2025年全球储能产业正式迈入百吉瓦时代，能源转型的浪潮推动行业实现规模与质量的双重突破， 中国以 58.6% 的全球新增装机占比持续领跑 ，成为全球储能发展的核心引擎。 从技术迭代的加速突破到市场规模的爆发式扩容，从企业布局的全面升级到资本力量的持续涌动，储能行业正迎来前所未有的发展机遇与行业变革。在“ 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜 ”启动调研之际，我们全面复盘2025年全球及中国储能行业的发展脉络，梳理行业核心亮点与发展趋势，为储能企业、行业投资商、上下游供应商、相关机构等行业参与者提供全面、权威的决策参考，助力行业高质量发展。 全球储能：规模与结构双突破，中国主导供应链 2025年，全球电力储能新增装机达113.3GW/323.5GWh，同比增长48.2%/65.7%，累计装机突破496.2GW，行业增长势头强劲。其中，中国贡献66.4GW/189.5GWh新增装机， 连续四年位居全球首位 ，美国、欧洲分别以22.5GW和15.8GW位列二三位，全球储能市场呈现“一超多强”的稳定格局。 技术路线上 ，锂离子电池仍是主流，占比达92.3%，与此同时，长时储能技术加速突破，液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术的商业化进程不断加快，全球新增长时储能项目占比从2024年的12.5%提升至18.7%。钠离子电池技术成熟度持续攀升，头部企业量产电芯能量密度突破160Wh/kg，成本较磷酸铁锂降低20%-25%，为储能行业成本下降提供了新的可能。 在供应链层面 ，中国企业占据绝对主导地位，2025年全球储能电池出货量达651.5GWh，同比增长76.2%，中国企业合计出货614.7GWh，全球占比高达94.4%，从上游材料到下游系统集成，中国企业已构建起完整且具有全球竞争力的供应链体系。 中国储能：市场化转型加速，产业生态日趋完善 在全球储能产业快速发展的浪潮中，中国作为核心力量，呈现出市场化转型加速、产业生态日趋完善的良好态势。截至2025年底，中国电力储能累计装机达213.3GW，占全球43.0%，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.2GW，占比提升至67.6%，产业结构持续优化。 2025年全球储能产业正式迈入百吉瓦时代，能源转型的浪潮推动行业实现规模与质量的双重突破， 中国以 58.6% 的全球新增装机占比持续领跑 ，成为全球储能发展的核心引擎。 从技术迭代的加速突破到市场规模的爆发式扩容，从企业布局的全面升级到资本力量的持续涌动，储能行业正迎来前所未有的发展机遇与行业变革。在“ 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜 ”启动调研之际，我们全面复盘2025年全球及中国储能行业的发展脉络，梳理行业核心亮点与发展趋势，为储能企业、行业投资商、上下游供应商、相关机构等行业参与者提供全面、权威的决策参考，助力行业高质量发展。 全球储能：规模与结构双突破，中国主导供应链 2025年，全球电力储能新增装机达113.3GW/323.5GWh，同比增长48.2%/65.7%，累计装机突破496.2GW，行业增长势头强劲。其中，中国贡献66.4GW/189.5GWh新增装机， 连续四年位居全球首位 ，美国、欧洲分别以22.5GW和15.8GW位列二三位，全球储能市场呈现“一超多强”的稳定格局。 技术路线上 ，锂离子电池仍是主流，占比达92.3%，与此同时，长时储能技术加速突破，液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术的商业化进程不断加快，全球新增长时储能项目占比从2024年的12.5%提升至18.7%。钠离子电池技术成熟度持续攀升，头部企业量产电芯能量密度突破160Wh/kg，成本较磷酸铁锂降低20%-25%，为储能行业成本下降提供了新的可能。 在供应链层面 ，中国企业占据绝对主导地位，2025年全球储能电池出货量达651.5GWh，同比增长76.2%，中国企业合计出货614.7GWh，全球占比高达94.4%，从上游材料到下游系统集成，中国企业已构建起完整且具有全球竞争力的供应链体系。 中国储能：市场化转型加速，产业生态日趋完善 在全球储能产业快速发展的浪潮中，中国作为核心力量，呈现出市场化转型加速、产业生态日趋完善的良好态势。截至2025年底，中国电力储能累计装机达213.3GW，占全球43.0%，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.2GW，占比提升至67.6%，产业结构持续优化。 应用场景方面 ，独立储能新增装机占比63%，较2024年提升2.7个百分点，电网侧与用户侧协同发展的格局已然形成，储能的调峰、调频、备用等核心价值得到充分释放。市场主体方面，企查查数据显示，2025年中国储能相关企业注册量达10.7万家，同比增长17.0%，创近十年新高，华东、华南地区产业集群效应显著，分别占比32.3%和20.3%。 与此同时，行业洗牌也在加速推进，全年约5万家企业退出市场，“强者恒强”的行业格局初步显现。政策与市场的双轮驱动，为行业发展注入了持续动力，国家发改委、能源局联合发布《新型储能高质量发展指导意见》，明确2027年新型储能装机目标200GW，地方层面已有12省份出台独立储能支持政策，容量电价与调峰补偿机制逐步完善，2025年独立储能平均IRR达8.5%-10%，市场化收益的提升进一步激发了行业投资活力。 头部企业引领：技术创新与市场拓局双向赋能 2025年，储能行业重点企业持续加大技术创新与市场拓展力度，引领行业向高质量发展转型。头部企业凭借技术与规模优势，持续巩固市场地位， 宁德时代 作为行业领军者，2025年储能电池销量同比增长29.13%，连续5年位居全球第一，储能系统营收达624.40亿元，占总营收14.74%，同时推出凝聚态电池技术，能量密度达500Wh/kg，并积极布局钠离子电池，计划2026年大规模应用于储能领域。 阳光电源 则在储能系统领域表现突出，全年储能系统营收372.87亿元，同比增长49.39%，占总营收41.8%，全球储能系统出货量超25GWh，海外市场占比达60%，重点布局美国、欧洲和中东等核心市场。除了技术布局，行业重磅签约与产能扩张也频频出现， 阿特斯集团 储能业务在手订单金额达36亿美元，全球储能系统出货量创历史新高。 从上市公司业绩来看，储能业务已成为众多企业的 核心增长极 ，行业业绩分化明显，头部企业的优势进一步扩大。 宁德时代、阳光电源 等龙头企业凭借完善的布局和强大的竞争力，实现了储能业务的稳步增长，与此同时， 欣旺达、锦浪科技 等企业的储能业务也实现爆发式增长，其中锦浪科技储能业务同比增长185.31%，组串式储能逆变器出货量大幅提升，科力远则凭借战略转型，储能业务同比增长1700%，扣非净利润增长1516.64%，成为行业内的黑马。这些企业的业绩表现，也充分反映了储能行业的强劲发展势头。 2026 全球光伏 20 强、中国储能 20 强排行榜调研正式启动 当前，霍尔木兹海峡封锁危机持续发酵，全球能源供应陷入严峻紧张局面，能源安全保障面临巨大挑战。在此背景下，储能作为新能源电力的“压舱石”，其稳定供电、调峰补枯的核心价值愈发凸显，不仅迎来了更为迫切的市场刚需，更倒逼行业探索出更具经济性、更贴合实际应用场景的技术落地方案，为缓解全球能源紧张、保障能源安全提供了重要支撑。 站在时代的转折点，储能行业正从高速增长向高质量发展转型，技术创新、成本下降、市场扩容与格局重塑成为行业发展的核心关键词。为全面盘点中国储能中国储能行业发展成果，客观评估企业综合实力，搭建行业交流与合作的桥梁， 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜调研工作正式启动 ！ 本次 2026 中国储能20 强 将产生 2026 中国储能企业20 强（综合类）、2026 中国储能电池企业20 强、2026 中国储能系统企业20 强。 最终形成具有行业影响力的权威榜单。本次排行榜将为储能企业、行业投资商、上下游供应商、调研机构等提供重要的参考依据，助力行业资源优化配置，推动储能产业实现更高质量的发展，欢迎相关企业积极参与调研，携手见证储能行业新征程的开启。 当黎巴嫩的光伏板冲破战乱与匮乏，撑起一座城的生存希望；当欧洲将户储作为能源危机的第一替代方案，以户储之力筑牢能源安全防线；当中国能源企业以核心技术、过硬品质与责任担当，为全世界竖起能源安全屏障，我们清晰看到，能源新技术、新势力正冉冉升起，为世界能源安全保驾护航。这股力量彰显着中国品牌的底气与担当，更承载着人类对稳定能源的向往，相信中国品牌终将在全球能源变革中，为世界能源安全注入持久中国动能。 2026 全球光伏20 强排行榜 NO.12026 全球光伏企业20 强（综合类） *依据为企业2025年度全球光伏相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.2 2026 中国光伏企业20 强（综合类） *依据为企业2025年度全球光伏相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.3 2026 中国光伏电站投资企业20 强 *依据为企业2025全年度的全球光伏电站投资并网装机量（兆瓦） NO.4 2026 中国光伏电站EPC 总包企业20 强 *依据为企业2025全年度的全球光伏电站并网装机量（兆瓦） NO.5 2026 中国光伏组件企业20 强 *依据为企业2025全年度的组件全球出货量（兆瓦） NO.6 2026 中国光伏逆变器上市企业15 强 *依据为各上市企业（包含上市公司主体及其子公司）2025全年度的逆变器全球出货量（兆瓦） NO.7 2026 中国光伏支架企业20 强 *依据为企业2025全年度的支架全球出货量（兆瓦） 备注：排行榜营业收入计量以人民币计价（汇率采用当地货币与人民币在2025年12月31日的汇率） 2026 中国储能20 强排行榜 NO.12026 中国储能企业20 强排行榜（综合类） *依据为企业2025全年度储能相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.2 2026 中国储能电池企业20 强排行榜 *依据为企业2025全年度的储能电池销量（MWh） NO.3 2026 中国储能系统企业20 强排行榜 *依据为企业2025全年度的储能系统装机量（MWh） 联系我们 ABOUT US 2026 全球光伏 20 强排行榜申报及会务咨询： 周女士： 18651953272 邮箱： 772813695@qq.com 2026 中国储能 20 强排行榜申报及会务咨询： 刘女士： 13584535579 邮箱： 343856673@qq.com

【阳光电源：未来三年储能的整体装机规模会增加 预计增速在30%—50%之间】 阳光电源4月27日在电话会议上表示，碳酸锂价格等原材料价格上涨，项目端的收益是受到挑战的，对中小型项目影响不大，因为这些项目有可能敏捷的传导成本，对特别大的项目有抑制作用。总体来说，未来三年储能的整体装机规模还是会增加的，预计增速在30%—50%之间。(金十数据APP) 【USGS：阿巴拉契亚的锂矿足以满足1.3亿辆电动汽车的需求】 美国地质勘探局（USGS）的最新研究表明，美国东部的阿巴拉契亚地区蕴藏着足够的锂，足以让美国在未来几个世纪内减少对进口的依赖。研究显示，覆盖缅因州、新罕布什尔州和卡罗来纳州的这片区域蕴藏着约230万吨尚未被注意到的且具有经济开采价值的锂矿。这些锂矿足以满足1.3亿辆电动汽车或160万个电网级电池的使用需求。若以去年美国进口的锂矿数量来计算，这些储备可以替代328年的进口。(金十数据APP) 【固德威：Q1净利润环比增长84% 境外逆变器及储能电池销售额与毛利额显著提升】 固德威公告，2026年第一季度实现营业收入23.61亿元，同比增长25.42%；归属于上市公司股东的净利润为1.01亿元，上年同期亏损，同比扭亏为盈。业绩变动主要系本期境外逆变器及储能电池销售额与毛利额显著提升。(金十数据APP) 【维科技术：公司钠离子电池营业收入占主营业务收入2.64% 毛利率为-43.36%】 维科技术发布股票交易风险提示公告，截至2025年12月31日，公司钠离子电池营业收入占公司合并报表的主营业务收入比例为2.64%，毛利率为-43.36%。电池行业龙头企业规模优势、技术壁垒突出，本公司整体产能规模、研发投入、与行业头部企业存在较大差距；在技术迭代、规模化生产等方面不具备领先优势，在行业资源集中化、头部集聚加剧的趋势下，公司后续市场拓展与份额提升存在较大压力。(金十数据APP) 【国务院国资委：接续发力新能源汽车、人工智能等重点领域，推动新兴产业发展更加“积厚成势”】 《学习与研究》刊发国务院国资委党委署名文章表示，“十五五”时期，必须着眼开辟增长“第二曲线”，因企制宜、统筹施策，推动新旧动能顺畅有力接续，加快打造一批引领未来竞争的新兴支柱产业，更好支撑构建以先进制造业为骨干的现代化产业体系。文章提出，要统筹好传统产业转型和新兴产业发展。一方面，坚持智能化、绿色化、融合化方向，深化拓展“AI+”行动，加力实施技术改造和设备更新，狠抓重点行业节能降碳改造，推动传统产业转型进一步“提速增势”。另一方面，按照“领跑一批、赶超一批、培育一批”的思路，基于企业资源禀赋和产业基础，坚持差异化布局，进一步巩固新能源、航空航天等产业优势，接续发力新能源汽车、人工智能、新材料等重点领域，超前培育量子信息、核聚变、低空经济等前沿赛道，推动新兴产业发展更加“积厚成势”。(金十数据APP) 【广东：加大对汽车、家电等大宗耐用消费品以旧换新支持力度】 《广东省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》正式发布。其中提到，大宗消费更新升级行动。推行“财政补贴+企业让利+金融赋能”模式，加大对汽车、家电等大宗耐用消费品以旧换新支持力度，持续实施“广东优品购”等促消费政策。实施汽车置换更新、报废更新政策，鼓励有条件的地市发放汽车购新补贴。拓展汽车改装、租赁等后市场消费。加快汽车、电子产品、家电家具等回收体系建设。积极稳妥有序推进新模式下的城中村改造，扩大保障性住房供给，更好满足住房消费需求，(金十数据APP) 相关阅读： 3月电池材料进出口数据出炉 锂辉石进口再创新高 碳酸锂同比连增【SMM专题】 2027年前瞻：北京车展的固态电池信号【SMM分析】 【SMM分析】近期锂电回收事件新进展：4.20-4.24 从“钠电拓界 固液赋能”发布会看德赛电池固态电池布局【SMM分析】 SMM：未来十年全球锂电回收市场预测展望 长期来看回收在钴锂供应中占比提升 SMM：2026到2030年全球储能市场需求将逐年攀升 储能将成锂电池重要增长极 【SMM分析】2026年3月中国锂辉石进口量再创新高 达83.74万实物吨 【SMM分析】4月27日碳酸锂现货价格震荡上涨 4个月4N80吨硫化锂 成都汉普亿轩固态电池布局项目落地【SMM分析】 【SMM分析】储能定价机制重构：从单一材料到多成本因子的传导路径分析 【SMM分析】中国新能源车市：2026年是从规模扩张走向盈利质量的关键转折 法国SAFT固态电池布局 聚焦IDOLES项目【SMM分析】 【SMM分析】负极材料借电芯技术东风实现赛道升级 【SMM分析】上下游多空博弈 电解液市场止跌企稳 钴系产品价格多持稳 电解钴、硫酸钴报价延续阴跌 拐点何处寻？【周度观察】 【SMM分析】碳酸锂供需格局重构：政策红利与资源约束下的产业链变局 【SMM分析】碳酸锂一季度"N型"震荡：上下游博弈下的紧平衡格局 专家观点：欧阳明高院士2026固态电池务实路线拒绝冒进【SMM分析】 屏安新能源中试线建成 固态电池布局加速【SMM分析】 【SMM分析】能量密度需求爆发 硅碳负极扩产按下 “加速键” 法国SAFT固态电池布局 聚焦IDOLES项目【SMM分析】 【SMM分析】钴市场继续分化运行，产业成本倒挂严重 【SMM分析】三元正极下游提货情绪平淡

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026（第十一届）新能源产业博览会-锂电池回收产业论坛 上，SMM锂电回收首席分析师林子雅围绕“未来十年全球锂电回收市场预测展望”的话题展开分享。她表示，随着锂电池退役潮的临近，SMM预计，2024年到2035年，全球理论锂离子电池回收量有望以48%的复合年均增长率增长。2025年到2026年，全球锂资源类别结构中，预计回收占比将持续提升，将从2026年的8%提升至2035年的20%左右；全球钴资源类别结构中，预计回收占比将从2026年的12%提升至2035年的18%左右。 全球镍钴锂行情分享 印尼拥有全球最大的镍储量，在2025年约占全球总量的42% 据SMM了解，印尼拥有全球最大的镍储量，年产能在100万金镍吨之上，澳大利亚、加拿大、俄罗斯、巴西、菲律宾、新喀里多尼亚等地镍年产能均在10~50万金镍吨之间。 硫酸镍：原料新项目陆续放量供应走松，以销定产策略下成本支撑为价格主线 据SMM分析，短期来看，2026年中间品供应随新项目投产下半年或将走松，叠加远期镍价弱基本面带来的弱势运行预期，镍盐生产成本支撑将逐步走弱；从下游需求来看，尽管可能有季节性需求复苏，但2026年全年三元前驱体受铁锂挤占影响增量整体相对受限；供应端，随着部分企业扩产计划和新投项目逐步完成建设，预计硫酸镍将逐步进入供需偏宽松状态，价格整体呈高开低走趋势。 长期来看，供应端，硫酸镍新投项目的持续放量会支撑硫酸镍供应量持续走阔。从需求端来看，由于下游磷酸铁锂市场持续挤占三元市场，需求增速预计难以消化硫酸镍的过剩产能，市场整体预计维持供需过剩格局。成本端来看，随着海外原生料MHP不断投产及释放产能，预计一体化MHP将维持成本优势，而高冰镍成本则将受火法矿价格支撑逐步走高。 预计后市整体硫酸镍供需格局预计相对偏宽松，价格底部受生产成本支撑。 钴资源分布情况 据SMM了解，2024年全球原生钴资源量总计29.9万金吨，其中刚果金资源量占比高达72%左右，印尼钴资源量占比在12%左右。 钴原料供应：铜钴矿生产持稳，镍钴矿和锂电回收将是未来重要增长点 SMM对2024年-2030年全球原生与再生钴供应作出回顾与展望，SMM预计，2025年到2030年，全球钴供应将以8%的复合年均增长率增长。 分供应来源看，铜钴矿未来产出预计保持稳定，镍钴矿和锂电回收将是未来钴原料供应的重要增长点。 分地区来看，预计2030年，来自印尼的原生钴供应量占比将从2024年的12%提升至31%左右。 中国电池级碳酸锂与电池级氢氧化锂价格回顾 2026年1月下旬-2026年2月下旬： 2月国内碳酸锂现货价格呈现先跌后涨态势，月度均价（14.96万元/吨）环比下跌3.5%。月初下游材料厂节前备库，但多采取逢低采购策略。中旬下游企业对节前的备货基本结束，多数转为谨慎观望。供应端，上游锂盐厂散单出货意愿持续偏弱，惜售挺价情绪明显，仅在价格高位有少量出货行为。 2月上旬，受宏观政策带动，锂价整体下行。氢氧化锂冶炼厂出货意愿略有增强，但仍维持挺价情绪。节前政策预期提振市场情绪，叠加2月交易时间所剩不多，月度均价基本确立。下游材料厂询盘虽有增加，但备货相对充足，叠加部分三元材料企业进入检修，原料紧缺有所缓解，三元厂采购多围绕月度均价进行。春节期间市场平稳，交投明显降温，氢氧化锂因危化品属性，运输几乎停滞，市场进入季节性静默期。节后因前期备货较足，叠加3月订单回暖符合预期，整体采买回温有限。整月来看，在1月高位价格下，氢氧化锂上行空间有限，后劲不足，全月维持宽幅震荡。 中国贡献碳酸锂主要增量：行业资源一体化程度逐步加深，长期回收占比预期增大 SMM对2023年到2030年全球碳酸锂产量作出预测，预计2026年同比2025年碳酸锂产量将同比增长36%左右，2027年到2030年，全球碳酸锂产量复合年均增长率在17%左右。其中中国贡献了主要的碳酸锂增量，预计2026年中国碳酸锂产量占比在74%上下。 SMM预计，2026年到2027年，全球碳酸锂市场将维持小幅供应过剩的态势。 分原料来源来看，长期来看，SMM预计回收占比预期增大，2025年到2030年，回收所占的比例将从2025年的7%增长至18%左右。 全球锂电回收市场规模展望 全球理论锂离子电池和可回收金属量 目前，退役电池主要来自产间废料；2028年后，报废电池中理论可回收金属量将逐步超过产间废料量 SMM预计，全球来自社会退役电池中的理论可回收金属量在2024年到2030年有望以44%的复合年均增长率增长；相比而言，来自产间废料和库存退役的可回收金属量增速则明显不及社会退役的数量。 金属新周期开启：退役潮临近，原生与再生冲突，资源闭环形成 随着锂电池退役潮的临近，SMM预计，2024年到2035年，全球理论锂离子电池回收量有望以48%的复合年均增长率增长。 2025年到2026年，全球锂资源类别结构中，预计回收占比将持续提升，将从2026年的8%提升至2035年的20%左右；全球钴资源类别结构中，预计回收占比将从2026年的12%提升至2035年的18%左右。 中国回收产业现状剖析：产能、产量及现阶段利润情况 废料回收价格行情回顾及分析 据SMM分析： 湿法回收方面： 从数据整体来看，2月初，各品类黑粉价格受碳酸锂价格持续下跌影响而小幅下跌。但随着时间逐渐靠近月中旬，上下游回收企业开始逐步进行春节备库，叠加碳酸锂价格有所回调，黑粉成交重心逐渐上移。在春节结束至2月底，当周市场因仍有部分企业放假，叠加春节后大家不着急备货，想以观望为主，市场成交冷清，价格暂稳。 梯次回收方面： 2026年2月梯次利用B品电芯市场整体呈价格持稳态势。成本端，原材料价格维持高位，为梯次电芯价格提供了较强支撑；供应端，受春节前企业调整出货节奏影响，市场流通量有所收缩；需求端，下游备货需求在节前集中释放，阶段性拉动了市场交易。 锂钴产品价格波动与黑粉供需博弈，锂电黑粉市场利润及产量的连锁反应 SMM对比了 外采电芯生产电池黑粉 利润情况，据SMM分析，2月，外采三元软包电芯生产黑粉利润先抑后扬，月内多次陷入负值，盈利空间明显收窄，仅在月末短暂回升，多数时段仍处低位。这主要受碳酸锂价格波动及三元废料供应阶段性收紧影响，成本端压力持续压制利润，月末随市场情绪回暖才短暂回升。成本端，2月碳酸锂价格波动加剧，全月整体下行，尤其月末跌幅明显；硫酸镍价格虽区间波动，但整体小幅下行；硫酸钴价格则保持平稳运行。在碳酸锂下行、硫酸镍小幅走弱及硫酸钴持稳的原料走势带动下，三元、钴酸锂、铁锂黑粉成本端压力有所缓解，不同品类黑粉利润的结构性分化特征进一步凸显。 打粉企业黑粉产出量方面： 据SMM统计，2月打粉企业黑粉产出量为33,828吨，较1月有所回落。春节假期期间，下游企业进入停工休整阶段，废料回收及流通节奏明显放缓，原料供应阶段性收紧；同时，湿法冶炼企业为应对假期调整生产计划，整体开工率有所下降，共同推动产量出现小幅下滑。分品类看，铁锂黑粉仍依托较大的废料基数优势，保持主力生产规模；三元黑粉受企业节后复工节奏调整影响，产量占比基本持平；钴酸锂黑粉则因钴价高位波动、纯钴回收企业开工率偏低，叠加原料供应阶段性收紧及需求阶段性回落，产量出现小幅下降。 2026年2月，随着时间进入春节和企业的备货结束，湿法厂采购量及开工率均有所下滑 据SMM统计，2月市场采购量级为2.77万吨，环比降低约25.9%，市场相对冷清。多数上游打粉企业选择春节时正常放假，并且放至元宵节。下游湿法企业则呈现两级分化情况：部分湿法回收企业趁春节放假检修，部分湿法回收企业受下游需求驱动春节也不间断生产。 展望后市，SMM预计，3月多数回收企业受下游动力及储能的需求增加，叠加春节去库后库存水位偏低，采购量将环比大幅上涨。目前预计3月市场采购量级为3.9万吨，环比上涨约39%。 随着回收料相比原料更具经济效益，使用黑粉生产镍钴锂盐企业的占比逐渐提升 根据SMM调研，2026年2月国内回收市场回收料硫酸镍总产量4,675金吨，其中回料硫酸镍（除黄渣）3665金吨，占比约78%。 预计2026年3月回料硫酸镍总产量为5630金属吨，多数客户在春节结束后，受需求增加的影响持续增加回收盐类排产；而国内市场2月硫酸钴总产量为4707金吨，其中回料硫酸钴为1130金吨，占比约24%，环比下跌约11%，预计2026年2月回料硫酸钴总产量为1325金属吨。 国内回收市场2026年2月回收料碳酸锂总产量7,630吨，占碳酸锂总产量约9%，产量环比下跌约20% ；其中狭义黑粉碳酸锂产量6,780吨，占碳酸锂总产量约8%，环比降低约21%。预计2026年3月回收料碳酸锂总产量将随需求复苏而环比上涨。 2026年外采黑粉利润：湿法端三元端的市场表现优于铁锂 据SMM分析， 三元黑粉及钴酸锂黑粉利润： 2月，钴酸锂端，由于硫酸钴其他原料价格高昂，诸多硫酸钴企业转向用黑粉生产再生硫酸钴，再生硫酸钴的供应占比在硫酸钴总产量中也逐渐抬高，需求的提高也带动钴酸锂黑粉价格抬升，并出现成本倒挂的现象；三元端，2月镍钴锂价格中，锂盐价格重心呈上升趋势，镍盐及钴盐价格振荡运行，因此三元端利润也振荡运行，但整体仍高于盈余线之上。 铁锂黑粉利润： 2月，在铁锂黑粉供应相对宽松的情况下，铁锂黑粉的价格基本与碳酸锂价格强相关。且随着期货价格与现货价格关联越来越紧密，多数铁锂回收企业开始逐渐引入新的计价方法：即用碳酸锂期货价格倒扣加工费并计算收率，倒推出相应的铁锂黑粉价格。本月铁锂利润也受锂盐价格影响而变动，但整体仍位于盈余线之下振荡。 海外黑粉价格及政策分析 FOB韩国及马来西亚三元黑粉系数回顾 据SMM分析， 2026年2月FOB韩国三元黑粉： 2月FOB韩国三元极片粉镍钴系数：113.9%，环比上涨8.4% 。本月系数整体呈现高位震荡态势，由月初的115.5%小幅回调至113%并企稳，月末微调至114%。前期春节备货引发的恐慌性上涨情绪有所降温，市场回归理性；但由于前期高价订单支撑以及实质性的原料紧缺，价格并未出现明显回落。 2026年2月FOB马来西亚三元黑粉： 2月FOB马来西亚三元极片粉镍钴系数： 69.5%，环比下行4.3%；2月FOB马来西亚三元极片粉锂系数：68%，环比下行5.3% 。本月的马来西亚极片粉系数较上月整体回落主要系中国与马来西亚双边春节长假的共同影响，区域内工厂停工、物流停滞，导致2月市场交投陷入停滞。 全球锂电回收企业-电池预处理产能现状 SMM对2022-2026E全球锂电回收打粉预处理产能及产量作出回顾和预测，预计2026年全球锂电回收打粉预处理产量有望同比2025年增长35%左右。 电池预处理产能方面，据SMM统计，美洲在2025年电池预处理产能约为22.8万吨；欧洲2025年电池预处理产能约为23.2万吨；亚洲2025年中国电池预处理产能约为230万吨，日韩电池预处理产能约为22.9万吨。 全球黑粉产出量方面，中国占比最为可观，SMM预计2026年全球未破碎料产出中，中国占比将在71%左右，欧洲占比在10%左右。 全球锂电回收企业-黑粉产量现状 SMM对2022年到2030年全球锂电回收黑粉产量作出回顾与预测，数据显示，2025年全球锂电回收黑粉产量在66万吨左右，SMM预计，2025年到2030年，全球锂电回收黑粉产量有望以31%的复合年均增长率增长，产量将达到250万吨左右，其中磷酸铁锂电池占比较大。 欧洲地区，SMM预计，2026年欧洲地区年度回收黑粉产量相较2025年增长39%左右，北美地区年度回收黑粉产量2026年预计相较2025年同比增长30%左右。 随着全球废旧锂电池数量不断增长，我国已放宽对黑粉进出口的限制，以提高资源回收效率并降低对外依存度；尽管短期影响有限，但从长远来看这将加速国内回收锂产业的发展。 》点击查看 2026（第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，SMM储能分析师 李亦沙围绕“储能产业发展情况解析以及中长期发展预测”的话题展开分享。她表示，SMM预计，2026年到2030年，全球储能市场需求将逐年攀升，储能需求自2026年到2030年将以24%的复合年均增长率增长，预计2030年全球储能市场需求将达到1900GWh左右。储能市场将成为锂离子电池重要增长极。 储能扩张下的供应链隐忧 铁锂占比将持续提升：得益于成本优势与安全性；储能成为锂离子电池重要增长极 SMM对2022年到2030年全球锂离子电池产量作出预测，预计2026年到2030年，全球锂离子电池产量将以17%的复合年均增长率增长。其中磷酸铁锂电池凭借着其成本优势和安全性，预计其未来在锂电池产量中的占比将持续提升。 分终端市场来看，SMM预计，2026年到2030年，储能市场在锂电池需求中的占比将从30%提升至39%左右，动力电池市场占比将从2026年的63%收窄至56%左右，储能成为锂离子电池重要增长极。 全球储能市场回顾与展望 全球储能市场的主要增长区域仍将集中于三大地区：中国、美国和欧洲；受2030愿景影响，中东、澳大利亚和东南亚等新兴地区释放出大储型储能的巨大需求量。 SMM预计，2026年到2030年，全球储能市场需求将逐年攀升，储能需求自2026年到2030年将以24%的复合年均增长率增长，预计2030年全球储能市场需求将达到1900GWh左右。 储能向上穿透：材料需求增速与供需缺口全景 SMM预计，2024年到2030年，全球锂离子储能电芯的产量将以34%的复合年均增长率增长，磷酸铁锂电池的需求量占比将在23%-38%左右；其中硫磺作为磷酸铁锂的成本端，SMM预计到2030年硫磺的供应缺口将在420万吨左右，硫磺供应紧张的情况将推高磷酸铁锂的成本。 储能已大到重塑需求结构，硫磺是隐形瓶颈，碳酸锂紧平衡下长协即战略。 储能主要原材料短期供需格局 SMM对储能主要原材料——磷酸铁锂、人造石墨、电解液、隔膜的2026 年2月到2027年2月供需情况作出预测： 磷酸铁锂方面，SMM预计，2026年磷酸铁锂市场将呈现小幅供应过剩的态势，在2027年，供应过剩的局面将有所放大。 人造石墨方面，SMM预计2026年人造石墨市场将呈现小幅供应紧张的态势，这一情况将在2027年加重，预计2027年人造石墨供应紧张的态势相比2026年有所增加。 电解液和隔膜板块，SMM预计，2026年到2027年，这个两大板块供需格局将呈现供应紧平衡的态势。 国内碳酸锂2月产量因集中检修且工作日天数缩短而大幅回落；3月随着锂盐厂复产叠加新增产量的持续稳步爬产增量明显 据SMM统计，2026年2月，国内碳酸锂产量因冶炼厂集中检修，加之工作日天数缩短，2月碳酸锂产量大幅回落；3月随着春节假期过后锂盐厂逐渐复产叠加新增产量的持续稳步爬产，产量增长明显。 而目前，津巴布韦锂精矿出口禁令仍在扰动市场，SMM假设情景：短期内恢复锂精矿出口（全年呈现小幅累库紧平衡）。津巴布韦相关矿山企业重新申请出口许可证，审批流程预计耗时两个月，并于5月恢复锂精矿出口（考虑约2个月船运周期）。目前中资锂盐厂矿石库存（含在途）约可支撑两个月生产，因此实际生产影响将主要集中在5月至7月。SMM预计，碳酸锂市场全年供需维持紧平衡。 储能收益结构演进 中国储能政策环境分析 当前国家出台系列政策推动储能市场由商业化初期向全面市场化发展，构建高效市场机制推动市场可持续盈利是政策重点；电化学储能是推进储能商业化进程的核心落脚点，发电侧及电网侧是核心场景 电网侧-盈利机制——容量补偿 现货市场基础逻辑：时间套利叠加位置套利 储能既能通过时间套利赚取价差，又能通过位置套利（缓解拥堵）。2025年随着各省市的电价政策出台，峰谷电价差较2024年收敛。 储能原材料变化与IRR 储能定价机制演变：碳酸锂价格走势与联动模式的三阶段重构 原材料上涨对国内储能项目规模的影响 海外供应链布局与全球产能协同 政策壁垒重构：产能出海时代拐点 据SMM分析，IAA（欧盟加速工业法案）与OBBA（大而美法案）都是"柔性壁垒"而非简单禁止。区别在于，IAA原产地规则只在公共采购和公共支持计划中生效，私人和商业市场不受限制；中国产品在私人市场仍可销售，只是无法进入受制度保护的公共项目市场。两者在约束对象、作用机制和节奏上存在差异，应对策略也因此不同：应对IAA需要满足欧盟原产地规则，应对OBBA则需满足FEOC合规架构设计。 储能出海“双轮驱动”：产能全球化布局+ 海外订单爆发式增长 据SMM分析，全球能源转型加速， 海外储能市场需求进入高速增长通道 ，欧洲、中东、澳洲等区域大型项目密集释放，为订单增长提供了广阔的市场空间。 中国电芯及储能产品凭借成熟的供应链体系与规模化制造优势，在性能、可靠性与成本控制方面展现出显著的性价比优势，成为海外业主优先选择的供应来源。 部分海外业主在采购谈判中，将中国产品作为压价筹码，用以倒逼本土供应商降低报价，这一策略行为也在客观上推动了中国储能产品的询价与订单落地。 出海模式演变：从终端电芯、集成到上游材料的全产业链协同 出海3.0=电芯领跑+集成跟随+材料补位。谁先完成全链条布局，谁就掌握全球储能定价权。 目前，已经有包括国轩高科、贝特瑞、远景动力、德方纳米，万润新能、新宙邦、容百科技、融通高科等在内的多家国内锂电产业链企业开启海外布局。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，隆基电力运营中心总经理 廖宇围绕“国际化视角下的新能源入市路径研判”的话题展开分享。 到底几充几放？ 氛围升级：给用户场景 闭环链路上的失焦点 欧美市场的本质：让新能源的颗粒度变细变细再变细 共同成功要素：国际领先企业的核心密码其实就是击穿所有政策红利闭环所有失焦点 从硬件中心向生态中心转变： 不再单纯卖设备，而是提供全链条服务。硬件+ 软件+ 交易工具。虚拟电厂聚合+ 交易商竞争。 深度参与电力市场 主动帮助用户参与市场、获取收益。不仅仅是提供设备，而是运营伙伴。实时市场信号解读与自动交易赋能。 技术与商业模式的融合 技术创新服务于商业收益。高温电芯支撑高频交易应用。智能算法支撑市场决策优化。 对用户痛点的深度理解 解决用户在融资、运营、收益上的核心困难。理解全球市场多样性与复杂规则。降低交易门槛，提升资产流动性。 新能源入市的三个关键问题 现货市场准入： 新能源如何从计划调度转向现货市场交易？如何应对价格波动与偏差考核？ 灵活调节支撑： 虚拟电厂（VPP）如何聚合分布式资源？如何为系统提供调峰、调频等辅助服务？ AIDC 绿电供应： 新能源如何通过PPA等模式支持AI数据中心（AIDC）的高能耗、高可靠性需求？ 运营为王：从数据采集到价值变现-无处不在的光伏+无所不能的储能+无时不刻的交易 国际经验的共同特征与启示 国际经验共同特征 制度设计先行： 通过立法明确分布式能源及聚合商的法律地位和市场准入规则。 市场机制完善： 建立多层次、高频次的现货交易和辅助服务市场，提供清晰的价格信号。 技术支撑到位： 高度数字化的计量、通信和控制体系，保障海量资源的精准聚合与调度。 对中国的核心启示 确立VPP法律地位： 加快出台相关法规，明确虚拟电厂作为独立市场主体的权利与义务。 完善多层次市场体系： 推动现货市场、中长期市场与辅助服务市场的深度融合，优化价格形成机制。 加强技术创新与标准化： 突破资源聚合、优化控制等关键技术，建立统一的接入和通信标准规范。 中国新能源入市存在的主要问题分析 市场机制层面 分布式能源参与市场仍存在制度障碍；现货市场建设进度不均衡，跨省交易受限；价格形成机制不完善，难以反映真实供需； 技术支撑层面 虚拟电厂核心聚合与控制技术尚不成熟；智能计量与双向通信体系覆盖不完整；缺乏统一的接入标准与安全防护规范； 商业模式层面 虚拟电厂商业模式单一，过度依赖补贴；聚合商盈利模式不明确，缺乏可持续性；资源持有者参与意愿受限于收益分配机制。 分布式能源参与现货市场的三种模式 模式一：直接参与 适用规模：> 5 MW 参与方式：作为独立市场主体，直接向交易中心报量报价，自行承担偏差考核。 收益最大化：无需支付中间服务费。 市场风险大：对预测精度和交易能力要求极高。 模式二：聚合参与 适用规模：中小型分布式 参与方式：通过虚拟电厂（VPP）聚合商统一参与市场，由聚合商负责预测与交易。 降低门槛：利用聚合商的技术优势降低风险。 成本增加：需向聚合商支付一定的管理费用。 模式三：价格接受者 适用规模：极小规模 参与方式：不参与报价，仅申报出力曲线，接受市场出清价格。 参与最简：无需复杂的预测和报价系统。 收益被动：完全取决于市场整体出清情况。 AI时代的电力困局：AI的尽头是电力需求到底是什么样的电力需求呢？ 从“要不要”到“怎么要”：重新定义数据中心供电范式 供配电占地面积灾难性增长：IT空间的“反噬” 空间灾难：在超高密度场景下，电力设施占地面积已超过IT面积。如果供配电架构不革命，智算中心将沦为“电力设备存放室”，算力部署效率将面临物理极限。 AI数据中心的国际供电方案借鉴 燃气轮机(首选)： 供电极其稳定，度电成本低，是目前大型AIDC最主流的电源选择。2024年全球新订单58 GW。 光伏+ 储能(重要补充)： 具备绿电属性，经济性好，与燃气轮机形成互补，降低碳足迹。绿电属性+ 经济性 核能(新兴选择)： 零碳、高可靠性，科技巨头正通过SMR（小堆）技术寻求长期稳定供电。科技巨头投入超100 亿美元。 混合供电方案(主流)： 燃气轮机+ 光储+ 电网备用，构建多能互补的高可靠电力供应体系。多能互补+ 高可靠性。 新能源支持AIDC的PPA模式设计 中国新能源支持AIDC的可行性分析 结论：具有较好可行性，但需在供电稳定性、成本竞争力和市场机制上进一步完善。 运维协同与聚合的最高境界：源网荷储的三个调度层次满足颗粒度下沉 秒级：实时控制 针对电网波动与设备突发故障，实现微秒级的快速响应与隔离。 AI 角色：故障诊断 实时分析波形特征，毫秒级定位故障点并下达隔离指令。 分钟-小时：日间平衡 根据日间算力负荷波动，优化储能充放电与绿电消纳比例。 AI 角色：负荷预测 基于模型训练计划，精准预测未来数小时的能耗曲线。 日-周：季节性规划 结合气象预测与电价趋势，制定长周期的能源采购与维护计划。 AI 角色：多目标优化 在成本、可靠性与低碳目标间寻找动态最优解。 直流配电网必要性：效率提升的必然选择 频率的核心是旋转的快慢电压的核心是电感和电容的匹配可靠性迟早与灵活性有一战 总结与展望：新能源入市的未来 新能源全面入市、虚拟电厂规模化发展、支持AIDC绿电供应，是中国能源转型与数字化进程深度耦合的必然选择。 关键成功因素 政策支持：顶层设计与法规完善； 市场机制：多层次、高频次交易体系； 技术创新：聚合算法与智能化计量； 商业模式：多元化收益与价值分配； 人才队伍：跨界复合型专业人才 2027年虚拟电厂调节能力达到2000 万千瓦； 2030年虚拟电厂调节能力达到5000 万千瓦； 2035年建立完整的新型电力系统，实现能源算力深度融合。 新能源全面入市、虚拟电厂规模化发展、支持AIDC绿电供应，是中国能源转型与数字化进程深度耦合的必然选择。这一命题超越碳达峰本身，甚至在碳中和完成之后亦如是。 AI算力的终极瓶颈：构建支撑智时代的新型电力供应体系！ 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，国网江苏省电力有限公司四级专家 牛文娟围绕“新能源全面入市相关政策及影响解读”的话题展开分享。 新能源全面入市的背景与核心意义 一、时代背景 1. 双碳目标持续推进，新能源定位发生根本变化 在“双碳”目标和能源转型背景下，新能源已由传统电力系统中的补充性电源，逐步转向增量主体电源，装机规模和发电占比持续提升，电力系统运行方式随之发生深刻变化。 2. 新型电力系统建设加快，资源配置方式需要同步变革 新能源出力具有波动性、随机性和地域差异，传统计划分配方式已难以适应高比例新能源接入要求，亟需通过市场机制发挥价格信号作用，引导电源、电网、负荷和储能协同优化。 3. 行业发展由规模扩张转向质量效益提升 随着新能源装机快速增长，部分地区已出现消纳压力加大、收益水平下滑、项目同质化竞争等问题，行业发展重点正在由“能不能建”转向“建了以后能不能高效消纳、稳定收益”。 4. 全面入市成为改革深化的必然要求 推动新能源全面参与电力市场交易，有利于建立适应新型电力系统的价格形成机制和资源配置机制，是破解新能源高质量发展瓶颈、提升系统整体效率的重要路径。 二、核心意义 1. 对能源系统的意义 全面入市有助于通过市场价格信号优化电力资源配置，促进新能源与火电、水电、储能、需求响应等资源协调运行，缓解局部消纳矛盾，提高系统运行效率和灵活调节能力。 2. 对产业发展的意义 市场化机制将推动新能源企业更加重视成本控制、预测能力、交易能力和项目质量，有利于倒逼行业由粗放扩张转向精细化运营，促进优质项目和优质主体脱颖而出。 3. 对经济社会发展的意义 新能源全面入市有助于完善绿电供给和价格形成机制，降低绿色电力使用门槛，提升全社会绿色用能水平，为产业低碳转型和全国统一电力市场建设提供支撑。 核心政策梳理与解读 一、政策总体框架 1、 总体导向 核心在于发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好统筹新能源发展、电力系统安全运行与绿色低碳转型要求，推动新能源从保障性消纳为主逐步转向全面市场化配置。 2、主要政策体系 从当前政策布局看，新能源全面入市主要围绕三个方面推进，一是上网电价市场化改革，二是新能源开发与消纳保障机制完善，三是全国统一电力市场体系建设。 3、 政策推进逻辑 整体上看，相关政策呈现出由价格机制改革切入、以消纳保障为支撑、以统一市场建设为平台的推进路径，既关注新能源项目收益机制调整，也关注更大范围内的资源优化配置和市场协同运行。 政策一：新能源上网电价市场化改革 2025年1月 国家发改委 国家能源局《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），新能源上网电价改革进一步明确市场化方向，推动新能源项目由原有相对固定的收益模式逐步转向通过市场交易形成价格。 核心内容： 全电量参与市场交易： 新能源项目原则上全电量进入电力市场，通过中长期、现货交易形成上网电价，完善中长期与现货交易衔接机制。 健全价格与收益机制 ：建立新能源可持续发展价格结算机制，通过机制电量 + 机制电价实行差价结算。其中机制电量为保障新能源合理收益的基础电量，机制电价为对应保障价格，以此稳定项目收益预期，合理体现新能源绿色价值与系统调节成本。 存量增量分类管理： 存量项目：平稳过渡，延续既有价格政策，保障合理收益；增量项目：以市场化竞价为主，设置价格区间，规范有序竞争。 强化市场监管 ：加强市场行为监管，防范恶性竞争，维护公平竞争秩序，保障新能源消纳。 政策二：全国统一电力市场体系 2026年2月 国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号） ，全国统一电力市场建设进入加快推进阶段，明确提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源将更加全面、深入地参与市场运行。 建设目标： 全国统一电力市场建设的目标，是打破区域分割和市场壁垒，推动电力资源在更大范围内优化配置，逐步形成统一开放、竞争有序、安全高效的电力市场体系。 关键内容： 相关政策重点包括扩大市场化交易规模，完善绿电和绿证市场机制，推动大型风光基地整体参与市场交易，促进跨省跨区交易机制优化，同时加快破除区域间制度和交易壁垒，增强全国范围内的市场协同。 政策意义： 全国统一电力市场为新能源全面入市提供了更高层级的制度平台，有利于提升新能源跨区域配置能力，促进资源在全国范围内优化流动，也为新能源高比例发展提供更加成熟的市场环境。 政策三：新能源开发与消纳政策 2025年10月 国家发改委 国家能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号） ，进一步强调新能源开发与消纳统筹推进，明确通过完善开发布局、优化资源配置和强化消纳责任，支撑新能源全面参与市场。 核心目标 ：保障新能源高效合理消纳，推动新能源开发建设与电网承载能力、系统调节能力、市场消纳能力相匹配，为新能源全面市场化交易奠定基础、提供运行保障。 关键内容 ：分类推进大型风光基地与分布式新能源有序开发，推动源网荷储一体化和多能互补发展；健全跨省跨区新能源消纳机制，严格落实可再生能源消纳责任权重考核；持续提升电力系统调节能力与资源优化配置水平。 政策意义： 为新能源全面入市提供重要支撑。既有效缓解新能源规模化发展带来的消纳压力，又为新能源在更大范围参与市场交易、实现资源优化配置创造条件。 多维影响与未来展望 一、多维影响 1. 对产业发展的影响 新能源全面入市将推动行业竞争方式发生变化，企业不再主要依赖固定电价和政策保障，而是更加依赖项目质量、成本控制、功率预测、交易组织和运营管理能力。市场化环境下，优质项目和优质主体的竞争优势将更加突出，行业将加快由规模扩张向质量效益提升转变。 2. 对电力系统的影响 新能源全面参与市场交易，有助于强化价格信号对电源侧、负荷侧和储能侧的引导作用，促进各类资源协调运行，提升系统调节能力和运行效率。同时，也将推动中长期、现货、辅助服务等市场机制加快衔接，促进新型电力系统建设不断深化。 3. 对社会用户的影响 随着新能源更深层次进入市场，绿色电力供给将更加丰富，用户参与绿电交易和绿色用能的渠道将进一步拓展。长期看，这有助于降低全社会绿色用能成本，增强绿色电力消费活力，为产业低碳转型和“双碳”目标实现提供支撑。 二、挑战与未来趋势 挑战： 尽管新能源全面入市已成为明确方向，但当前仍面临一些现实约束。 一是市场机制还需进一步完善，中长期、现货、辅助服务等市场衔接仍有待加强； 二是跨省跨区交易壁垒仍然存在，资源大范围优化配置能力仍需提升； 三是储能、需求响应等灵活性资源的商业模式尚不成熟，对新能源高比例入市的支撑作用仍有待增强。 未来趋势： 从发展方向看，未来相关政策将持续完善收益衔接、价格形成、消纳保障和辅助支撑等配套机制，推动新能源市场化改革进一步深化。 同时，行业竞争将由资源竞争逐步转向技术、管理和交易能力竞争，新能源也将更加深度地融入全国统一电力市场体系，实现更大范围、更高效率的资源优化配置。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，中国电力科学研究院碳中和与标准研究所 电力系统碳评估技术研究室主任 刘超围绕“电碳协同研究与探索——分时分区电碳因子”的话题展开分享。 研究背景 在国家“碳双控”政策推动下，碳排放统计核算体系正向着地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹多层级纵深迈进。其中，电力作为能源消费与碳排放的核心载体，电力碳排放因子与电力碳足迹因子因其所蕴含的碳属性成为各类碳核算工作的关键基础参数，是实现碳排放精准核算、强化过程管控、支撑多场景应用的基础前提。 研究必要性 对于设备制造企业而言， 电力碳排放因子与电力碳足迹因子有 助于企业精准核算自身碳排放，实现自身系统化碳管理；量化产品碳足迹，满足客户低碳采购、海外市场准入与支撑绿色认证 ，更是推动企业从被动合规转向主动管理，构建绿色可持续竞争力的战略起点。 电力碳排放因子 电力碳排放因子概念 电力碳排放因子概念最早源于国际能源署（IEA）于1978年提出，是表征一定时间和地理范围内发电量的单位电量二氧化碳排放，通常以千克二氧化碳/千瓦时（kgCO2/(kW·h)）为单位表示。是衡量电力行业碳排放强度的核心指标，也是核算区域、企业、项目等层级电力间接排放的基础。 基于电源地理位置的计算方法 按照地市行政区划计算所属区域内的电源及跨地市净调入电量对应排放，并在此基础上计算各个地市的电力平均排放因子。 基于电源入网位置的计算方法 将骨干电网电力碳排放由省级统筹，按照接入该电压等级地市区域实际下网电量占比进行分摊向各地市分配；骨干电网以下电压等级电力碳排放纳入各地市本地碳排放，分步计算地市级电力平均排放因子。 基于虚拟碳池的电力碳排放因子计算方法 不同省份某年电力碳排放因子计算案例 我国西北、华东及沿海典型省份同年份电力碳排放因子受区域电源结构、装机占比、电网网架及能源资源禀赋差异影响，整体呈现出明显的地理空间分异特征。即便在同一省份同一地市，不同时间也会呈现出明显的异质性， 更精细化的分时分区电力碳排放因子有助于企业掌握更准确的排放数据。 重要应用场景-企业碳管理 企业碳管理是指企业为了应对气候变化、降低温室气体排放、提高能源效率和促进可持续发展，而采取的一系列内部管理措施和策略，具体包括三部分：碳核算管理、碳减排管理和碳资产管理。 重要应用场景-企业碳核查 碳核查是指第三方服务机构对参与碳排放权交易的碳排放单位提交的温室气体排放报告进行核查行为，以确保碳排放单位提交的排放数据有效 。 1. 企业核查结果是确定企业碳排放配额的重要依据，是企业每年完成履约的重要环节，有助于企业履行社会责任， 提高社会形象。 2. 碳核查结果具有核证效力， 是企业进行碳排放权交易的依据， 是参与全国碳交易的必要准备。 3. 碳核查有助于企业建立温室气体排放管理体系，有效管理重排放环节的减排 。 4. 碳核查在组织层面对温室气体排放量进行准确的评价，并进行综合控制和管理，有利于企业的绿色发展。 电力碳足迹因子 “电力碳足迹因子”与“电力碳排放因子”存在一定联系，前者从全生命周期视角量化电力碳排放强度，后者重点关注电力系统运行阶段的直接碳排放强度。电力碳足迹核算方法是一套独立的规则体系，核心要素是需要计入能源上游排放和电力设施/系统的碳足迹，具备可追溯特点。 电力碳足迹测算系统边界 电力碳足迹测算范围包括上游排放（如原料、设备的获取与运输），发电过程中电力生产和输配电过程的排放以及下游排放（如废弃物的处置、拆除回收等），包括产品、工程、系统等多个层级的碳足迹算工作。 电力碳足迹计算方法-系统层级 分析多类型能源发电技术及输配电技术全生命周期碳足迹，梳理不同发电技术和输变电技术材料、能量投入，全面系统地建立生命周期各阶段碳排放清单。结合典型发电系统特征，构建统一核算框架下电力系统生命周期碳足迹计算流程及方法。 电力碳足迹计算方法-设备层级 电力设备在发电系统以及输变电系统均广泛涉及，其产品碳足迹的核算，也是电力碳足迹核算的基础工作。针对核心电力设备产品特点及能源使用情况，建立LCA量化分析模型，提出产品碳足迹量化评估工作流程，明确数据收集与处理的具体要求，制定分配方法与计算原则。 电力碳足迹计算方法-工程层级 提出输变电工程碳排放核算方法，通过梳理输配电工程的分部分项施工工艺，对各项碳排放项目在建设施工中的具体产生方式进行分析，完成输变电工程典型场景及排放源识别，构建面向输配电工程的碳排放递阶模型，逐级汇总合并排放源及排放种类实现其碳排放的精确计算。完成110kV、220kV、500kV、1000kV等全电压等级交流工程和±800kV等典型直流工程碳排放核算。 电力碳足迹因子--国家因子测算 构建输配电碳足迹核算模型，支撑生态环境部完成中国电力碳足迹因子测算工作，形成了我国输配电环节电力碳足迹因子，支撑生态环境部、国家统计局、国家能源局发布2023年、2024年中国电力碳足迹因子，为提升度电碳足迹计算准确性、全面掌握输配电环节碳排放水平提供基础。 重要应用场景-产品碳足迹量化 电力碳足迹因子是开展产品碳足迹核算的重要基础数据，依托该因子开展产品碳足迹精准测算，能够有效支撑出口企业完成产品碳足迹量化与披露，助力企业积极应对国际绿色贸易规则；同时可支撑国内绿色采购政策实施，满足绿色供应链建设与低碳发展需求，为设备制造企业内外协同的绿色转型提供关键数据支撑。 电力碳足迹因子 实验与资质能力建设 实验室概况 建设有国家电网公司新型电力系统碳评估实验室。团队开创性构建国内首个集技术、标准、业务、试验于一体的电力系统碳评估完整体系，建成国内电碳协同领域覆盖方向最全面、数据体量最庞大、技术支撑最有力的一体化实验研究平台。实验室立足电力行业基础支撑优势，推动 “碳” 要素向相关行业及技术领域深度辐射，为国家 “双碳” 目标落地实施提供坚实的科学支撑与实践依据。 中国电科院电工装备产品碳足迹评价系统（CECFP） 中国电科院电工装备产品碳足迹评价系统及数据库(2.0版本)系电力行业内首个符合国际标准规范的可逐级溯源系统及数据库，具有以下特点： 首创分层分级产品碳足迹建模技术，立足生命周期视角，对产品的全流程进行碳足迹量化与评估； 符合ISO 14040、ISO 14044、ISO 14067标准建设； 构建“明确边界—数据清洗—建立模型—计算量化”评价流程，保障规范性与一致性； 研制变压器、电能表、输电杆塔等43类（共70类）电工装备产品碳足迹模型，覆盖一次设备全品类。 具备产品建模、生命周期清单分析、影响评估分析等核心功能； 具备产品碳足迹/生命周期环境评估双项评价能力； 全面支持清单计算法核算产品碳足迹，同时兼容传统排放因子法，符合国际标准要求； 一键生成产品碳足迹评价报告及产品碳足迹证书，高效输出标准化成果； 支持计算结果深度分析，覆盖生命周期清单分析、影响评估分析、贡献度分析等功能； 自动生成电工装备模型图、产品碳足迹网络结构图，模型追溯图等。 中国电科院电工装备生命周期数据库（CELCD） 自研行业首个符合国际规范（ILCD）的可逐级溯源数据库，满足互认需求； 内置3.3万条单元过程数据集，可追溯完整的数据集记录，覆盖核心工业过程（能源、金属、化工、运输、废弃处理）； 已集成Ecoinvent、CPCD，聚焦并打造电工装备专属的组件级、元器件级本土数据库。 环境信息审定与核查机构认可资质 获批国网公司系统内首个环境信息审定与核查机构认可资质，可针对生产制造厂家开展企业碳核查服务。 已完成浙江正泰仪器仪表有限责任公司、福建天宇、山东电力设备有限公司、青岛雷克石电力科技有限公司等多家单位的碳核查报告，支撑企业碳管理体系建设。 结语： 基于数据代表性、科学性、可追溯性等核心原则，进一步扩大电力碳排放因子与电力碳足迹因子测算覆盖范围，丰富案例样本，加强因子数据迭代，提高因子的科学性、准确性、代表性。同时积极探索拓展因子品种与应用维度，深化典型场景应用实践，全面提升因子应用支撑能力。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，能源盒子 创始人、首席分析师 诸葛围绕“2025光储行业回顾与2026趋势展望”的话题展开分享。 整体回顾 2025年光储行业规模稳步增长进入市场化驱动阶段 光储行业发展特征： 行业结构优化： 落后产能淘汰、产品集中度升、头部企业引领； 光储融合加剧： 各类应用场景、光储协同调度； 区域分化加剧： 华东华南主导、西部资源优势； 跨界融合深化： 持续入局光储、拓展发展便捷。 市场全景 光伏行业发展亮点 制造端年产值突破10000亿元；出口总额突破1800亿美元；累计装机突破1200GW；单年新增装机突破300GW；组件出口国家和地区超200个。 光伏装机爆发式增长 2023-2025 年，光伏新增装机规模实现爆发式增长，连续三年突破200GW，2025年我国光伏新增装机316.57GW，同比增长14.05%，截至2025年底，光伏累计装机已达1119.91GW，即将突破1200GW。 2025年光伏新增装机情况 2025年光伏新增装机316.57GW： 地面光伏163.57GW；户用光伏45.95GW；工商业光伏107.06GW。 截至2025年年底光伏累计装机情况 截至2025年底光伏累计装机1199.914GW： 地面光伏666.914GW、分布式光伏533GW、户用光伏205.832GW、工商业光伏327.168GW。 光伏产品出口情况 中国光伏产品出口由高速扩张转向结构调整，组件主导地位弱化，硅片、电池比重提升。 2025年中国储能市场现状 截至2025年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达213.3GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长54%。 新型储能累计装机超过百吉瓦，达144.7GW，同比增长85%，占比较2024年底再次上升11.1个百分点。新型储能中锂离子电池仍占绝对主导地位，占比达96.9%。 2025年中国新型储能装机情况 新型储能新增功率规模接近抽水蓄能累计装机规模(66.76GW)，新增能量规模超过历史累计能量规模(截至2024年底，累计规模78.3GW/184.2GWh)。 新型储能应用场景新增分布 2025年新增投运储能仍然以独立储能和新能源配储为主，独立储能新增装机42GW，同比增长59%，新能源配储新增装机17GW，同比增长37%； 得益于国家与各地政策对工商业储能的大力推动，用户侧储能新增装机约6GW，占比较24年提升2个百分点。 电化学储能装机增长情况 2025年1-12月，电化学储能呈稳步增长态势，全国电力安委会24家企业成员单位新增投运电站525座、总装机47.16GW/134.85GWh，较2024年增长27%。 电化学储能累计投运增长 截至2025年底，累计投运电化学储能电站总功率达109.29GW，较2024年底增长75.9%，总容量达276.22GWh，较2024年底增长达95.4%。 电化学电站应用场景时长分布 从应用场景看，独立储能主要储能时长为2h，占独立储能总功率的71.86%；新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计总能量占比达到90.24%；火电配储主要储能时长为1h以下，总能量占比97.89%；工商业配储主要储能时长为2h以上，合计占工商业总能量的99.27%。 磷酸铁锂价格走势 据统计，2025年我国磷酸铁锂产量387.5万吨，同比增幅约为56.2% 磷酸铁锂价格在2022年末达到最高点后，受产能过剩影响，自2023年初开始迅速下跌。24年中旬至25年中旬，价格持续在3万元/吨左右的低点震荡，到2025年底，价格有所回升，最高上涨至约5.5万元/吨左右，近期再次开始回落。 国内储能招中标情况 2025年全国总计招标规模为164.4GW/462.3GWh。 2025储能项目中标数量较2024年略有缩减，但是中标规模仍然大幅增长，合计规模增速超230%。体现出2025年中标项目从“冲数量”到“重质量”的转变。 储能中标价格 政策解读 “十四五”核心政策梳理 2021年： 《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》： 以消纳责任权重为引导，建立保障性并网+市场化并网双轨机制，明确9000万千瓦保障性并网，保留户用光伏补贴，推动风光项目平价上网与高质量跃升发展。 《关于开展分布式光伏发电整县（市、区）推进工作的通知》： 推动分布式光伏发电在县域范围内的大规模应用，促进光伏与农业、建筑等领域的融合发展。 2022年： 2022年6月，国家能源局等9部门联合印发 《“十四五”可再生能源发展规划》 《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》 ：锚定12亿千瓦装机目标，以大基地+分布式并举、消纳+改革+产业+用地协同，全面推动新能源规模化、市场化、高质量发展。 《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》： 以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林四大沙漠为核心，规划到2030年建设总装机约4.55亿千瓦的风光大基地。 2024年： 2024年以来，新型经营主体、绿电直连、虚拟电厂、绿证、消纳调控、集成发展等政策陆续出台。 2025年： 2025年1月，国家能源局分布 《分布式光伏发电开发建设管理办法》 《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》 以市场化定价、公平参与、区分存量增量、政策协同为思路，推动新能源上网电价全面市场化，建立可持续发展价格结算机制，从多方面保障落实，将对新能源行业、电力系统及终端用户产生积极影响。 “十五五”政策规划 136号文项目规定 136号文政策指引改革 新能源发展及电力体制改革的标志性事件： 新能源电价制度： 2009年新能源固定电价制度，2018年新能源平价项目示范，2025年实现无差别全面市场化交易； 电力市场化建设： 2021年燃煤发电上网电价市场化改革；2023年建立煤电容量电价机制；2025年实现火电和新能源全面入市交易。超过80%的电源，电量参与市场。 新型储能政策梳理 取消新能源强制配储 2025年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》，明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。宣告了已实施8年新能源强制配储政策走向终点。 新能源配储的未来 取消新能源强制配储后，虽然短期内会对行业造成巨大冲击，阵痛难以避免，但是长期来看，这将有利于行业健康发展，推动储能行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型，储能项目是否建设将由需求与市场决定，而不是政策强制。部分依赖低价竞争的“低质”企业将退出市场，“技术硬、质量高、经济性好”的企业将获得更大的发展空间。 储能盈利模式重构 2026年1月30日《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）正式落地；全国统一独立储能容量电价基准元/千瓦·年（甘肃最高330元/千瓦·年） 靠峰谷价差盈利→容量电价兜底+电能量收益+辅助服务； IRR稳定在6%-12%。 配储要求升级 3月11日，国家能源局正式发布《关于进一步规范风光储一体化项目并网调度管理的通知》，新规自2026年4月1日起正式实施。 绿电直连政策 2025.5 发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 该通知明确了绿电直连的定义内涵，即风光等新能源不直接接入公共电网，而通过专用电力线路与单一电力用户实现直接连接。 政策要求绿电直连项目新能源年自发自用电量不低于总发电量的60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%。 “绿电直连”政策的落地及后续各地项目的建设推进，将对新能源发电渗透率持续提升的新型电力系统建设起到重要帮助作用，突破“增量配电业务”限制，将符合要求的已建成新能源发电项目和存量负荷纳入范围，为新能源并网消纳打开了重要的空间。 2025.9 国家发改委印发《关于绿电直连项目输配电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2025〕1192号） 1.明确“按容量计费”原则，下网电量免系统备用费； 2.接入公共电网按容量缴纳输配电费，建立容量电价机制； 3.推行“谁受益、谁负担”费用分摊原则，避免交叉补贴； 4.界定自发自用、下网、上网电量的费用缴纳差异，明确成本核算标准。 虚拟电厂 虚拟电厂的功能定位 虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易 虚拟电厂的定义 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 目前，已经有包括四川、贵州、深圳、江苏、上海等地，均在加速推动虚拟电厂的建设。 趋势展望 “十五五”实现碳达峰的决胜期 光储应用场景爆发 数据中心——算电协同；光伏+储能+运维——绿电直供；建筑一体化光伏——BIPV；适配园区、物流中心——光储充一体化。 光伏行动建议 短期： 优先布局虚拟增容与光储配套，对接虚拟电厂； 中期： 打造零碳园区标杆，参与绿电与碳交易； 长期： 构建智能化能源管理平台，实现全链路数字化。 储能技术趋势 储能发展趋势 电芯大容量化、长时化，场站大型化。 产业链竞争焦点从“制造产能”转向“全生命周期技术与服务能力” 装备制造企业： 企业竞争聚焦于长寿命、高安全、低衰减的核心材料与电芯技术 设计企业： 核心价值在于选址、资源评估与测算，确定设计原则； 系统集成商： 基于AI的智能调控、寿命管理、安全预警等软件与算法 运营服务商： 通过聚合与优化策略，在复杂市场规则中实现收益最大化 中国新型储能装机展望 随着“十五五”期间国家与地方刺激政策的出台、储能技术的持续进步、投资成本的不断下降、商业模式的逐渐成熟，未来5年，中国新型储能还将以超过20%的年均复合增速快速发展。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，中国电力企业联合会中电联规划发展部改革处处长，中电联电力市场分会副秘书长 孙健围绕“统一电力市场建设的机遇与挑战”的话题展开分享。 全国统一电力市场建设进展 “十四五 ”时期能源电力转型发展取得显著成果 在“四个革命、一个合作”能源安全新战略和“双碳”目标指引下，我国能源转型取得显著成果，构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，为能源绿色转型和中国式现代化建设提供了坚实的能源保障。 全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时。 2025年，全国全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长5%。中国成为全球首个年用电量突破10万亿度的国家。相当于美国全年用电量的两倍多，超过欧盟、俄罗斯、印度、日本的年用电量总和。 电源结构绿色化转型持续加快。 “十四五”期间，新能源装机超过火电，2025年底全国风光发电累计装机达18.4亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍。煤电机组积极稳妥地向系统支撑性和调节性电源转变。 新型储能保持较快发展。 装机接近1.5亿千瓦，占全球总装机比例超过40%，稳居世界首位。新型储能应用结构发生根本性变化，主要应用场景从以用户侧（占比35%）为主转向独立储能（占比58%）为主。 “ 十五五 ” 是构建新型电力系统的关键期 预计十五五期间电力需求延续较快增长态势。 2020年～2024年，全社会用电量年均增长7.0%。从分领域用电量增速看，算力基础设施、新能源汽车、电制氢等新兴领域逐步成为拉动用电需求的新增长极。 根据预测结果，预计2030年全社会用电量达到13.5万亿千瓦时（年均增长6000万千瓦时、增速5.4%）、最大负荷达到21.0亿千瓦（年均增长1亿、增速6.0%)。 统一电力市场建设是党中央的战略部署 纵深推进全国统一大市场建设、畅通国内循环、促进资源在全国范围内的优化配置，是党中央构建新发展格局、推动高质量发展的重大战略决策。电力行业坚决贯彻国家战略，电力体制改革取得重大进展，成为全国统一大市场建设的“先锋队”和“排头兵”。 我国电力市场发展历程 关于电力体制改革，中办国办级别的发文一共有三次，2002年国发5号文，2015年中发9号文，以及这次2026年国办发4号文，每个文件都引领了未来一段时期的电力体制改革。 全国统一电力市场建设取得的成绩 1. 电力市场政策规则体系基本建立 新一轮电力体制改革以来，电力体制改革、电力市场顶层设计《电力市场运行基本规则》（国家发改委令2024年第20号）等政策文件相继出台，基本形成了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系。 2. 电力市场总体框架基本形成 目前，我国已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。在空间范围上覆盖跨电网经营区、省间、省内；在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内和日前、实时现货交易；在交易标的上：覆盖电能量、辅助服务等交易品种。 3. 电力价格主要由市场决定的机制初步建立 建立健全容量电价机制，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。明确核定输配电价机制；全面放开燃煤发电上网电价；推动新能源全面参与电力市场；建立代理购电制度，中小工商业用户由电网企业代理参与市场。 4. 市场成为电力资源配置的主要方式 2025年，全国市场化交易电量6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到64%，占电网售电量比重77.8%；交易电量较十三五末实现翻倍增长，市场化率提升25个百分点。 截至2025底，全国电力市场经营主体数量102万家，同比增长26.3%，其中发电企业3.8万家，电力用户97.7万家，售电公司4640家。 5. 电力现货市场建设全面覆盖 省间现货市场和七家省级现货市场转入正式运行；南方区域电力市场转入连续结算试运行；其余除西藏、冀北的省级现货市场均已进入连续结算试运行，电力现货市场发现时空价值、实时传导供需信号的作用不断凸显。 6. 电力市场绿色消纳机制逐步建立 绿电交易规模逐步扩大 2023年，全国绿电交易电量695.3亿千瓦时，同比增长284.2%； 2024年，全国绿电交易电量2349.5亿千瓦时，同比增长238%。 2025年，全国绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。 绿证交易市场更加活跃 2025年，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个。 2025年，全国完成绿证交易9.30亿个，其中绿色电力交易绿证2.50亿个。 7. 电力市场有效推动新业态发展 积极开展新型储能入市交易。 山东、山西推动独立储能“报量报价”参与现货和辅助服务市场，湖南、宁夏等省开展储能容量租赁交易，推动分散难调的配建储能向集中可调的共享储能转变。 探索电动汽车绿电消费机制。 创新引导充电负荷主动响应新能源发电，在服务系统稳定运行、新能源消纳、缓解配电网建设压力等方面发挥积极作用，北京、上海、浙江等地试点“新能源车充新能源电”。 试点虚拟电厂参与市场交易。 山西、山东等地区虚拟电厂以“报量报价”、“报量不报价”形式参与现货市场；华北、上海、浙江等5个地区将虚拟电厂纳入辅助服务市场，按需参与削峰、填谷交易。 8. 电力市场监管体系日趋完善 监管机构在持续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管。 市场监督评价机制进一步健全，市场管理委员会在市场监督、规范市场运作方面发挥了重要作用。 通过健全监管体制机制，推动市场监管公平统一，提升市场综合监管能力和水平。 未来的机遇和挑战 全国统一电力市场发展展望 （一）多层次电力市场协同运行亟待进一步加强。 （二）电力市场功能和交易品种有待进一步丰富。 （三）支撑新能源大规模发展和入市的政策与市场机制仍需完善。 （四）提升系统充裕和灵活调节能力的市场机制需要创新。 结合碳达峰、碳中和目标，以及能源绿色转型的速度，全国统一电力市场建设按照“三步走”战略推进，即2025年初步建成、2030年基本建成、2035年全面建成。 完善跨省跨区电力交易，实现全国电力资源畅通循环。 进一步畅通跨经营区交易渠道，推动国家电网、南方电网经营区之间市场化交易常态化，实现全国范围内交易畅通。建设区域市场，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济机制，探索相邻省份自愿联合、融合交易的可行方式。 要逐步转向“统一报价、联合交易”。 探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式。 对现货、中长期、辅助服务、容量等市场之间的衔接机制提出了要求。 持续放开发用电计划，各类主体平等广泛入市。2030年，市场化交易电量占全社会用电量达70% 。 新能源全面入市 ，推动沙戈荒新能源基地各类型电源整体参与市场，分布式电源通过聚合或直接交易等方式参与市场。 分品种、有节奏推进气电、水电、核电参与市场 。 缩小电网代理购电规模 ，推动10千伏以上用户直接参与市场。 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 。 体现电力商品多为价值的市场机制进一步完善。 进一步完善中长期市场，发挥中长期市场压舱石作用。 现货市场2027年基本实现正式运行。 丰富辅助服务品种。形成调节成本和价格传导机制。 完善覆盖煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等在内的多种电源类型容量电价机制。探索市场化容量电价形成机制，支持有条件的地区通过报价竞争形成容量电价。探索推进全国容量市场建设，在地方探索实践的基础上，条件成熟时探索建立容量市场，确保电力系统安全稳定运行的容量支撑。 全国统一电力市场发展面临的挑战 探索新能源更好参与电力市场机制。 围绕沙戈荒大基地、分布式等多种形式的新能源项目，提出差异化的入市路径。 推出聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同、强化绿电消费溯源等具体举措，更好满足企业绿电消费需求。 条件成熟时，研究电力期货市场和输电权市场。探索实行两部制或单一容量制跨省跨区输电价格，为适应新能源大规模外送创造条件。 全国统一电力市场发展展望 构建用户侧资源互动响应机制，助力能源绿色低碳转型。 完善需求响应资源分级分类管理机制，形成稳定可靠的资源库，健全多元主体参与需求响应的准入条件，积极培育储能、数据中心、5G基站、电动汽车、冷链冷库等新型主体，加快推动用户侧资源通过市场发挥调节作用，进一步扩大需求响应资源池规模和范围。明确各类经营主体绿色电力消费转型的多元化实施路径，完善相关政策、健全激励机制，加快形成绿色生产生活方式。 全国统一电力市场发展面临的挑战 健全电力市场多元治理体系。 政府主管部门对电力市场进行总体设计，电力监管机构依法进行独立监管，经营主体代表组成的市场管理委员会发挥议事协调、协商共治作用，市场运营机构提供交易服务并对市场运行风险进行实时监测。尽快出台《电力法》和《可再生能源法》。 寄语： 建设新型电力系统，服务国家改革和发展大局，是电力行业的崇高使命。 全国统一电力市场建设任重道远。 贯彻国家战略部署，落实全国统一电力市场建设核心任务，高质量发展新质生产力，为建设能源强国、推进中国式现代化做出新的更大贡献！ 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-先进材料产业大会 上，中南大学教授 唐有根围绕“钠离子电池硬碳负极材料：关键技术突破与产业化路径”的话题展开分享。 钠离子电池的发展 钠离子电池的特点与优势 钠资源丰富，无卡脖子风险，碳酸钠价格仅为碳酸锂的1/300，成本低廉； 安全性更高，高低温性能更好，循环寿命更长 快充性能优：常温下充电15分钟电量可达80%以上 正负极都采用铝箔，电池的结构和组分更简单，也更易于回收再利用。 与锂离子电池的相似性 原理、工艺与锂电池相似，兼容现有锂电装备，电芯与系统可参考锂电设计，因此电芯开发难度低，关键在于材料技术。 能量密度与铁锂电池差异小: 其电芯单体能量密度可达160Wh/kg，已接近铁锂电池的水平。 虽然能量密度略低，但钠离子电池在资源、成本、安全性、功率性能、低温性能等方面具有较大优势，且生产工艺兼容，可与锂离子电池形成互补，应用前景广阔。 钠离子电池的发展 钠离子电池优势： 资源丰富，成本低廉，安全性高，倍率性能好，循环寿命长，高低温性能优，兼容锂电设备。 相对铅酸电池，钠离子电池有绝对优势：相对于磷酸铁锂电池和三元锂电池钠离子电池在成本、安全、快充和低温性能上存在较大优势。 发展概况 01 电芯技术 钠电电芯的能量密度循环寿命不断向上突破 02 产业化进程 2024年钠电池出货量1.5 GWh，2025年全年的钠电池出货量超6GWh，增长率超过300%。经过2025年一年的发展，钠电池无论是在储能、两轮车、A00级车、消费电池、启停电池等等领域都成功实现了应用。负极材料出货超10000吨，钠电的市场化进程进入“GWh”级时代2026年钠离子电池将出现爆发式增长。 应用领域 A00级电动车 主要应用于续航里程要求不高的短程A00级电动车。 小动力市场：铅酸电池替代 主要应用于电动两轮车、电动三轮车、电动自行车等。 电化学储能 主要是应用于户用储能、大型储能电站等。 其他： 启停电源、通讯备用电源。 应用前景 未来三年，预计钠离子电池年平均出货量将>50GWh； 有关研究机构认为2030年全球钠离子电池出货量将有望超过1000GWh，产值可达3000亿元。 硬碳负极材料概述 硬碳负极材料概述 常见钠离子电池负极材料包括碳基材料，钛基材料，合金材料，过渡金属化合物等。 碳基材料资源丰富、结构可调控、工作电位低、循环寿命长，是最有潜力的负极材料。 硬碳是一种无定形碳材料(难以石墨化)，其内部碳层弯曲堆形成了大量的闭孔结构可以大量储存钠离子，因此具有较高的比容量，是目前钠离子电池最具应用潜力的负极材料。 硬碳常见工艺路线 不同原材料的硬碳生产工艺存在较大差异，前驱体的选择影响硬碳材料的性价比和产业化进程。 通过不同前驱体原料硬碳的性能比较得出结论，综合来看通过生物质原料制备硬碳具有性能优异、成本低廉、产业化难度低的优势。 生物质基硬碳材料的关键技术 前驱体原料结晶度对闭孔结构的影响 随着前驱体原料结晶度的提升，碳化后出现更长的碳层，闭孔量明显增多。部分保留无定型组分有利于闭孔结构的形成。 纤维素分子调控优化硬碳结构 破坏纤维素主链结构，长度变短，促进形成更丰富、闭孔更小、孔壁更薄的闭孔结构； 储钠容量从207 mAh/g显著提升至330 mAh/g； 首次库伦效率提升至90%； 此外，他还介绍了半纤维素对闭孔形成的影响，调控无定型成分优化硬碳结构，无定型组分对闭孔形成的影响，煅烧温度对闭孔形成的影响，闭孔结构形成的主要影响因素等相关情况。 竹基硬碳负极材料的优势与挑战 竹基硬碳负极材料的优势与挑战 硬碳材料供应链不稳定、价格高和产品性能一致性差等问题制约钠离子电池规模化发展。 供应链不完善： 未形成稳定的材料供应链。硬碳以椰壳为前驱体，原料高度依赖东南亚等地区进口； 价格高昂： 高端硬碳负极材料依赖进口(售价高达15万元/吨)，成本占钠电总成本的30%； 性能一致性差： 椰壳碳前段工序位于国外，批次之间无法有效管控。 竹材产量大，成本低，供应稳定 竹材来源广泛，目前全国总竹林面积为752.7万公顷，其中福建、江西、湖南三省竹资源总量占全国50%，年产竹材1.5亿吨，换算成生物质碳可达3000万吨。其中毛竹(楠竹)占全部竹材品种的70%，价格可低至400元/吨。 结晶纤维素含量高、性能优 竹材纤维素含量高，具有较高的含氧量，有利于碳化过程中闭孔的形成。高纤维素含量的前驱体可以获得更高的储钠性能，同时其所含一定量的木质素有利于提高前驱体的成碳率。 优势 资源与成本优势 竹材生长迅速、资源丰富，成本低廉，且具有可再生性，符合绿色可持续发展要求。 独特微观结构 竹材硬碳天然的孔隙结构，有利于钠离子嵌入/脱嵌，从而改善电池循环稳定性和倍率性能。 市场与政策红利 随着钠离子电池低成本替代方案的逐步商业化，硬碳负极材料需求将快速增长。国家对新能源、储能及绿色材料的政策扶持为竹基硬碳产业发展提供了有利环境。 挑战 开采成本仍然较高 目前竹的开采仍然是通过传统人工砍伐，集材与运输成本较高。为了降低成本，对生产设址存在限制。 工艺流程与规模化生产 规模化生产过程中原料成本仍需要进一步降低、能耗成本较高、材料储钠性能有待进一步提高。 市场竞争压力 除了竹基硬碳外，其他生物质(如椰壳、秸秆等)及合成硬碳材料也在积极研发，如何在性能与成本上形成明显竞争优势需持续创新。 竹基硬碳负极材料的产业化开发 生产制造 质量控制、生产效率、成本优势、市场反馈 。 技术路线： 是国内率先提出以生物质基(楠竹)作为钠电硬碳负极原材料研发的企业，并生产出高性能、高性价比的产品； 产品升级选代： 通过工艺优化，持续对产品升级选代，并完成量产； 客户需求： 围绕客户需求，提供不同产品类型的定制化服务。 竹基硬碳产品倍率与低温性能突出，循环稳定性优异，性能指标国际领先。 总结 钠离子电池相比于磷酸铁锂电池在倍率和低温性能方面有显著优势，产业链逐渐成熟，产量已经达10GWh规模； 生物质硬碳闭孔结构的形成与纤维素结晶度、"纤维素、半纤维素素、木质素"成分占比和高温碳化温度有较强相关。前驱体成分调控可有效提升硬碳闭孔储钠性能； 竹基硬碳在原料供应、成本控制、性能指标等方面具有优势，是极具潜力的钠离子电池负极材料； 成果产业化已经完成竹基硬碳从原材料到成品1000吨级产线全工艺贯通，进入量产阶段，万吨级产线在筹建中。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道