，形成投资与实业之间的良性循环。 通览宁德时代的投资版图，贯穿资源、制造与应用三个维度。每一笔投资的实质，是对产业未来走向的判断与押注。这张版图展开的过程，固然有盈有亏，或亦是中国新能源产业曲折向上演进方向的体现。

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”。