电池企业青睐AIDC储能赛道

在AI技术快速迭代与算力产业规模化扩张的驱动下，国内人工智能数据中心（AIDC）建设迎来高速爆发期。伴随算力负载大幅提升、用电规模持续增长，AIDC储能已成为保障算力稳定运行、平抑电网负荷波动、规模化消纳绿色电力的核心设施。今年以来，国内外电池企业密集布局AIDC储能赛道，通过推出场景定制化电芯产品、搭建专用产能、落地GWh级供货订单等多种方式加速战略落地，持续推动AIDC储能产业走向规模化发展阶段。■■企业密集布局7月7日，楚能新能源与东元电机签署战略合作协议。未来两年，楚能将向东元电机供应2GWh直流侧储能产品，为AIDC等前沿领域提供高可靠、高能效的储能解决方案。同时，双方将重点开发马来西亚、泰国等东南亚市场，加速推动高质量储能基础设施在东南亚的部署。产品技术层面，国内企业持续加码高倍率、高适配性AIDC专用电芯研发。7月初，中比新能源宣布即将推出新一代磷酸铁锂全极耳超高倍率电芯，该产品是专为BBU备电应用设计的圆柱电池；瑞浦兰钧发布的高功率型85Ah磷酸铁锂储能电芯针对AIDC场景，可支持10C最大持续放电倍率；鹏辉能源推出的瀚海系列85Ah AIDC储能专用电芯具备10C高倍率放电能力，10C放电条件下容量保持率超97.5%，可在供电中断瞬间为高功率密度的AIDC场景提供巨大功率支撑，并满足算力中心的瞬时负载波动调频需求。海外电池巨头同样抢抓AIDC储能增量机遇，持续加码产能扩张与项目落地。6月8日，松下宣布，将投入3500亿日元扩充电池产能，布局AIDC储能市场，并公布日本、美国、墨西哥三地供应链升级规划。根据规划，松下将在美国堪萨斯州电池工厂增设数据中心专用生产线，并推进墨西哥第二、第三座电池厂建设；5月，LG新能源与美国密歇根州公用事业公司DTE能源签署6GWh储能系统供应合同。通过此次供应合同，DTE能源计划推进8个关键电网建设项目，包括科技巨头甲骨文公司在美国密歇根州萨林镇新建的AIDC项目。研究机构EVTank联合伊维经济研究院近日发布的《中国AIDC储能电池行业发展白皮书（2026年）》显示，2025年AI发展火爆全球，AI大模型参数呈指数级增长，AIDC迅速崛起，带动AIDC用储能电池（BESS）出货量已达14.6GWh。■■锂电池加速渗透AI技术全域渗透推动全球算力规模持续扩张，数据中心用电负荷持续攀升，直接带动AIDC储能配套需求快速扩容。EVTank测算，按照20%—50%储能配比，3—5h储能时长配置，中性情况下，预计数据中心用电量占全社会用电量比重在2030年提升至3%，将带动AIDC用储能电池新增需求达63.7GWh，届时存量需求达到247.1GWh；乐观情况下，预计数据中心用电量占比在2030年提升至6%，则将带动AIDC用储能电池新增需求提升至267.0GWh，存量需求达到607.0GWh。AIDC配套储能系统，一方面可在负荷侧完成稳压稳频调节，为算力集群提供不间断可靠供电；另一方面也是智算中心消纳、配套绿电落地的关键支撑载体。国盛证券研报指出，储能系统可以在GPU计算需求骤增、瞬时功率超过电网直接供应能力时，快速放电进行补充；在计算负载较低时，再从电网充电，将能量储存起来。通过“削峰填谷”，确保供给数据中心的电力曲线保持相对平稳。同时，以储能系统替代传统柴油发电机作为备用电源，能够减少燃料费用与高额维护成本。从技术迭代趋势来看，目前数据中心储能市场正处于铅酸电池向锂电池切换节点，未来AIDC储能电池或将走向多技术路线并行发展新格局：由当前市场仍维持铅酸、锂电共存态势，逐渐向锂电池持续占据市场主流地位过渡。未来，锂电、钠离子电池、固态电池等多条技术路线有望互补协同、多元共存。中金公司指出，AIDC机柜功率密度攀升，锂电池凭借高能量密度、高倍率放电以及全生命周期TCO优势，比传统铅酸电池更具竞争力，在HVDC架构下优势更加凸显。海外因算力芯片功率迭代较快叠加较高的人工运维成本，铅转锂已成确定性大趋势。国内当前锂电渗透率仍处于低位，但随着安全问题解决，以及对海外HVDC供电架构的逐步跟进，国内数据中心也有望正式步入锂电应用元年。■■“出海”黄金窗口期从全球AIDC储能产业格局来看，市场呈现显著的供需错位特征。EVTank指出，从需求端来看，美国是全球最大的需求市场，中国其次；而从供应端来看，中国是全球最大的AIDC储能电池供应市场。当前，我国电池企业正凭借完备的产业链配套、较强成本管控能力以及场景化定制研发能力，迎来全球化“出海”的黄金窗口期。中信证券研报指出，美国制造业回流及AIDC批量并网带来电力紧缺，放大美国电网扩容诉求，OBBB法案通过抢装加速储能需求释放，Nvidia明确AIDC配储方案打开长期天花板。中国储能厂商有望凭借丰富的项目经验、显著的性价比优势和供应链保障能力，强化全球份额优势和龙头话语权，推动业绩持续高增。看好具备“出海”储能解决方案能力的头部厂家切入AIDC配电解决方案，以及绑定龙头“出海”、技术及品牌能力领先的PCS及电芯供应商。目前，亿纬锂能、欣旺达等大批厂商均推出面向AIDC的定制化储能电芯产品。业内人士表示，未来兼具专用电芯研发、海外基地产能、全球化项目服务能力的电池厂商，将持续提升全球AIDC储能市场份额，依托算电协同浪潮打开长期成长空间。

硫化物固态电池产业化浪潮涌动

日前，青岛中科源本新能源有限公司面向下一代动力电池与AI服务器电源两大市场推出新品。此次发布的20安时至60安时车规级全固态电池第一代样品，材料体系为高镍三元正极、硫化物电解质和硅碳复合负极。中科源本同步开启送样验证，探索全固态电池在自动驾驶智能无人车（UGV）等多元场景的应用示范，加速市场化推广。事实上，固态电池作为下一代储能技术的核心方向，产业化竞赛已进入白热化阶段。从企业间的战略合作、核心产品的技术迭代，到场景的落地探索，行业新动态正密集涌现。6月，硫化物全固态电池企业赛科动力与经纬恒润签署战略合作协议，双方将围绕“智能+固态能源”的深度融合，以机器人等前沿终端为先导场景，共同探索高安全、高能量密度固态电池的商业化应用新路径；同月，昱瓴新能源与晶核能源签署战略合作协议，双方将立足各自核心优势，在固态电池技术研发、产业化落地等领域开展深度协同。产业合作持续落地的同时，电池厂产品研发也不断取得突破性进展。近日，孚能科技在互动平台表示，公司第二代硫化物全固态电池已完成技术开发，采用富锂锰基/高镍三元正极与锂金属负极，具有热失控自关断功能，能量密度提升至500Wh/kg。后续相关产品进展及客户情况请关注公司信息披露。5月，国轩高科发布新一代混合固液电池、全固态电池等新品。国轩高科表示，公司深耕固态电池领域多年，逐步攻克材料、工艺、制造三大核心难关，金石全固态电池能量密度从一年前的300Wh/kg跃升至400Wh/kg以上，目前公司2GWh金石全固态电池产线建设正有序推进。值得注意的是，上游材料厂商也正积极在电解质、负极材料等环节展开攻坚，为这场技术竞速筑牢材料供应基础。天华新能此前在互动平台披露，公司依托集团研究院作为核心研发载体，联合高校展开技术协同，重点推进硫化物固态电解质以及相关低成本超纯硫化锂的技术攻关工作。当前相关研发已经形成完整工艺包，同时提交了核心专利申请，部分制备出的样品已经送至下游客户处开展测试，得到了客户的合格评价反馈。天赐材料也表示，目前公司硫化物固态电解质处于公斤级中试送样和客户验证阶段，百吨级硫化锂及固态电解质中试产线预计今年第三季度建成投产。公司也同步开展氧化物固态电解质的研究开发，目前处于小试开发阶段。从企业端的密集动作可以看出，硫化物路线为固态电池领域的主攻方向。据了解，根据固态电解质的不同，固态电池主要可分为硫化物、氧化物、聚合物等路线，相较其他路线，硫化物固态电解质得益于室温离子电导率高、延展性好等优势，被普遍视为理论上最理想的固态电解质材料。国金证券此前发布研报称，全固态电池向硫化物路线聚焦，以比能量400Wh/kg、循环寿命1000次以上为性能目标，确保2027年实现轿车小批量装车，2030年实现规模量产，产业就核心材料硫化物电解质、硫化锂沿着性能提升和降本上持续做技术攻关，产线从小批量迈向大批量阶段，带来明确的新技术投资机会。整体来看，固态电池产业化进程驶入“快车道”的背后，是政策与需求的双重驱动。经过长期技术优化，传统液态锂电池的性能边界已逐渐接近物理天花板。而与此同时，从新能源汽车到低空飞行器、人形机器人，都对电池能量密度、轻量化水平等提出更高要求，与固态电池特性展现出较高适配性。安全性也是固态电池的一大亮点。7月1日，《电动汽车用动力蓄电池安全要求》（GB 38031—2025）（以下简称“新国标”）正式实施。对此有观点认为，固态电解质因其不可燃、不挥发特性，从根本上降低了热失控风险，或成为符合新规的最优解。五矿证券研报也指出，新国标将促进电池行业安全升级，企业有望在电池包PACK层面优化热管理、液冷散热系统，及锂电材料热稳定性改进，同时带来电池热安全系统升级的投资机会，推动固态电池产业发展。不过，热潮之下，行业各方也应保持理性。现阶段固态电池成本依然较高，生产效率及良品率也有待进一步提升，仍需持续推进工艺优化与降本增效。中国化学与物理电源行业协会动力电池应用分会秘书长、电池中国网创始人及首席执行官张雨此前接受《中国能源报》记者采访时也指出，现阶段固态电池仍然处于技术验证、协同开发和产业链建设阶段，从技术维度来看，仍然面临电解质性能、固固界面兼容、高比能电极匹配等多重挑战。长远来看，固态电池赛道对所有参与者而言，既是发展机遇，也存在亟待跨越的现实挑战。技术优势固然是核心竞争力，但若缺乏资本加持，技术则难以转化为生产力。有业内专家建议，在此背景下，联合研发与共享资源的模式能够有效分摊研发成本、加速技术突破，中小企业可积极与资金实力雄厚的企业开展合作，携手投入固态电池相关项目，实现优势互补、共赢发展。

研究发现适当加压即可延长锂电池寿命

英国剑桥大学近日发布公报说，通过对锂电池施加适当且稳定的物理压力，即可让其使用寿命提高1倍。剑桥大学领衔的研究团队利用充气式气囊持续对软包电池施加稳定压力，并实时监测电池体积变化，以研究压力对电池寿命的影响。实验结果显示，当压力保持在约12.5巴时电池性能最佳。压力过高会导致负极表面析出金属锂，压力不足则容易造成正极材料开裂，都会加快电池衰减。研究人员认为，这项技术未来有望降低电动汽车电池更换频率，减少废旧电池回收处理压力，并降低镍、钴等矿产资源的需求，从而减轻相关矿产开采带来的环境和社会影响，对快速发展的电动汽车市场尤其是二手车市场具有重要意义。

锌溴液流电池智能制造基地项目落户乐山高新区

乐山高新区立足光伏储能产业基础，精准布局储能新赛道、培育产业新动能。近日，锌溴液流电池智能制造基地项目正式落户乐山高新区，项目主体乐山市君安新能源科技有限公司已完成工商注册，厂房装修前期工作有序推进。这是乐山高新区继全钒液流电池之后，在新型储能领域落地的第二条液流电池技术路线，标志着园区储能产业迈入多技术路线协同发展的新阶段。该项目采用锌溴液流电池技术，属于前沿大容量长时储能方向，具备本征安全、超长运行寿命、环境适应性强等突出优势，可广泛适配电网调峰、新能源消纳、工商业储能等多元应用场景。项目的落地将进一步丰富区域储能产业业态，提升产业集聚效应，为乐山打造全省重要的新型储能产业基地注入新动能。乐山高新区作为乐山市光伏储能产业的核心承载区，近年来聚焦储能赛道持续发力，围绕产业链关键环节靶向招商，已聚集全钒液流电池、磷酸铁锂正极材料、储能负极材料等一批重点项目，初步构建起“装备+材料+系统集成”的储能产业生态。本次锌溴液流电池项目的落地，将与现有全钒液流电池形成技术互补，有效补齐储能产业链关键短板，推动全区储能产业从“单点突破”向“系统集成”加速演进。下一步，乐山高新区将持续优化营商环境，强化要素保障，全力服务项目早日投产达效。同时，依托现有链主企业和重点项目，持续开展产业链精准招商，加速推动新型储能产业集群集聚。

锂电“回血”：多家公司业绩暴增，最高增长超10倍

锂价上涨叠加需求回暖，成为锂电企业半年业绩预喜的关键词。截至发稿，已有21家A股锂电池上市公司披露2026年半年度业绩预告，其中19家实现预增，多家企业预计扭亏为盈。从锂盐到电池材料，再到动力与储能电池，产业链多个环节释放盈利修复信号。不过，业内认为，当前行业仍处于供需调整阶段，锂价能否持续走强仍取决于资源供应、终端需求和产业链库存变化。有企业半年度业绩预计同比最高增长逾10倍截至发稿，A股共有21家锂电池板块上市公司披露2026年半年度业绩预告，其中19家业绩预增，并有多家企业预计实现扭亏为盈。其中，天赐材料和融捷股份半年度归母净利润预计同比最高增长逾10倍。制图/新京报贝壳财经记者 朱玥怡盐湖股份（000792.SZ）预计上半年实现归母净利润60亿元至63亿元，同比增长131.38%至142.95%。公司就业绩预增表示，报告期内氯化钾和碳酸锂两大板块销量及价格均呈上涨趋势，此外并表五矿盐湖也增厚了业绩。亿纬锂能（300014.SZ）预计上半年实现归母净利润31.3亿元至33.7亿元，同比增长95.00%至110.00%。公司表示，为有效应对显著攀升的供应链成本压力，其主动实施前置管理，通过供应链多元化布局、战略性采购规划及审慎运用金融工具，缓冲了材料成本上涨波动，确保了主营业务盈利能力的稳定性。贝壳财经记者关注到，多家位于上游资源端的锂盐企业大幅预喜。盛新锂能（002240.SZ）预计上半年实现归母净利润10亿元至12亿元，扭亏为盈。公司表示，受益于全球新能源行业的快速发展，锂盐产品销售价格较上年同期有较大幅度上涨，同时印尼锂盐工厂产能大幅释放，上半年公司锂盐产品实现量价齐升。雅化集团（002497.SZ）预计上半年归母净利润11亿元至13亿元，同比增长710.17%至857.48%。公司表示，报告期内，锂盐市场价格持续上行，公司锂盐产品销量和销售均价同步增长，主营业务收入显著提升。需求景气成为主要推手“本轮锂电企业的业绩修复主要是碳酸锂价格同比大幅上涨，叠加动力与储能电池需求放量带来的‘量价齐升’，再配合头部企业降本增效与原料自给率提升。”上海钢联锂业分析师李攀告诉贝壳财经记者。据上海钢联数据，2026年上半年碳酸锂市场呈现急涨、触顶、快速回调与震荡企稳的过山车式走势。年初报价11.7万元/吨，5月中旬冲至20万元/吨年内高点，6月末回落至15万元/吨附近，整体在15万元/吨至20万元/吨区间宽幅震荡。李攀认为，涨价对上游锂盐企业利润传导较充分。今年上半年，锂资源端的重大事件之一是津巴布韦锂矿出口禁令。2月末，主要锂产国津巴布韦政府宣布暂停所有原矿和锂精矿出口。不过该禁令在不久后迎来转机，中矿资源、盛新锂能等上市公司在4月中旬向贝壳财经记者确认已获得出口配额。雅化集团在7月7日的调研活动中表示，公司现有的锂精矿库存能够保障国内锂盐的正常生产需求。津巴布韦Kamativi锂矿在出口禁令期间仍保持正常生产，锂矿产量未受影响。在取得津巴布韦锂精矿出口配额及相关出口手续后，公司及时发运回国，目前仍在运输途中。下游动力与储能电池的需求高涨是多家锂电企业的业绩主要推手。恩捷股份（002812.SZ）表示，随着行业供需关系持续优化，隔膜产品价格较上年低点已企稳回升，为公司盈利改善提供了有力支撑。2026年以来，公司综合毛利率水平显著提升。天华新能在7月9日的投资者会议上表示，随着全球储能需求景气度高增及动力电池需求的稳步增长，终端增速可以期待。在供需短缺格局预期强化的背景下，市场供需错配推动锂价有望企稳并步入上行通道。受益于行业景气，公司自有资源和冶炼产能共振放量，盈利能力具备支撑。万联证券研报援引的行业统计数据显示，2026年6月中国锂电（储能+动力+消费）市场排产总量约268GWh，环比增长7.6%；2026年6月全球市场动力+储能+消费类电池产量281GWh左右，环比增长7.3%，连续第四个月刷新历史峰值，环比增速也较5月的6.0%进一步提升。李攀认为，下半年进入新能源车“金九银十”及储能抢装旺季，动储需求仍有支撑，产业链景气度有望延续。全球锂资源已从前两年的深度过剩过渡至供需紧平衡，供给增量释放偏慢、储能需求爆发使其未重返严重过剩。市场主流预期下半年锂价在13万元/吨至18万元/吨区间高位震荡，中枢较去年抬升。部分乐观机构认为，四季度有望冲高至20万元/吨以上，悲观者认为，供给释放后中枢小幅下移。锂价继续大涨或大跌空间均有限，突破需要新的逻辑和故事。

中国科大破解全固态电池底层材料关键难题

7月2日，记者从中国科学技术大学获悉，马骋教授团队在《美国化学会志》发表研究成果，在不可燃的锆基氧氯化物固态电解质中实现了良好的金属锂相容性，从而使全固态电池可以不再依赖易燃且昂贵的硫化物固态电解质。这一成果将全固态电池中固态电解质的成本降低到22.73美元每度电，不到传统硫化物路线的十二分之一。一道绕不开的材料选择题全固态电池被业界视为下一代动力电池的“终极形态”，但真正走向产业化，必须跨越固态电解质的成本与技术鸿沟。当前最受关注的硫化物路线性能突出，离子传输能力强，能够支撑较高能量密度。然而，一旦进入产业化讨论，成本、安全和专利问题就会同时浮出水面。硫化锂原材料高昂的成本，使电池造价难以向下兼容商业需求；硫化物固态电解质本身易燃；更为严峻的是，该路线的核心专利早已被海外企业布局。想要从根本上重构成本逻辑，就不能只在原有体系里修修补补，必须重新审视底层材料选择。“比如一幅油画，如果从一开始就规定必须用极其昂贵的金箔作颜料，那么后面的画工再精进，也很难把整幅画的成本真正降下来。”马骋向团队反复强调，如果底层材料天然昂贵，或者绕不开关键专利授权，实验室数据再漂亮，也很难转化为真正可用、可买、可规模化的产业方案。拒稿信与“冷板凳”面对传统固态电解质成本高昂以及核心专利缺乏自主性这两大难题，马骋团队果断放弃研究主流材料体系，而是尝试使用价格低廉、已大规模生产的原材料构筑全新的固态电解质。2021年，团队开发并报道了锆基氧氯化物——一类不依赖昂贵原材料、不含稀有元素、不易燃的新型固态电解质。在当时，这个选择并不讨巧。2021年，团队提交的第一篇学术论文被某国际顶刊直接拒稿。马骋记得，编辑的反馈非常直接——成本问题不重要。而这绝不是团队在过去几年中的唯一一次经历。实际上，在很长一段时间里，全固态电池的研究更关注离子电导率、结构稳定性和界面机理，而成本则通常不被认为是基础研究需要解决的问题。“可是固态电解质的原材料成本问题，归根到底是如何在仅使用高地壳丰度的元素和低成本前驱体的前提下构筑高性能物质，因此这就是研究物质和材料科学的人应该解决的问题，并且它很难通过工程的手段来缓解。”马骋坚持认为，电池领域的材料科学研究不应对实际应用中的难题视而不见。“我们做科研是为了推动行业进步，发表论文只是对这个过程中的一些重要进展顺便的进行报道。”马骋强调。接下来的五年里，这支团队主动坐上了“冷板凳”。他们在维持锆基氧氯化物固态电解质成本优势的前提下，聚焦其在离子电导率、力学性能等方面的不足，一个问题接着一个问题地补。破局“负极兼容性”关键难题五年攻关下来，团队终于不得不面对这条路上极其艰难的一关：负极兼容性。锆基氧氯化物虽具成本与安全优势，但它有一个关键短板——和金属锂负极不兼容。金属锂还原性很强，一旦与锆基氧氯化物直接接触，就可能把材料中的锆离子还原，生成能传电子的金属。固态电解质原本应该像一条只让锂离子通行的路，一旦界面产物也能传电子，锂金属中的电子就会持续向电解质内部迁移，使还原反应不断发生，直到固态电解质或负极被消耗殆尽。此前，一个常见办法是在锆基氧氯化物和金属锂之间再加一层能兼容负极的硫化物固态电解质作隔离。这种办法能让电池跑起来，却没有真正解决问题：硫化物仍在电池里，成本降不下来，双层电解质还会大幅牺牲能量密度。真正卡住研究人员的，是一个看似矛盾的问题：既然锆基氧氯化物被金属锂还原后所产生的界面相不可避免的会含有电子导体，那么如何保证这种含有电子导体的界面相能阻断电子传输？马骋团队在狭缝中找到了一条出路，将目光投向了界面相中反应产物的体积分数调控：只要界面相中的电子导体体积足够小，以至于不得不被大量绝缘产物隔开，彼此连不成路，电子就无法穿过界面继续向前。基于这个思路，团队没有沿用常见的金属阳离子改性方法，而是引入了非金属阳离子。它们被金属锂还原后，只能生成电子绝缘的非金属化合物，而不是容易导电的金属，从而大幅提升了界面相中电子绝缘产物的体积，最终使电子导体被分隔成一个个孤立的小岛，无法形成连续的电子传输通道。这一机制的有效性已得到电化学性能的直接验证。测试数据显示，由这一方案构筑的固态电解质，在锂对称电池中实现了5000小时的稳定循环。搭配9系高镍三元正极后，使用金属锂负极的电池在80%容量保持率下循环170次；换用锂硅合金负极后，循环次数达到1312次。由于彻底摆脱了对昂贵的硫化物固态电解质的依赖，锆基氧氯化物全固态电池中固态电解质的成本仅22.73美元每度电，而硫化物全固态电池中固态电解质的成本则高达280.47美元每度电，两者相差超过12倍。走自己的路过去，全固态电池越想接近高能量密度，越容易绕回硫化物；而硫化物越接近产业化，成本、安全和核心专利壁垒就越难回避。马骋团队这次做的，是把问题往前推到材料源头：如果一条路从原材料到专利布局都限制重重，为什么不能重新选择一种底层材料？“鼓起勇气、克服自己的疑虑，去聚焦一条少有人走过的路，可能是我们这几年所克服的所有挑战中最艰巨的那一个。”马骋坦言。但是，用扎实的研究和数据去说服别人相信自己，本来就是科研工作者应该具备的韧性。面对外界关于“何时能装车量产”的热切期待，马骋表现得相当务实。“实验室的进展不代表产业化的成功。一项技术是否能产业化，除了成本问题，还要经过是否可大规模制备、是否能保证良率等一系列工程上的验证。目前要判断这项技术是否能产业化，还为时尚早。”马骋对产业化的态度极其冷静。他认为对于新技术既要抱有开放的态度，又不能在进行系统的验证之前过早的对其产业化可行性下结论。锆基氧氯化物相关成果更重要的意义，在于它为全固态电池的发展指出了一条性能不妥协、成本有优势、专利能自主的路。在下一代动力电池这场关乎全球汽车工业话语权的竞逐中，中国科技工作者正用事实给出回答：在通往未来的赛道上，我们不仅拥有领跑世界的宏大产业规模，更具备了深入微观底层重构材料路线的科学底气。在全球核心技术的竞逐中，这条路，或许漫长，但已然破局。

铅锌产业向科技要效益

铅和锌是支撑工业体系稳定运转与高端化发展的重要战略材料，广泛应用于电子、交通、新能源、冶金等核心工业领域。在中国国际铅锌年会上，中国有色金属工业协会党委常委、副会长陈学森表示，“十四五”时期，铅锌产业在科技创新、绿色智能转型、结构调整三大核心领域取得了全面进展。铅锌产业创新发展迈出坚实步伐。一方面，在产量稳步增长的同时，智能化手段推动生产效率大幅提升，部分龙头企业通过智能管控系统实现矿山采选、冶炼全流程数字化，有效控制冶炼环节能耗，为行业降本增效提供支撑；另一方面，聚焦资源利用与高端化，在资源综合回收利用领域取得突破；围绕新质生产力培育，在储能、光伏等增量领域的应用探索上持续发力，为拓展消费新场景奠定基础。北京安泰科信息科技股份有限公司铅锌高级分析师杨珺婷介绍，铅锌企业积极开展科技创新，推动铅锌采选冶工艺设备改进升级。当前，国内铅锌冶炼技术已经取得重要进展，先进冶炼技术、大型装备普及率较高，智能化有了良好开端，铅锌冶炼适应复杂物料的水平、生产清洁化水平、资源综合利用水平显著提高。三连炉、基夫赛特等先进炼铅技术在原生铅、再生铅生产中普遍应用，先进冶炼技术和配套装备大型化改变了以标准铅精矿为主的原料结构，提高了资源综合回收效率，为多品种有色金属协同发展提供了技术支撑。锌冶炼方面，随着渣处理技术的优化升级，我国湿法炼锌技术对复杂物料的适应性将迈上新台阶。陈学森认为，推动铅锌产业高质量发展，迫切需要进一步抓住科技创新发展这个“牛鼻子”。要围绕绿色低碳主线，加强新一代低品位氧化矿、尾矿资源、冶炼渣灰等资源的绿色高效利用技术攻关，推动二次铅锌资源向优势企业集聚，提升二次资源利用能力；在烟气治理方面加快突破技术瓶颈，加快提升余热等能源的利用效率；发展绿色短流程低成本冶炼技术，进一步提升副产金属的资源化利用能力，实现资源价值回收最大化。“当前，铅锌产业链协同创新机制缺失，上下游企业间技术壁垒明显。精深加工率不足，产品以初级原料为主，高附加值产品少。由于铅锌冶炼行业原料结构复杂、冶炼条件多变，导致核心装备智能化程度不足。”为了应对铅锌产业创新发展的困难，杨珺婷建议从三方面精准发力。第一，抓紧研发高效低碳冶炼工艺，加强铅锌及主要伴生矿物赋存、富集和分离机理、低品位铅锌多金属矿高效分离技术研究。开发短流程炼锌技术，大幅度提高资源综合利用率。第二，推进工业互联网、大数据、人工智能等技术在铅锌采选冶、经营管理过程中的数字化、自动化和智能化，提高生产效率和产品质量，减少资源消耗和环境污染，优化资源配置，提高供应链的透明度和响应速度，降低物流成本，提高整体运营效益。第三，积极打造“高附加值+战略性应用”新优势。要加强铅碳电池在厂区的自我应用和在储能领域的推广，大力开发铅碳电池储能市场。主动对接国家关键需求和重大项目需求，积极推动铅材料的器件化，渗透更广泛的终端市场。组织建立锌基电池研发机构、锌基电池材料生产企业联盟，推动锌基合金规模化应用。中国铜业有限公司党委书记、总经理冀树军表示，中国铜业将与相关单位共筑铅锌产业创新发展动能，聚焦铅锌产业全产业链发展难点，推动建立产学研用协同创新机制，集中攻克复杂矿高效选冶、短流程冶炼、高端材料制备等产业关键技术，打造更多原创技术策源地。

中国电化学储能电站发展面临的机遇与挑战

近期，中国电力企业联合会发布了《2025年上半年电化学储能电站行业统计数据》报告（以下简称《报告》），部分行业专家结合《报告》分析行业发展，进行了专业分析和解读。国网山西电力经济技术研究院 邓娇娇2025年上半年，中国电化学储能产业保持稳步增长。然而，在政策与市场环境的双重驱动下，电化学储能电站设备厂商竞争格局正加速重塑：一方面，各技术路线蓬勃发展，呈现百花齐放之势；另一方面，部分技术落后或经济效益不佳的电站则面临被淘汰的风险。一、中国新能源领域政策调整2025年2月9日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2025〕136号），明确要求“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”。政策调整与新能源电价全面市场化同步推进，旨在通过市场机制而非行政手段调节储能需求，推动中国储能商业化加速，同时开始由政策推动、被动式发展向市场化、主动式发展叠加政策推动的双轨甚至多轨并行的方式发展。政策鼓励长时储能和构网型技术发展，推动行业从“价格竞争”转向“价值竞争”。政策调整减少补贴，促使低效企业出局，有利于头部企业加强技术突破和商业模式创新，通过采取现货市场、辅助服务等多元化盈利模式，中国电化学储能产业进入市场化重构阶段。 二、电化学储能电站各类型技术路线（一）锂离子电池技术锂离子电池储能技术依旧是重点研究方向，占据已投运电化学储能技术应用主导地位，相关研究主要聚焦提升储能能量密度、加强安全可靠性，实现更优的性价比方面。除原材料自身价格变化外，降低成本主要聚焦优化生产工艺和系统结构、提升生产智能化水平和系统集成能力，综合应用一种或多种新技术。（二）钠离子电池技术钠离子电池研究近两年取得重大进展，一是材料技术方面有针对性地改进了制备工艺和材料组成，能量密度和循环寿命大幅提升；二是商业化生产工艺获得突破，钠离子电池储能系统商业化加速，主要龙头企业实现吉瓦时级量产。（三）液流电池技术钒基液流电池、铁基液流电池研究取得进展，锰基液流电池和锌基液流电池也开始受到关注。（四）铅酸/铅炭电池技术铅酸电池正通过复合材料和智能算法突破能量密度与寿命瓶颈，而铅碳电池凭借快充和低温性能成为电化学储能新选择。（五）其他电池技术一是固态电池方向，商业化生产技术是研究重点，电池的能量密度等性能和安全性取得技术突破。二是锂硫电池方向，当前锂硫电池技术正从实验室向中间试验阶段过渡，全固态路线因高安全性和能量密度优势成为下一代储能的重要候选项。三、电化学储能规模以集中式、大型化为主从投产规模分析，新增电站主要是百兆瓦级以上大型电站，110千伏及以下分布式储能配置较少。乡村是实现“双碳”目标的主要阵地，2024年山西省能源局印发《关于开展零碳乡村试点助力乡村振兴的实施意见》（晋能源新能源发〔2024〕340号），支持县域清洁能源规模化开发、就近并网消纳，需积极推动新型储能在零碳乡村试点布局，提升分布式可再生能源承载力。当前乡村地区新型储能发展仍面临成本高、收益模式不清晰、政策支持力度不足等问题，分布式独立储能暂不具备入市条件，制约了分布式储能投资积极性。建议在政策、市场机制、技术、环境等方面，加大对配网侧独立储能建设的支持力度，提高社会投资积极性。一是优化新型储能并网投资模式。出台补贴与税收优惠，提供投资补贴、税收减免等激励政策，通过采取减免用地费用、优化电网建设接网工程、补贴运营费用等方式，降低初始投资成本。二是推动储能参与市场化交易。建议积极推动分布式储能入市，参照独立共享储能参与电能量市场、辅助服务市场模式，在同等情况下优先调用分布式储能，提升储能项目合理收益水平。三是加快建立容量价格补偿机制。随着新能源高速发展，亟需建立基于市场竞争和供求关系的储能容量价格机制，以反映储能对电力系统的价值贡献，提升储能的盈利能力。四是持续开展技术创新。提高研发支持力度，加大对储能技术的研发投入，加快储能标准化建设，推动示范项目落地，充分发挥示范项目带动效应，增强投资者信心。（本文仅代表作者个人专业观点，不代表中电联电动交通与储能分会立场。）

铅酸电池价格创四年多新高，电动自行车下半年频频涨价

在锂电池开打价格战的同时，铅酸电池价格却日益走高。  记者从上海有色网（下称“SMM”）处了解到，电动自行车铅蓄电池价格创下2020年4月份以来的新高。7月29日，48V/12AH电池和48V/20AH电池均价分别为327.5元/组和427.5元/组，均上涨10元/组。  与此同时，市场有消息传出，一家铅酸企业基于目前原材料铅价格已经逼近2万元/吨，生产成本一直在提高，所以建议市场零售价从7月18日开始上调15元/组，48V/12AH电池执行价为410元/组，48V/20AH电池执行价为510元/组，其他型号同步调整，并且不接受客户口头预定，需结清欠款后再预定。  SMM铅高级分析师夏闻鸣向记者表示，铅酸电池价格创下4年多以来的新高，主要是原材料价格上涨所致。铅金属作为铅酸电池的主要原材料之一，近年来供应端矛盾突出，主要是源于铅金属的两大主要原料：铅精矿和废旧铅酸电池，两者都处于供不应求的状态。这也导致铅冶炼行业整体利润逐年下降，今年上半年铅冶炼企业减停产频繁，铅产量较去年同期下滑。在废料方面，由于中国为《巴塞尔公约》的缔约国之一，废料禁止进出口，也就意味着中国新铅酸电池出口后，废旧铅酸电池无法重新流入国内市场，叠加近几年中国再生铅新建产能投产放量，不断消耗废料的社会存量，这种原料供应矛盾累加到今年后彻底爆发。  有业内人士称，自今年五月开始，铅废料供应的紧张状态始终未见缓解，导致再生铅冶炼企业普遍面临减停产的局面。另外，自2024年以来，受全球矿山生产品位下降、事故频发等多重因素影响，铅精矿供应也持续紧张。  从铅的期货价格来看，沪铅主连在7月18日最高价突破了2万元/吨，创下近六年来的新高。不过，近日以来，铅的供应矛盾有所缓解，截至8月2日收盘，沪铅主连期货价格跌到了1.8万元/吨。现货而言，8月2日，SMM铅锭均价为1.87万元/吨，当日下跌幅度达675元/吨。  铅酸电池最大的应用场景是电动自行车。根据艾瑞咨询的数据，2023年中国电动两轮车行业销量为5500万台，其中有85%的电动两轮车使用的是铅酸电池。  所以铅酸电池价格上涨所带来的直接影响是电动自行车终端的涨价。今年6月份以来，市场占有率较高的雅迪、爱玛、台铃等品牌开始上调价格。其中雅迪甚至在一个月内两次宣布涨价，6月1日起，电池（含整车标配电池）价格上调60元~80元，6月16日零时起，电动车价格再次上涨80元~120元不等。  不过，对于铅酸电池价格的持续上涨，多位分析人士向记者表示，这对锂电池价格的影响有限，因为两者在电动自行车方面的竞争关系并不强，锂电主要聚焦高端市场，而铅酸则聚焦低端市场。  根据SMM数据，电池级碳酸锂和锂电电芯的价格持续走低。8月2日，电池级碳酸锂平均价已经跌至8.08万元/吨，近三年以来的新低，与2022年11月的高点60万元/吨相比，累加下滑了86.5%；方形磷酸铁锂电芯价格则保持在0.4元/Wh左右。

全国首座采用铅炭电池技术的电网侧储能电站

近日，全国多地开启高温模式，居民用电量随之增加。在这个迎峰度夏的关键时期，曾经获得中国工业大奖的天能高性能铅炭电池发挥了重要作用。在湖州长兴，由一块块天能铅炭电池组成的城市“巨型充电宝”正在有效保障居民用电的安全和稳定。  “雉城储能电站使用的是天能储能用阀控式高性能铅炭蓄电池。拿一堆电池举例，5000多支电池的可以做到0.1左右的均衡性差异，这些电池产自天能智能工厂的自动化生产线，稳定性和一致性非常好。”浙江天旺智慧能源公司高级项目管理工程师蒲军伟说。  走进长兴雉城街道的10千伏储能电站，20160个天能电池整齐有序地摆放在电池架上。通过电池系统将电池的实时状况展示在控制屏幕上。  蒲军伟表示，该储能电站主要起到“削峰填谷”的作用，在城市用电低谷时，对储能电池进行充电蓄能；用电高峰时，可稳定放电填补电力缺口，为电网“接力续航”；如遇电网突发故障，可以毫秒级速度“替补”上场，继续为城区提供稳定可靠的供电保障。  该电站于2020年5月投用，是全国首座采用铅炭电池技术的电网侧储能电站，位于长兴城区，采用的铅炭蓄电池具有安全可靠和运维成本低等特点，电池退役后可实现99%以上的循环再生。假设每户居民平均每天用电十度，电站可以为2600户居民提供一天的用电量。  储能是能源变革的关键技术之一，也是天能布局的重点。天能全面布局电网侧、发电侧、工商用户侧等重点市场，大唐鲁北、南太湖高能锂电、信丰储备一体智造基地等大项目相继投产，并网运行全球单体最大铅炭储能电站荣获“2023年度最佳储能示范项目奖”，锂电液冷储能系统项目入选2023年浙江省先进技术创新成果名单。  天能将充分发挥全产业链支撑、多技术路线并行的领先优势，构建储能产业生态，助力我国储能产业健康发展。天能高性能铅炭电池优势特点  品质保障安全可靠：电池无易燃物，使用安全稳定，可广泛地应用在各种新能源及节能领域。  高度集成定制设计：采用模块化集成方案，液冷堆叠式电池包及站房式设计，使用外接线方式，安装灵活，便于维护。  灵活配置一体设计：运用模块化结构，高比能设计，电池系统采用一体化集成设计，配置灵活可调，适用于各种应用场景。  绿色环保电池回收：全生命周期低碳环保，电池正负极材料及电解液均可回收，且回收技术成熟。

锂电寿命翻倍！新型“凝胶电解质”将电导率提高33% 还无安全隐患

据报道，一组来自韩国的研究人员近期成功开发出了一种不易燃的凝胶聚合物电解质（GPE），有望通过降低热失控和火灾事故的风险，彻底改变锂离子电池（LIBs）的安全性。  在过去，LIBs的潜在可燃性引起了人们的极大关注，特别是在电动汽车中。为了解决这一关键问题，由韩国国立蔚山科学技术研究院（简称UNIST）领导的研究团队成功开发了一种开创性的不易燃聚合物半固态电解质，为减轻电池火灾提供了一种有希望的解决方案。  传统上，不可燃电解质在很大程度上依赖于加入阻燃添加剂或具有极高沸点的溶剂。然而，这些方法往往导致离子电导率显著降低，从而影响电解质的整体性能。  在上述突破性的研究中，研究小组在电解质中加入了微量的聚合物，创造了半固态电解质。与现有的液体电解质相比，这种新方法将锂离子的电导率显著提高了33%。  此外，采用这种不可燃半固态电解质的袋式电池的循环寿命提高了110%，有效地防止了固体-电解质间相（SEI）层形成和运行过程中不必要的电解质反应。最新研究结果已于近期发表在了ACS（美国化学学会）旗下《ACS Energy Letters》杂志上。  这种创新电解质的关键优势在于其卓越的性能和不可燃性。聚合物半固态电解质通过抑制燃烧过程中与燃料化合物的自由基链反应，有效抑制电池火灾的发生。研究小组通过定量分析其稳定和抑制自由基的能力，证明了所开发聚合物的卓越性。  UNIST能源与化学工程学院教授Jihong Jeong强调说：“电池内部聚合材料与挥发性溶剂之间的相互作用使我们能够有效地抑制自由基链反应。通过电化学量化，这一突破将极大地有助于理解不可燃电解质的机理。”  据悉，科学家们通过各种实验进一步证实了电池本身的卓越安全性。该团队的综合方法包括将不易燃的半固态电解质应用于袋式电池，确保对电解质不燃性的评估扩展到实际电池应用中。  “使用不易燃的半固态电解质，可以直接纳入现有的电池组装过程，将加速未来更安全电池的商业化。”他们说。  该研究在国内申请了5项专利，在海外申请了2项专利，进一步凸显了这一成果的意义。此外，它还得到了韩国国家研究基金会（NRF）、科学和信息通信技术部（MSIT）、韩国产业技术评价研究院（KEIT）、韩国化学技术研究院和三星SDI（一家电池和电子材料制造商）的支持。

工信部组织开展2023年铅蓄电池行业规范公告申报工作

工信微报消息，为贯彻落实《铅蓄电池行业规范条件（2015年本）》，促进我国铅蓄电池行业持续、健康、协调发展，根据《铅蓄电池行业规范公告管理办法（2015年本）》有关规定，工业和信息化部近日印发通知，组织开展2023年铅蓄电池行业规范公告申报工作。各省级工业和信息化主管部门负责组织本地区铅蓄电池企业申报工作，依据《铅蓄电池行业规范条件（2015本）》要求，对申请公告企业的申请材料进行初审，征询省级生态环境主管部门，提出相关初审意见，并填写在《申请书》的相应位置。

研究发现适当加压即可延长锂电池寿命

英国剑桥大学近日发布公报说，通过对锂电池施加适当且稳定的物理压力，即可让其使用寿命提高1倍。剑桥大学领衔的研究团队利用充气式气囊持续对软包电池施加稳定压力，并实时监测电池体积变化，以研究压力对电池寿命的影响。实验结果显示，当压力保持在约12.5巴时电池性能最佳。压力过高会导致负极表面析出金属锂，压力不足则容易造成正极材料开裂，都会加快电池衰减。研究人员认为，这项技术未来有望降低电动汽车电池更换频率，减少废旧电池回收处理压力，并降低镍、钴等矿产资源的需求，从而减轻相关矿产开采带来的环境和社会影响，对快速发展的电动汽车市场尤其是二手车市场具有重要意义。

锂电“回血”：多家公司业绩暴增，最高增长超10倍

锂价上涨叠加需求回暖，成为锂电企业半年业绩预喜的关键词。截至发稿，已有21家A股锂电池上市公司披露2026年半年度业绩预告，其中19家实现预增，多家企业预计扭亏为盈。从锂盐到电池材料，再到动力与储能电池，产业链多个环节释放盈利修复信号。不过，业内认为，当前行业仍处于供需调整阶段，锂价能否持续走强仍取决于资源供应、终端需求和产业链库存变化。有企业半年度业绩预计同比最高增长逾10倍截至发稿，A股共有21家锂电池板块上市公司披露2026年半年度业绩预告，其中19家业绩预增，并有多家企业预计实现扭亏为盈。其中，天赐材料和融捷股份半年度归母净利润预计同比最高增长逾10倍。制图/新京报贝壳财经记者 朱玥怡盐湖股份（000792.SZ）预计上半年实现归母净利润60亿元至63亿元，同比增长131.38%至142.95%。公司就业绩预增表示，报告期内氯化钾和碳酸锂两大板块销量及价格均呈上涨趋势，此外并表五矿盐湖也增厚了业绩。亿纬锂能（300014.SZ）预计上半年实现归母净利润31.3亿元至33.7亿元，同比增长95.00%至110.00%。公司表示，为有效应对显著攀升的供应链成本压力，其主动实施前置管理，通过供应链多元化布局、战略性采购规划及审慎运用金融工具，缓冲了材料成本上涨波动，确保了主营业务盈利能力的稳定性。贝壳财经记者关注到，多家位于上游资源端的锂盐企业大幅预喜。盛新锂能（002240.SZ）预计上半年实现归母净利润10亿元至12亿元，扭亏为盈。公司表示，受益于全球新能源行业的快速发展，锂盐产品销售价格较上年同期有较大幅度上涨，同时印尼锂盐工厂产能大幅释放，上半年公司锂盐产品实现量价齐升。雅化集团（002497.SZ）预计上半年归母净利润11亿元至13亿元，同比增长710.17%至857.48%。公司表示，报告期内，锂盐市场价格持续上行，公司锂盐产品销量和销售均价同步增长，主营业务收入显著提升。需求景气成为主要推手“本轮锂电企业的业绩修复主要是碳酸锂价格同比大幅上涨，叠加动力与储能电池需求放量带来的‘量价齐升’，再配合头部企业降本增效与原料自给率提升。”上海钢联锂业分析师李攀告诉贝壳财经记者。据上海钢联数据，2026年上半年碳酸锂市场呈现急涨、触顶、快速回调与震荡企稳的过山车式走势。年初报价11.7万元/吨，5月中旬冲至20万元/吨年内高点，6月末回落至15万元/吨附近，整体在15万元/吨至20万元/吨区间宽幅震荡。李攀认为，涨价对上游锂盐企业利润传导较充分。今年上半年，锂资源端的重大事件之一是津巴布韦锂矿出口禁令。2月末，主要锂产国津巴布韦政府宣布暂停所有原矿和锂精矿出口。不过该禁令在不久后迎来转机，中矿资源、盛新锂能等上市公司在4月中旬向贝壳财经记者确认已获得出口配额。雅化集团在7月7日的调研活动中表示，公司现有的锂精矿库存能够保障国内锂盐的正常生产需求。津巴布韦Kamativi锂矿在出口禁令期间仍保持正常生产，锂矿产量未受影响。在取得津巴布韦锂精矿出口配额及相关出口手续后，公司及时发运回国，目前仍在运输途中。下游动力与储能电池的需求高涨是多家锂电企业的业绩主要推手。恩捷股份（002812.SZ）表示，随着行业供需关系持续优化，隔膜产品价格较上年低点已企稳回升，为公司盈利改善提供了有力支撑。2026年以来，公司综合毛利率水平显著提升。天华新能在7月9日的投资者会议上表示，随着全球储能需求景气度高增及动力电池需求的稳步增长，终端增速可以期待。在供需短缺格局预期强化的背景下，市场供需错配推动锂价有望企稳并步入上行通道。受益于行业景气，公司自有资源和冶炼产能共振放量，盈利能力具备支撑。万联证券研报援引的行业统计数据显示，2026年6月中国锂电（储能+动力+消费）市场排产总量约268GWh，环比增长7.6%；2026年6月全球市场动力+储能+消费类电池产量281GWh左右，环比增长7.3%，连续第四个月刷新历史峰值，环比增速也较5月的6.0%进一步提升。李攀认为，下半年进入新能源车“金九银十”及储能抢装旺季，动储需求仍有支撑，产业链景气度有望延续。全球锂资源已从前两年的深度过剩过渡至供需紧平衡，供给增量释放偏慢、储能需求爆发使其未重返严重过剩。市场主流预期下半年锂价在13万元/吨至18万元/吨区间高位震荡，中枢较去年抬升。部分乐观机构认为，四季度有望冲高至20万元/吨以上，悲观者认为，供给释放后中枢小幅下移。锂价继续大涨或大跌空间均有限，突破需要新的逻辑和故事。

中国科大破解全固态电池底层材料关键难题

7月2日，记者从中国科学技术大学获悉，马骋教授团队在《美国化学会志》发表研究成果，在不可燃的锆基氧氯化物固态电解质中实现了良好的金属锂相容性，从而使全固态电池可以不再依赖易燃且昂贵的硫化物固态电解质。这一成果将全固态电池中固态电解质的成本降低到22.73美元每度电，不到传统硫化物路线的十二分之一。一道绕不开的材料选择题全固态电池被业界视为下一代动力电池的“终极形态”，但真正走向产业化，必须跨越固态电解质的成本与技术鸿沟。当前最受关注的硫化物路线性能突出，离子传输能力强，能够支撑较高能量密度。然而，一旦进入产业化讨论，成本、安全和专利问题就会同时浮出水面。硫化锂原材料高昂的成本，使电池造价难以向下兼容商业需求；硫化物固态电解质本身易燃；更为严峻的是，该路线的核心专利早已被海外企业布局。想要从根本上重构成本逻辑，就不能只在原有体系里修修补补，必须重新审视底层材料选择。“比如一幅油画，如果从一开始就规定必须用极其昂贵的金箔作颜料，那么后面的画工再精进，也很难把整幅画的成本真正降下来。”马骋向团队反复强调，如果底层材料天然昂贵，或者绕不开关键专利授权，实验室数据再漂亮，也很难转化为真正可用、可买、可规模化的产业方案。拒稿信与“冷板凳”面对传统固态电解质成本高昂以及核心专利缺乏自主性这两大难题，马骋团队果断放弃研究主流材料体系，而是尝试使用价格低廉、已大规模生产的原材料构筑全新的固态电解质。2021年，团队开发并报道了锆基氧氯化物——一类不依赖昂贵原材料、不含稀有元素、不易燃的新型固态电解质。在当时，这个选择并不讨巧。2021年，团队提交的第一篇学术论文被某国际顶刊直接拒稿。马骋记得，编辑的反馈非常直接——成本问题不重要。而这绝不是团队在过去几年中的唯一一次经历。实际上，在很长一段时间里，全固态电池的研究更关注离子电导率、结构稳定性和界面机理，而成本则通常不被认为是基础研究需要解决的问题。“可是固态电解质的原材料成本问题，归根到底是如何在仅使用高地壳丰度的元素和低成本前驱体的前提下构筑高性能物质，因此这就是研究物质和材料科学的人应该解决的问题，并且它很难通过工程的手段来缓解。”马骋坚持认为，电池领域的材料科学研究不应对实际应用中的难题视而不见。“我们做科研是为了推动行业进步，发表论文只是对这个过程中的一些重要进展顺便的进行报道。”马骋强调。接下来的五年里，这支团队主动坐上了“冷板凳”。他们在维持锆基氧氯化物固态电解质成本优势的前提下，聚焦其在离子电导率、力学性能等方面的不足，一个问题接着一个问题地补。破局“负极兼容性”关键难题五年攻关下来，团队终于不得不面对这条路上极其艰难的一关：负极兼容性。锆基氧氯化物虽具成本与安全优势，但它有一个关键短板——和金属锂负极不兼容。金属锂还原性很强，一旦与锆基氧氯化物直接接触，就可能把材料中的锆离子还原，生成能传电子的金属。固态电解质原本应该像一条只让锂离子通行的路，一旦界面产物也能传电子，锂金属中的电子就会持续向电解质内部迁移，使还原反应不断发生，直到固态电解质或负极被消耗殆尽。此前，一个常见办法是在锆基氧氯化物和金属锂之间再加一层能兼容负极的硫化物固态电解质作隔离。这种办法能让电池跑起来，却没有真正解决问题：硫化物仍在电池里，成本降不下来，双层电解质还会大幅牺牲能量密度。真正卡住研究人员的，是一个看似矛盾的问题：既然锆基氧氯化物被金属锂还原后所产生的界面相不可避免的会含有电子导体，那么如何保证这种含有电子导体的界面相能阻断电子传输？马骋团队在狭缝中找到了一条出路，将目光投向了界面相中反应产物的体积分数调控：只要界面相中的电子导体体积足够小，以至于不得不被大量绝缘产物隔开，彼此连不成路，电子就无法穿过界面继续向前。基于这个思路，团队没有沿用常见的金属阳离子改性方法，而是引入了非金属阳离子。它们被金属锂还原后，只能生成电子绝缘的非金属化合物，而不是容易导电的金属，从而大幅提升了界面相中电子绝缘产物的体积，最终使电子导体被分隔成一个个孤立的小岛，无法形成连续的电子传输通道。这一机制的有效性已得到电化学性能的直接验证。测试数据显示，由这一方案构筑的固态电解质，在锂对称电池中实现了5000小时的稳定循环。搭配9系高镍三元正极后，使用金属锂负极的电池在80%容量保持率下循环170次；换用锂硅合金负极后，循环次数达到1312次。由于彻底摆脱了对昂贵的硫化物固态电解质的依赖，锆基氧氯化物全固态电池中固态电解质的成本仅22.73美元每度电，而硫化物全固态电池中固态电解质的成本则高达280.47美元每度电，两者相差超过12倍。走自己的路过去，全固态电池越想接近高能量密度，越容易绕回硫化物；而硫化物越接近产业化，成本、安全和核心专利壁垒就越难回避。马骋团队这次做的，是把问题往前推到材料源头：如果一条路从原材料到专利布局都限制重重，为什么不能重新选择一种底层材料？“鼓起勇气、克服自己的疑虑，去聚焦一条少有人走过的路，可能是我们这几年所克服的所有挑战中最艰巨的那一个。”马骋坦言。但是，用扎实的研究和数据去说服别人相信自己，本来就是科研工作者应该具备的韧性。面对外界关于“何时能装车量产”的热切期待，马骋表现得相当务实。“实验室的进展不代表产业化的成功。一项技术是否能产业化，除了成本问题，还要经过是否可大规模制备、是否能保证良率等一系列工程上的验证。目前要判断这项技术是否能产业化，还为时尚早。”马骋对产业化的态度极其冷静。他认为对于新技术既要抱有开放的态度，又不能在进行系统的验证之前过早的对其产业化可行性下结论。锆基氧氯化物相关成果更重要的意义，在于它为全固态电池的发展指出了一条性能不妥协、成本有优势、专利能自主的路。在下一代动力电池这场关乎全球汽车工业话语权的竞逐中，中国科技工作者正用事实给出回答：在通往未来的赛道上，我们不仅拥有领跑世界的宏大产业规模，更具备了深入微观底层重构材料路线的科学底气。在全球核心技术的竞逐中，这条路，或许漫长，但已然破局。

超薄气凝胶给电池穿上贴身“防火衣”

面对新能源汽车轻量化与安全性的双重挑战，如何突破传统材料局限，研发出轻质化、高效能、低成本的新型隔热材料？日前，在江苏省南京市举行的中国青年科技工作者协会2026年度学术交流活动暨“青科杯”新材料领域专项赛上，南京工业大学材料科学与工程学院副教授吴晓栋团队提出“超薄高绝热低成本气凝胶隔热片创制”策略。凭借该策略，团队获得专项赛全国第二名。重塑气凝胶性能气凝胶被誉为“改变世界的神奇材料”，因其高达99%的空气占比，是目前已知导热系数最低的固体材料，在航空航天、石油化工及新能源电池热防护中应用广泛。然而，长期以来，传统气凝胶隔热片面临着三大行业痛点：一是厚度普遍在1.5毫米以上，挤占了电池的宝贵空间；二是隔热温差不足500摄氏度，难以有效阻隔热失控蔓延；三是因依赖昂贵的乙醇溶剂和繁琐的封装工艺，其成本居高不下。针对这些难题，吴晓栋和团队历经数年攻关，攻克了“超薄、高绝热、低成本”三大难题。吴晓栋打了个比方：“我们首先以接枝改性技术给原本僵硬的硅基分子修剪枝叶，通过化学手段控制其伸出的手臂数量，使其从刚性的颗粒结构转变为柔韧的‘韧带’结构。”这一招不仅解决了气凝胶易掉粉的行业通病，更让其具备了极强的柔韧性，攻克了超薄气凝胶易碎的难题。目前，团队已经研制出0.3毫米的中试产品。在高绝热性能上，团队将气孔锁定在16纳米左右。“这相当于把空气分子关进了迷你牢笼。”吴晓栋解释道，通过限制空气分子的自由碰撞，并结合陶瓷纤维的“挡板效应”阻挡热辐射，材料的热导率被降到极低。实测显示，2毫米气凝胶隔热片热面温度为675℃时，其背温仅171℃，温差超500℃，远超行业标准。而在成本控制上，团队则打出了“水替乙醇”和“免封装”的组合拳。用水基溶剂替代昂贵的乙醇，并结合免封装工艺，使得成本降低10%—15%，让气凝胶的大规模民用成为可能。应用于多种场景这项突破性成果，源于一次“美丽的意外”。团队最初的研发目标并非电池隔热，而是超级透明气凝胶玻璃，旨在实现北方严寒地区建筑等设施的“透光不透热”。开发出的玻璃小样虽然透光率极佳，但在放大生产中良率骤降，限制了其规模化应用。“当时测试隔热性能时，发现微调整配方后，该材料竟在高温防护中表现出色。”吴晓栋回忆道，这一偶然发现让团队敏锐地捕捉到其在新能源汽车热失控防护方面的潜在用途，进而开始研发出这款超薄高绝热低成本气凝胶隔热片。自2013年攻读硕士起，吴晓栋便在气凝胶领域深耕不辍。从最初的提高铝硅气凝胶耐温性，到后来研制氮化硅、碳化硅气凝胶，再到如今的有机无机杂化气凝胶，他一直寻找气凝胶“耐热性”与“柔性”的平衡点。十多年来，他尝试了颗粒状、韧带状乃至纤维状等多种结构，只为寻找性能最优的解法，实现气凝胶材料性能的跃升。“我们的目标从来不是单一场景的应用。”吴晓栋强调，“这款隔热片的技术内核，不仅能给电池当‘防火墙’，还能在石油化工的管道保温、储能电站的电池簇隔离，甚至建筑的墙体隔热中发挥关键作用——只要是需要‘隔热+轻便+低成本’的场景，它基本都能适配。”尽管中试成功，但产业化之路仍有挑战。吴晓栋坦言：“水性凝胶转纯凝胶的规模化置换工艺需在产线验证。”团队正规划年产1万立方米的首期产线，预计设备投入超3000万元。未来，吴晓栋团队将延续“耐温性+力学性能”的研发策略，瞄准航天、国防等尖端场景，向2000℃超高温隔热气凝胶进军。

碳足迹正成为电池企业“第二身份证”

海关总署数据显示，今年1—3月中国锂离子蓄电池出口额达1672.1亿元，同比激增超50%。与此同时，欧盟《新电池法》等新法规持续升级，对电池制造商提出了限制物质、碳足迹、再生材料含量、电池性能与耐用性、电池护照等一系列严格要求。从欧盟《新电池法》的落地，再到电池护照的紧锣密鼓实施，碳足迹正在从企业自愿履责的“软指标”，转变为“硬约束”。业内认为，碳足迹正成为电池企业“第二身份证”，我国电池产业链正面临前所未有的挑战与机遇。碳足迹全面融入汽车管理体系从全球范围看，目前碳足迹引入电池管理已成为趋势。这种引入除了强制性的市场准入门槛，还深度绑定财税补贴。严峻的是，碳足迹已不再是单纯的环保标签，而是直接与经济利益挂钩。中汽碳（北京）数字技术中心有限公司总经理助理石红分析，目前多国已实施与低碳挂钩的财税激励政策。以法国为例，其将整车全生命周期碳足迹纳入补贴考核体系，设定了严格的准入门槛。“值得关注的是，东亚地区生产的汽车虽然制造环节低碳，但受限于远洋运输过程中的高碳排放，也失去享受法国零碳汽车补贴的资格。”面对国际竞争，我国正加速构建契合国情的碳足迹管理体系。石红表示：“在工业和信息化部的核算规则中，植入了与中国国情契合的指标。例如，在动力电池碳足迹分母的影响因素中，全生命周期能量核算规则允许企业根据测试数据确定循环寿命次数。这对于循环寿命长、质量高的电池企业是重大利好，能引领行业做长电池寿命。”随着碳足迹纳入新能源汽车政府采购需求标准、零碳工厂建设引入碳足迹指标，碳足迹全面融入汽车管理体系愈发清晰。有知情人士向《中国能源报》记者透露，在国内，正逐步推进碳足迹引入汽车管理政策，预计2028年财税、金融、准入等政策将相继出台。“电池是整车碳减排的关键。”浙江华友钴业股份有限公司副总裁、首席可持续发展官孙立会提供了一组数据：“以某车型为例，电池占整车全生命周期碳足迹的28%。在电池中，电芯碳排放占80%；而在电芯中，三元正极材料占38%，负极材料占23%。正负极材料的碳排放占了整车的很大份额。这表明，上游电池材料的碳足迹管理将是整车降碳的主战场。”企业实操层面遭遇“蜀道难”碳足迹的计算看似是一个简单的矩阵乘法，其真正的痛点在于底层数据的收集与供应链的协同管理，尤其是企业实际操作层面，面临着“蜀道难”。首当其冲的是全生命周期数据链条的断裂。“锂电池产业链覆盖矿产、生产制造、回收等6大链条，利益相关方众多，数据分散在不同的系统中，标准与口径不一。”欣旺达电子股份有限公司ESG负责人莎欣指出，“这就导致断系统、断数据、断责任的‘三断’问题，如何把分散的数据变成连续、可信、可控的数据链，是第一道门槛。”另一棘手难题是，欧盟电池护照的合规窗口期已不足12个月，企业面临边建边适配的被动局面。对此，莎欣表示，2027年2月8日起，出口欧盟的特定电池必须持有电池护照，意味着电池护照从概念走向实施运营阶段。“合规要求极其复杂，电池护照涉及8大复杂内容，且细则仍在持续演进。企业须边建设、边适配、边更新，建立持续的响应交付和运营体系，这不是一张静态电池护照能概括的。”此外，数据安全与商业机密难以兼顾。电池护照要求多方协同，欧盟明确规定需对数据分级分类，面向公众、监管机构等不同角色开放不同深度。莎欣强调，在数据跨境过程中，如何既保留碳足迹特征，又保护核心生产工艺等商业秘密，是业内避不开的难题。值得警惕的是，碳足迹管理与ESG供应链尽职调查深度绑定。石红提醒企业，欧盟多个政策已引入尽职调查要求，涉及劳工、环境等。“企业若不能未雨绸缪，尽早建立ESG合规能力，相关政策一旦落地，商业合作将遭遇阻碍。”多维角度构建电池竞争力面对越来越严格的碳足迹约束，我国电池企业除了购买绿电等基础措施，还须从数字化、供应链与国际规则等多维度构建竞争力。“数据管理是碳足迹管控的核心抓手。”石红强调，企业要积极引入数字化、区块链等技术收集数据，确保数据传递过程中保留碳足迹特征，保证真实可溯。与此同时，行业领先企业要提早开发高质量的碳足迹因子库，避免数据“躺平”。企业应趁着当前的合规窗口期，将供应链数据交换体系与减碳规划同步推进，避免未来政策加码时手忙脚乱。电池碳足迹竞争的关键不在电池制造环节，而在于上游材料端。孙立会呼吁，正负极材料碳排放占整车比重极大，需上下游打破壁垒，协同合作。同时，企业要打破管理孤岛，将碳足迹数据管理与ESG尽职调查体系深度融合，从而有效应对上游带来的减排压力。针对电池护照的挑战，莎欣认为，企业不可将电池护照视为一次性过关考试，而应将其作为企业数据透明度和全生命周期能力的展示。目前，客户需求已不再是单一的产品，谁能率先建成动态响应、安全可控的电池护照运营体系，谁就可能在竞争中赢得信任门票。

紫金锂元年产2.5万吨电池级碳酸锂项目试生产

近日，在上杭工业园区蛟洋新材料产业园，福建紫金锂元材料科技有限公司粗碳制备年产2.5万吨电池级碳酸锂项目现场，联合车间内机器轰鸣，一条完整的电池级碳酸锂生产线正高效运转，技术人员穿梭其间，实时监测各项工艺参数，并快速检测样品。据福建紫金锂元材料科技有限公司碳酸锂厂副厂长林欣介绍，项目正式启动试生产以来，先后完成原料车间、净化车间、联合车间的试生产投用，成功实现工业级碳酸锂、电池级碳酸锂的规模化生产。经过数月的试生产磨合，目前项目产能已突破设计产能的一半，各类生产设备运行状态稳定，生产线持续保持顺畅高效。据了解，该项目以粗制碳酸锂为基础原料，采用碳化法结合树脂深度除杂工艺，提纯生产高品质电池级碳酸锂。产出的电池级碳酸锂将直接供应集团内部磷酸铁锂正极材料生产线，主要用于新能源汽车动力电池制造，成功构建起从锂资源开发到正极材料制造的内部协同闭环，进一步完善了产业链布局。项目规划产能达2.5万吨，全面投产后，将为区域新能源材料产业集群发展注入强劲新动能。“接下来，我们将结合试生产运行实际数据，持续优化生产工艺流程，全力破解生产磨合阶段遇到的各类问题，保障生产线持续稳定运行，平稳实现从试生产到正式投产的全面过渡。”林欣表示，后续企业将加快产能提升步伐，推动项目达产稳产，充分释放项目产能效益，助力新能源产业高质量发展。（林燕萍 李新元）

钠电储能产业格局初现：八家代表企业打法拆解！

近日，宁德时代在德国慕尼黑发布了全球首款实证型场站级钠离子储能系统——天恒钠电。而在发布天恒钠电之前，宁德时代已经与海博思创签下三年60GWh钠离子储能合作协议。产品、产线、订单与交付时间表在短时间内如此密集出现，意味着钠电行业正式进入“产业兑现力”阶段。更值得关注的是，钠电产品的竞争形态也在发生变化。过去几年，企业发布的钠电产品主要集中在电芯层面，比拼能量密度、循环寿命和低温性能。进入2025年至2026年，市场上开始密集出现兆瓦级储能系统、液冷预制舱、工商业储能柜、煤矿应急电源以及场站级解决方案。钠电企业正在从“造出一块电池”，走向“交付一座能够长期运行的电站”。截至目前，国内储能钠电赛道已经形成八类代表性玩家：宁德时代重新定义场站级系统，比亚迪走出“先量产、后宣发”的工程落地路线，海辰储能主攻高倍率和锂钠协同，亿纬锂能押注超长循环与制造平台，瑞浦兰钧以320Ah大电芯切入长时储能，中科海钠与华阳股份打通产品矩阵和场景闭环，传艺科技转向两轮车PACK等近端市场，鹏辉能源则以圆柱、方形多形态产品覆盖启停与储能场景。八家企业、八种打法，也构成了中国钠电产业化的八个新样本。宁德时代：从电芯竞争，直接进入场站价值竞争宁德时代进入钠电储能市场，最大的影响并不是增加了一家电芯供应商，而是把竞争维度从“电芯参数”直接拉升到了“场站价值”。钠离子电池具有宽温域、安全性和资源分布优势，但也存在工作电压区间宽、系统集成难度高、SOC估算复杂等问题。仅仅把钠离子电芯装进原有的锂电储能柜，很难真正发挥钠电材料体系的优势。宁德时代最新发布的天恒钠电，正是针对钠电特性重新开发的场站级系统。该系统单套设备最高能量超过30MWh，采用能量仓与功率仓分离的模块化架构，1GWh场站仅需配置34套设备，并能够覆盖1小时、2小时、4小时、6小时和8小时等多种储能时长。宁德时代天恒钠电储能系统（TENER Sodium）针对钠离子电池较宽的电压区间，宁德时代开发了Bi-DC双向控压系统，使PCS能够持续运行在更优工况，推动整站往返效率提升近2%。对于1GWh级储能电站而言，这意味着每年可以增加数百万千瓦时的可结算电量。同时，宁德时代还为钠电系统重新开发了BMS，并推出毫秒级自愈系统，可在200毫秒内完成故障定位与隔离，在150毫秒内恢复非故障区域供电，把故障处理时间压缩至350毫秒。在产品性能上，天恒钠电在25℃条件下循环寿命达到15000次，在-20℃环境下容量保持率超过92%，在45℃条件下循环寿命仍超过10000次。系统辅源功耗由锂电行业常见的约2%降低至1%，运行噪声控制在65分贝，可应用于城市和居民区周边等噪声敏感场景。这套打法的核心，不是单纯证明钠电“能用”，而是证明钠电可以成为一项可融资、可交付、可长期运营的电站资产。目前，宁德时代已经给出了明确的交付时间表：中国市场将于2026年9月正式交付首批系统，2026年全年出货目标达到1GWh，海外市场则计划于2027年6月启动交付。从产品、系统、实证平台到60GWh订单，宁德时代所扮演的角色已经十分清晰——它希望像此前推动磷酸铁锂电芯和314Ah储能电芯规模化一样，成为钠电储能产品和场站标准的定义者。比亚迪：不等发布会，先把钠电送进电站在钠电领域，比亚迪的打法更具“工程派”色彩，没有等大规模发布会，就先把产品交付到真实项目中，再通过电站运行数据证明钠电的可用性。如今，比亚迪公开披露的核心产品，是储能专用聚阴离子型钠离子电池及储能系统，产品具有超长循环、较高能量转换效率、低温性能、高倍率和高安全等“6S”特征。此前，比亚迪公开展示的具名钠电系统为MC Cube-SIB ESS。该系统容量为2.3MWh，采用长刀片电池与CTS超级集成设计，标称电压为1200V，工作电压区间为800V至1400V。根据比亚迪最新披露，2025年，公司已经实现储能专用聚阴离子型钠离子电池及储能系统规模化生产；2025年1月交付全球首套兆瓦级聚阴离子型钠离子电池储能系统，2025年7月又交付全球最大规模聚阴离子型钠离子电池储能电站。其中，落地河北唐山南堡经济开发区的2.3MWh聚阴离子型钠离子电池储能示范装置，成为比亚迪钠电工程化能力的重要样本。该项目并网后按照每天两充两放运行，累计放电量超过18万千瓦时，充放电效率达到91.36%。项目位于北方地区，也验证了聚阴离子钠电池在低温环境下的运行能力。比亚迪参与建设的河北唐山南堡项目2.3MWh聚阴离子型钠离子电池储能示范系统在技术路线上，比亚迪采取层状氧化物与聚阴离子体系双线并行。其中，聚阴离子路线重点瞄准储能市场所需要的长循环、高安全、宽温域和高倍率能力。比亚迪钠电研发已经进入第三代技术平台，通过高稳定聚阴离子材料设计和电化学体系优化，重点解决析钠及高温稳定性问题，并已开发出万次循环产品。比亚迪的核心优势，还来自其成熟的垂直一体化能力。从材料、电芯、刀片结构到储能系统、PCS和EMS，比亚迪可以在内部完成多项技术协同，缩短钠电从电芯样品到系统交付的周期。“不发布也量产”证明了比亚迪的工程落地速度。但其下一阶段的关键，是将先发示范项目复制为更多百兆瓦时、吉瓦时级项目，让聚阴离子钠电从工程样本真正变成规模化商品。海辰储能：从N162Ah电芯，走向2.28MWh钠电系统与宁德时代的场站级平台和比亚迪的工程先行路线不同，海辰储能最早将突破口放在了储能专用钠离子电芯上。其∞Cell N162Ah采用磷酸焦磷酸铁钠正极与硬碳负极体系。在25℃、1P工况下，电芯循环4000次后的容量保持率达到94.2%，预计衰减至70%SOH时，循环寿命可以超过20000次，并能够在-40℃至60℃温度区间内工作。但海辰储能最新的钠电布局，已经不再停留于单体电芯。2026年6月，海辰储能公开展示了∞Power N2.28MWh钠离子液冷储能系统。该产品搭载162Ah磷酸焦磷酸铁钠电芯，单套容量达到2.28MWh，定位1小时高倍率储能场景。这意味着，海辰储能正在将N162Ah的高倍率、长循环能力从电芯层面转化为系统级产品。海辰储能∞Power N2.28MWh 1h钠离子液冷储能系统相比每天一充一放的峰谷套利项目，一次调频、构网支撑、虚拟电厂和新能源功率平滑等应用需要储能系统频繁响应。循环次数越多、倍率性能越强，钠电相对于传统磷酸铁锂的差异化价值就越容易被转化为收益。海辰储能还将∞Power N2.28MWh纳入锂钠协同AIDC全时长储能解决方案，由钠电系统承担短时、高功率响应，锂电系统负责2小时至8小时能量搬移和长时供电。这一组合反映出海辰储能对钠电的判断——钠电短期内不一定全面取代锂电，但可以成为锂电储能系统的高功率模块。对于海辰储能而言，其真正的壁垒已经不只是“超过20000次循环”的电芯数据，而是能否通过∞Power N2.28MWh等产品，将高倍率钠电嵌入调频、AIDC和锂钠混合电站，并建立能够复制的收益模型。亿纬锂能：30000次循环，押注超长寿命钠电目前亿纬锂能最新公开的钠电产品，是NF155L钠离子电池及搭载该电芯的180kWh储能系统。据了解，NF155L采用NFPP聚阴离子体系，面向电力储能高频、高功率和宽温域运行场景。根据亿纬锂能披露，该产品循环寿命超过30000次，支持1P以上功率放电，可在-40℃至60℃温度范围内正常工作，并支持0%SOC状态下长期存储。0%SOC存储能力可以降低电芯运输、仓储和系统组装阶段的安全风险，同时减少长期库存对电池性能的影响。亿纬锂能还披露，NF155L全生命周期碳排放较锂离子电池降低42%以上。2025年9月，搭载NF155L电芯的180kWh钠离子电池储能系统在亿纬锂能荆门基地完成并网，并正式进入商业化运行阶段。该系统采用包级与柜级双重消防设计，实现从电芯到柜体的自主设计制造，核心器件由企业自产自研，同时能够兼容现有锂电储能系统的制造工艺和生产设备。这也正是亿纬锂能钠电路线的核心——不急于重新建设一套完全独立的生产体系，而是尽可能利用现有锂电制造平台，实现钠电产品快速导入和规模复制。亿纬锂能搭载 NF155L钠离子电芯的180kWh钠离子电池储能系统亿纬锂能的优势，也不仅是一款NF155L电芯。其多年积累的方形电池、大圆柱电池和储能大电芯制造能力，以及覆盖国内外的客户、认证和交付体系，都有望降低钠电产品从实验室进入市场的难度。不过，30000次循环属于极具辨识度的产品指标，最终仍需要在真实工况中回答三个问题：高频运行条件下的容量衰减如何，系统往返效率能否保持稳定，超长循环能否转化为更低的全生命周期度电成本。瑞浦兰钧：用320Ah大电芯，抢占长时储能入口如果说海辰储能与亿纬锂能选择从高倍率、超长循环切入，那么瑞浦兰钧的钠电路线，则将重点放在了大容量、宽温域和长时储能。2026年6月，瑞浦兰钧正式发布了问顶®320Ah钠离子储能电芯。据瑞浦兰钧披露，问顶320Ah钠离子电芯循环寿命超过20000次，能量效率不低于97%，工作温域覆盖-50℃至60℃，设计使用寿命达到25年至30年。在-50℃环境下，该电芯仍能正常放电，容量保持率超过87%。这一性能使其可以适配东北、西北寒冷地区，以及沙漠、高温和沿海等复杂环境。瑞浦兰钧问顶®320Ah钠离子储能电芯在安全方面，问顶320Ah钠电芯已经通过过充、针刺等测试，测试过程中不起火、不爆炸、不发生热失控。产品还采用双绝缘、双密封结构，降低高压系统中的绝缘与泄漏风险。瑞浦兰钧将其定位于发电侧、电网侧以及大型工商业储能，重点瞄准4小时以上长时储能项目。在结构上，该产品把瑞浦兰钧已经在磷酸铁锂储能电芯上规模应用的问顶技术移植至钠电体系，通过提高电芯内部空间利用率、缩短电子和离子传输路径、降低内阻，弥补钠电材料在能量密度和效率方面的部分短板。这也是瑞浦兰钧区别于部分钠电初创企业的地方，表明瑞浦兰钧并不是重新搭建一套完全独立的钠电产品和制造体系，而是试图把已经在314Ah、320Ah、392Ah和588Ah磷酸铁锂产品上验证过的平台化结构、制造工艺和储能客户体系，向钠离子电池迁移。2025年，瑞浦兰钧储能电池业务收入达到135.61亿元，同比增长86.8%，储能业务收入占总营收比重超过55%，已经超过动力电池成为公司第一大收入来源。而成熟的储能客户渠道、系统适配经验和海外交付网络，有望降低问顶320Ah钠电芯的市场导入成本。因此，瑞浦兰钧的打法可以概括为——以成熟储能大电芯平台为基础，先把钠电产品推向大容量和长时储能，再等待材料供应链成熟和成本下降。其下一阶段的核心考题，是320Ah钠电芯能否顺利通过客户验证，并在不大幅修改现有PACK和集装箱架构的条件下，快速进入主流储能系统供应链。中科海钠：四款电芯与煤矿应急电源，打通产品和场景在宁德时代、比亚迪等企业大规模入场之前，中科海钠与华阳股份已经在钠电产业化道路上行走了多年。这一组合的核心优势，是“技术源头+产品矩阵+资源场景”。2026年3月，中科海钠发布了覆盖启动、储能和动力三大领域的钠电产品矩阵，包括MP10启动电池、NE170和HE240储能电池，以及MP200动力电池。其中，NE170标称容量为170Ah，主要面向调频储能和分布式储能，已经实现批量交付。HE240标称容量为240Ah，主要面向规模储能，已经在GWh级生产线上完成较长时间生产验证，并应用于多个钠离子电池储能电站。中科海钠HE240钠离子储能电芯这两款产品体现了中科海钠的双重策略——NE170强调高倍率和性能价值，HE240则面向规模制造和未来成本竞争。与中科海钠的电芯产品矩阵相比，华阳股份更加侧重煤矿和工商业等场景端应用。华阳集团已经推出工商业储能柜、煤矿应急电源等钠电产品。其中，16MW/17.04MWh钠离子电池煤矿应急电源已经进入实际应用，可在电网故障后为矿井通风、排水、提升等关键负荷供电。该系统利用钠离子电池高安全、宽温域和高倍率特性，并结合构网型PCS、EMS、多机并联及励磁涌流抑制技术，实现大功率负载启动和黑启动。这使中科海钠与华阳股份形成了较为清晰的分工，即中科海钠提供材料体系、电芯产品和技术迭代，华阳股份则利用煤矿、自备电厂和工业园区等场景完成应用验证。其下一步的关键，是把NE170、HE240和煤矿应急电源等分散产品，进一步转化为标准化、可复制的系统解决方案，并形成稳定的GWh级交付能力。传艺科技：从规划大储产能，转向两轮车PACK说到传艺科技，这是钠电赛道中最具“跨界色彩”的企业之一。从消费电子精密零组件切入钠离子电池，传艺科技早期选择了正极材料、负极材料、电解液、电芯和系统同步布局，希望通过较高的材料自供率压缩成本。但从最新产品布局看，传艺科技正在将商业化重心转向需求更加明确、产品验证周期相对较短的两轮车市场。公司2025年自建PACK产线，开发和生产适配电动两轮车的钠离子电池PACK，并在高邮开设钠电产品直营店。搭载传艺钠电PACK的共享单车已经在部分城市投放，多款产品也已向两轮车企业送样并进入测试和装车验证阶段。传艺科技面向电动两轮车市场推出的钠离子电池PACK产品相较大型储能项目，两轮车电池容量更小、客户验证周期更短，钠电的低温、高倍率、安全和铅酸替代价值更容易体现，也更有利于企业率先形成现金流和市场反馈。目前，传艺科技一期4.5GWh钠电项目已经投产，但公司同时承认相关产能利用率仍然较低。因此，传艺科技真正需要证明的，不是规划了多少产能，而是两轮车PACK能否实现批量销售，电芯良率和成本能否持续改善，并由两轮车市场逐步向工商业储能、通信备电等更大容量场景延伸。鹏辉能源：圆柱20C、方形万次循环，多形态寻找突破口鹏辉能源的钠电布局，呈现出明显的多产品、多材料体系和多场景特征。根据公司最新披露，鹏辉能源已经形成聚阴离子型和层状氧化物型两类钠离子电池产品，并开发圆柱和方形等不同形态。其中，圆柱钠电池采用全极耳设计，通过导电体系优化，能够实现20C高倍率持续放电，主要面向车辆启停、备用电源等高功率场景。方形钠电池则面向储能市场，通过界面结构优化，循环寿命已经突破10000次，能效达到95%以上。此外，鹏辉能源还在积极推进新一代钠离子电池技术。与第一代产品相比，其新一代聚阴离子体系通过正极材料和电压平台优化，电芯能量密度提高21%，同等尺寸下容量增加20Ah，成本下降约30%，循环寿命在80%SOH条件下超过10000次。鹏辉能源新一代聚阴离子体系220Ah方形钠离子电池在层状氧化物路线方面，鹏辉能源披露的电芯能量密度达到150Wh/kg，并通过优化低温析钠问题，实现-20℃至50℃温区内100%深度放电条件下充电。这一产品组合反映出鹏辉能源的策略：不急于只押注电网侧大储，而是用圆柱产品进入启停和高倍率市场，用方形产品切入储能，再根据成本和客户需求决定不同材料路线的量产节奏。业内人士认为，鹏辉能源长期覆盖户储、工商业储能、通信备电和轻型动力市场，渠道触点较多，这使其可以通过更小容量、更分散的产品，逐步验证钠电的技术和成本。不过，多形态、多路线也意味着更高的研发、认证和生产组织成本。能否从多个方向中率先筛选出具备稳定需求和合理毛利的核心产品，将决定鹏辉能源钠电业务的推进速度。钠电也开始进入“大电芯时代”梳理八家企业的最新产品可以发现，钠电行业已经出现四个明显变化。首先，产品形态正在从电芯走向系统。如宁德时代推出30MWh以上的场站级系统，海辰储能推出2.28MWh钠电液冷系统，比亚迪已经交付兆瓦级聚阴离子系统，亿纬锂能则通过180kWh系统完成并网运行。钠电企业已经不能只提供电芯，还需要解决PCS适配、SOC估算、热管理、消防、系统效率和故障隔离等问题。其次，钠电电芯正在快速大容量化。从海辰储能162Ah、中科海钠170Ah和240Ah，到瑞浦兰钧320Ah，钠电正在逐渐接近磷酸铁锂大储电芯的主流容量区间。大容量化有助于减少系统串并联数量、降低零部件和连接件数量，并提高集成效率。但与此同时，也会对材料一致性、热管理和制造良率提出更高要求。其三，钠电正在从单一大储叙事走向多场景分化。如中科海钠同时布局启动、储能和动力产品，华阳股份从煤矿应急电源切入，传艺科技重点推进两轮车PACK，鹏辉能源分别以圆柱和方形产品进入启停与储能市场。不同企业不再等待一个统一的“钠电大市场”，而是在寻找自身技术最容易变现的场景。其四，锂钠协同正在从概念变成产品。如海辰储能已经把1小时钠电系统与2小时至8小时锂电系统组合，用钠电承担瞬时功率，用锂电完成长时间能量搬移；中科海钠也已将钠电用于锂钠混合构网型储能项目。这意味着，钠电的商业化并不需要以全面替代磷酸铁锂为前提，只要能够在高频、低温、高功率、长循环和高安全场景中创造更高价值，钠电就拥有独立的市场空间。未来三年，钠电企业将面临三场战争钠离子电池产业过去最大的误区，是把商业化希望全部寄托在碳酸锂涨价上。今天锂价上涨，钠电就被视为替代方案；一旦锂价下跌，钠电又迅速被质疑失去经济性。这种叙事，本质上仍然把钠电当成磷酸铁锂的低价备胎。但八家企业的最新产品已经表明，钠电的行业逻辑正在发生改变。如宁德时代通过天恒钠电提升整站效率和在线率，比亚迪用聚阴离子系统完成兆瓦级项目交付，海辰储能以1小时钠电系统承担高功率响应，亿纬锂能将循环寿命推向30000次，瑞浦兰钧用320Ah大电芯切入长时储能，中科海钠打通电芯和煤矿场景，传艺科技从两轮车PACK寻找市场入口，鹏辉能源则用圆柱和方形产品覆盖不同需求。如今，钠电的价值已经不再局限于原材料价格，资源分布更加均衡、低温性能更好、安全边界更宽、高倍率能力更强，以及能够与锂电组成多化学体系，才是钠电进入新型电力系统的长期逻辑。未来三年，钠电企业也不会只比拼产能规模，而将面临三场硬战。第一场战争是量产能力，核心指标是良率、一致性和真实交付量。规划多少GWh已经不再重要，真正重要的是有多少产能能够稳定运行、持续出货。第二场战争是系统价值，核心指标是往返效率、在线率、可用容量和全生命周期度电成本。钠电能否获得市场认可，最终需要由电站收益而不是单项参数决定。第三场战争则是知识产权与实证能力。企业必须建立覆盖材料、工艺、电芯、结构、系统和应用的技术闭环，并通过全尺寸、真实场景和长期运行数据完成验证。宁德时代、比亚迪、海辰储能、亿纬锂能、瑞浦兰钧、中科海钠、传艺科技和鹏辉能源所走的八种路径，最终都会在同一个问题上交汇——谁能把钠电从一种新型储能技术的创新与规模化产品交付，真正转变成一项可持续盈利的能源资产？这不仅是八家代表企业的竞争，也是所有钠电企业必须回答的共同课题。

南方电网广西桂林供电局完成分布式钠离子储能黑启动试验

6 月 17 日，南方电网广西电网桂林供电局于永福县 10 千伏龙六朝线，顺利完成分布式钠离子储能系统黑启动试验。此次试验攻克深山长线供电故障频发、复电缓慢难题，以新型钠离子储能构建自愈式智能微电网，为偏远山区配电网韧性提升、新型储能规模化应用提供实践范本。桂林永福县 10 千伏龙六朝线穿行深山，存在供电距离超长、线路故障多发、电压易双向越限等长期供电短板。为破解山区保供痛点，桂林供电局牵头，联合南方电网广西电网公司规划、产业、能科、电力科学研究院等多专业组建攻坚团队，采用 “多点布控” 模式，在线路沿线部署 3 台 1MW/2MWh 分布式钠离子储能设备。试验现场，工作人员模拟线路突发故障、07 开关后端全线停电场景，检验构网型储能黑启动与孤网独立运行能力。调度端发现故障、远程下发指令至储能完成黑启动，全过程仅 2 分 08 秒；储能系统快速建压后协同沿线分布式光伏，配合自动化开关动作，仅 79 秒即完成线路非故障区段恢复供电。孤网试验阶段，整套钠离子储能系统承担电网主控功能，可毫秒级动态调节电压、频率，快速平抑光伏光照波动与居民用电峰谷差，实现无大电网支撑下源、储、荷就地平衡。本次现场连续孤网稳定运行 4 小时，整套储能配置可支撑区域最长 12 小时不间断供电，覆盖沿线 34 个台区、惠及 1228 户山区居民。相较于主流锂离子储能，钠离子储能具备热安全性能突出、耐低温、抗扰动能力强等独特优势，完美适配山区露天、工况复杂、需频繁开展孤网运行与黑启动的配网场景，运行稳定性与环境适应性优势显著。试验筹备阶段，各方分工协同筑牢安全技术防线：广西电科院依托自研配电网数字仿真平台完成全线路、储能设备仿真建模，提前推演试验工况、预判运行风险，为现场实操提供精准理论支撑；能科公司全程负责储能设备、通信、数据系统调试校验；供电部门提前发布停电通知、对接村委做好群众告知，同步完善故障处置、设备异常等多类风险管控预案，严格规范电压、频率、谐波等核心指标判定标准，保障试验全程安全可控。“本次试验精准瞄准偏远山区长线供电短板，多点布局钠离子储能设备，充分发挥其高安全、耐低温特性，验证了极端停电场景下微电网自主恢复、保底供电核心能力，为增强山区电网韧性、推进电网替代型储能规模化落地树立全新标杆。” 南方电网广西桂林供电局规划发展部副经理陈威任表示。南方电网广西电科院智能电网研究所新型电力系统体系与标准助理专责张碧芸介绍：“我们通过数字仿真平台完成线路与储能全维度建模，提前校验黑启动后区域稳定供电可行性，从技术层面为本次试验成功落地筑牢基础。”本次布式钠离子储能黑启动试验取得圆满成功，充分验证钠离子分布式储能在山区配网故障自愈、应急保供场景的实用价值，有效提升极端灾害、线路故障下乡村供电保底能力。下一步，相关技术模式将进一步总结优化，持续推动新型储能与县域配电网深度融合，以电力新技术夯实乡村能源保障根基。

昆宇电源宽温域钠电池技术突破，彰显中国储能智造硬实力

近日，湖南卫视与常德新闻联播等权威媒体对昆宇电源旗下子公司——常德昆宇新能源科技有限公司进行了集中报道，重点展示了其在宽温域高性能钠离子电池赛道取得的技术攻坚成果。官媒的点赞与聚焦，充分印证了昆宇电源在省级科创攻关项目中的核心引领地位，也标志着我司在钠电“卡脖子”技术领域实现了关键性突破。作为湖南省十大技术攻关项目核心参与企业，昆宇电源深耕宽温域钠离子电池赛道，接连突破行业关键瓶颈，产品安全、耐温、寿命等核心指标跻身国际领先。在常德昆宇的测试实验室中，最新的钠离子电芯顺利通过了严苛的针刺试验：钢针穿刺后，电芯无明火、无爆炸，温度曲线保持平稳，展现出极高的安全性能。昆宇电源研发团队成功攻克了宽温域电解液、电极界面稳定及高低温循环衰减等技术瓶颈。目前，聚阴离子体系钠离子电池已实现-40℃~60℃超宽温域稳定工作：在-40℃的低温环境下放电容量保持率不低于90%，能量效率达到97%，常温循环寿命超过12000次（实测1200周容量保持率接近99%）。这意味着，若将其应用于新能源车，按大约每6天充电一次计算，可连续使用20年且续航几乎无衰减——相关技术指标已达到国际领先水平。依托强大的技术实力和智能制造能力，昆宇电源钠离子电池凭借高安全、低成本及优异低温性能，精准填补了锂电在特定场景的短板，形成“钠锂互补”协同格局。目前，相关产品已在黑龙江、辽宁、吉林、甘肃等北方高寒地区的通信基站、数据中心等储能场景中落地示范应用。未来，昆宇电源将持续加大研发投入，深化产学研合作，加速钠电在储能电站、通信基站等关键场景的商业化落地，让更多“中国智造”的高性能产品走向全球。

易事特钠电池浸水测试，把IP67演给你看

钠离子电池呼声再起

钠离子电池的商业化进程再度吸引行业内外目光。2026年4月27日，北京海博思创科技股份有限公司（以下简称“海博思创”）与宁德时代新能源科技股份有限公司（以下简称“宁德时代”）签署储能钠离子电池战略合作协议。双方宣布，达成3年60吉瓦时钠离子电池合作。根据起点研究院发布的统计数据，2025年全球钠离子电池出货量为9吉瓦时。同时，海博思创2025年储能系统销量为24吉瓦时。因此，无论从哪个角度看，3年60吉瓦时对于外界来说都是一个惊人的数字。海博思创在企业信息披露稿件中写道：“这标志着钠离子电池在储能领域的规模化应用迎来拐点。”与占据主流的锂离子电池相比，钠离子电池能量密度较低、循环寿命较短，但是低温性能优异，在极寒天气下可正常工作，同时安全性较好。不过钠离子电池的产业化进程一直慢于行业预期。由于钠资源十分丰富，不像锂资源容易被“卡脖子”，因此，过去多年间，每当锂价猛涨，钠离子电池就会获得一波热度；一旦锂价回落，钠电技术路线便再次回归“小众”。巧合的是，在宁德时代与海博思创宣布钠电合作之际，锂价再次狂飙，近期碳酸锂价格已逼近20万元/吨，达到2025年最低点的3倍以上。这一次，情况是否会有所不同？在企业信息披露稿件中，宁德时代表示已攻克钠离子电池量产全链条难题，具备规模化交付能力。其竞争对手比亚迪、亿纬锂能等头部锂电池制造商近年来也均有钠离子电池产品发布和交付。亿纬锂能已规划不低于2吉瓦时的钠离子电池研发生产项目。从应用场景来看，钠离子电池在电动叉车、两轮电动车、微型电动车、储能等领域均有初步应用，其中储能是很多企业看好的发展方向。比亚迪集团执行副总裁兼弗迪电池CEO何龙就曾表示，在储能领域，钠电池除能量密度低于磷酸铁锂电池外，其余各项指标表现都十分优异。2025年以来，已有多家电池企业推出专门的钠离子储能电池产品。在储能领域，钠离子电池储能正朝着更大规模应用方向迈进。2026年1月，中国电建承建的洪湖市100兆瓦/200兆瓦时钠离子储能电站示范项目一期50兆瓦/100兆瓦时通过竣工验收。同时，国内还有多个10兆瓦以上规模的钠离子电池储能电站完成签约或处在前期推进阶段。钠离子电池成本正在不断降低，2026年已有多家企业宣称其钠电池电芯成本可低至0.45元/瓦时，与磷酸铁锂电池的价差持续缩小。随着电池企业在钠离子电池领域研发投入不断加大，钠离子电池技术将更加成熟，产业链更加完善，有望在储能领域占据一席之地。

从铅酸到钠离子 浙江长兴绘新能源电池产业“智造”新图景

近年来，铅酸蓄电池企业纷纷切入钠离子赛道，试图通过技术研发、合作或投资布局，寻找新的增长空间。在浙江湖州长兴县，当地龙头企业正以不同方式探索钠离子电池产业化道路。铅酸电池性能稳定、性价比高，在两轮车、启停电源、通信基站储能等领域具备主导优势，但其充电慢、寿命短、能量密度低等短板明显。钠离子电池在能量密度、循环寿命、充电速度、低温性能上均优于铅酸电池。业内普遍预计，2026年至2027年钠离子电池将迎来爆发期。“它的耐低温非常好，零下三四十度，放电容量都还有常温放电容量的至少90%以上。”浙江超仁能源科技有限公司总经理范鸣对于钠离子电池的性能赞叹不已。他说，企业自2020年布局钠电，其钠离子电池车间年产300万套电动自行车用电池，订单已锁定全年，三条新增生产线正在安装调试。天能集团则从储能和启停电池切入。2026年4月，天能钠电0.5MW/1.2MWh新型储能示范项目获批，计划6月开建，9月建成，用于工商业用户侧峰谷套利和应急备电。天能集团董事长张天任对钠离子电池有着清晰的战略判断。他认为，钠离子电池是培育新质生产力，转型升级的重要抓手，未来天能将形成铅、锂、氢、钠等不同技术路线，适用于不同的应用场景，形成“多元互补”的产业生态。产业推进背后，一套“先用后转”的成果转化模式在长兴落地。超威集团作为链主企业，联合上下游50多家企业及高校院所，建立“成果池”——先免费试用专利技术，转化成功后再付费。国科炭美新材料(湖州)有限公司总经理孔庆强回忆，企业研发煤基硬炭负极材料时缺乏测试条件，“链主企业开放了完整的电池产线，从调浆、涂布到电池组装，每一个环节都提供全流程测试服务。他们的研发工程师从市场应用角度给我们提建议，助力技术改进。”孔庆强说，该产品短短一年就已经实现量产，打破了硬炭材料长期依赖进口的局面。目前该成果池已吸纳248项专利，为34家企业提供免费试用。受益于技术突破与协同创新，湖州长兴工业经济稳中向好。2026年一季度，该县规上工业产值585.4亿元，同比增长9.3%，制造业同比投资增长16%。

锌溴液流电池智能制造基地项目落户乐山高新区

乐山高新区立足光伏储能产业基础，精准布局储能新赛道、培育产业新动能。近日，锌溴液流电池智能制造基地项目正式落户乐山高新区，项目主体乐山市君安新能源科技有限公司已完成工商注册，厂房装修前期工作有序推进。这是乐山高新区继全钒液流电池之后，在新型储能领域落地的第二条液流电池技术路线，标志着园区储能产业迈入多技术路线协同发展的新阶段。该项目采用锌溴液流电池技术，属于前沿大容量长时储能方向，具备本征安全、超长运行寿命、环境适应性强等突出优势，可广泛适配电网调峰、新能源消纳、工商业储能等多元应用场景。项目的落地将进一步丰富区域储能产业业态，提升产业集聚效应，为乐山打造全省重要的新型储能产业基地注入新动能。乐山高新区作为乐山市光伏储能产业的核心承载区，近年来聚焦储能赛道持续发力，围绕产业链关键环节靶向招商，已聚集全钒液流电池、磷酸铁锂正极材料、储能负极材料等一批重点项目，初步构建起“装备+材料+系统集成”的储能产业生态。本次锌溴液流电池项目的落地，将与现有全钒液流电池形成技术互补，有效补齐储能产业链关键短板，推动全区储能产业从“单点突破”向“系统集成”加速演进。下一步，乐山高新区将持续优化营商环境，强化要素保障，全力服务项目早日投产达效。同时，依托现有链主企业和重点项目，持续开展产业链精准招商，加速推动新型储能产业集群集聚。

长时储能迎来全钒液流电池时代

全球范围内，液流电池技术开始站上风口，商业、科研、示范级别项目密集上马，其中，全钒液流电池以高安全性、无限扩容能力、电解液可回收、容量功率独立设计等特性，成为长时储能领域核心技术路线之一。适合长时间“待机”但成本高随着新能源在电力系统中占比不断提升，“风光”发电的间歇性和波动性，给电网安全稳定运行带来巨大挑战，不仅需要毫秒级响应的短时调频储能，更需要跨天、跨季的长时储能技术来平抑新能源发电的长周期波动，从而更好实现新能源大规模消纳。在众多长时储能技术路线中，全钒液流电池被视为理想的规模化长时储能方案之一，其是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池，可以将储能与发电分离，通过外接泵驱动电解液在电堆与储液罐之间循环，在电极表面发生氧化还原反应，实现电能存储与释放。能源存储国际期刊JES指出，由于液体电解液降解相对缓慢，全钒液流电池的使用寿命通常长于传统电池，且液体电解液设计更灵活，形状和尺寸也可以自由调整。同时，由于储能部分与电堆相分离，全钒液流电池技术具有强可扩展性。电解液与电堆分离的灵活设计、可调节的电解液储罐尺寸等优势，使全钒液流电池更适合长时间“待机”。比如，储罐可以安装在地下或空间限制较小的区域，而电堆则可放置于热管理更高效的位置，这种布局能够简化冷却系统设计，并可能降低相关成本。美国工程与科技媒体平台“有趣工程”指出，充放电过程中，钒离子不断转换状态以储存和释放能量，这种可逆反应过程极大地提高了电池的可靠性和长期性能。同时，液态形式也意味着不存在起火或爆炸风险。不过，全钒液流电池的能量密度远低于锂离子电池，这意味着储存同等能量需要占用更多空间，而且对极端温度较为敏感。此外，高成本仍然是阻碍大规模部署的最大挑战。油价网汇编数据显示，截至目前，全钒液流电池前期成本可达500美元/千瓦时。我国快步迈向规模化商业应用当前，我国储能行业已进入规模化、多元化与市场化协同发展的新时期。5月，湖北长阳新型储能电站项目成功并网20兆瓦储能单元工程，同时推进末批30兆瓦储能单元工程并网前验收工作，这是鄂西地区首个大型电网侧全钒液流电池储能项目，总规模50兆瓦。电站设计了13个储能单元，可以连续放电4小时。去年底，新疆吉木萨尔全钒液流储能电站实现全容量投产运行，装机规模200兆瓦/1吉瓦时，储能时长5小时，这是我国规模最大全钒液流电池储能电站，也是全球已投运单体规模最大、储能时长最长的全钒液流电池储能电站。截至今年5月，该电站累计发电量已超1亿千瓦时。据了解，吉木萨尔全钒液流储能电站由中国科学院大连化学物理研究所储能技术研究部提供技术支持。去年9月，中国科学院大连化学物理研究所储能技术研究部牵头提议的《全钒液流电池电堆通用要求和测试方法》国际标准新提案，经国际电工委员会蓄电池和电池组技术委员会通过正式立项，进一步提升我国在液流电池技术领域的国际影响力和话语权。近期，中国科学院大连化学物理研究所联合大连融科储能技术发展有限公司主导起草的两项全钒液流电池IEC国际标准获批立项，其中一项聚焦电堆，确立全球统一技术要求与测试规范，另一项填补钒电解液检测国际标准空白，规范了术语、性能与安全要求。中国科学院大连化学物理研究所低碳战略研究中心联合中关村储能产业技术联盟液流电池储能技术专委会，共同编制《液流电池储能产业研究白皮书2026》，以钒液流体系为代表的液流电池储能技术，正从关键技术攻关和工程示范快步迈向规模化商业应用。国际实践主要聚焦示范和科研国外实践方面，以示范为主，商业级别项目较少。今年5月下旬，欧洲最大科研示范全钒液流电池应用研究项目在西班牙完成运行测试，装机容量1兆瓦/8兆瓦时，同时配有一套1兆瓦/5.8兆瓦时的钠硫电池、一套600千瓦/1.3兆瓦时的锂离子系统，以及一座2.2兆瓦太阳能发电装置，整个设施拥有近15兆瓦时储能容量。去年6月，德国弗劳恩霍夫协会下属化学技术研究所启动一个装机容量2兆瓦/20兆瓦时的全钒液流电池项目，通过与一座2兆瓦风机连接，验证全钒液流电池与风能耦合的可预测、可调度供电能力。去年11月，印度首个兆瓦时级全钒液流电池投运，储能容量3兆瓦时，旨在提升可再生能源整合能力与电网韧性。印度清洁能源技术研究机构Customized Energy Solutions指出，印度全钒液流电池市场价值7000万美元，在整合可再生能源对长时储能需求日益增长的推动下，预计将以每年12%的速度增长。今年5月中旬，欧洲已知最大商业调峰全钒液流电池项目实现重要进展。英国储能技术公司Invinity Energy Systems向英国Copwood能源中心完成总容量20.7兆瓦时全钒液流电池系统交付，包括90个全钒液流电池与一个3兆瓦太阳能阵列，存储容量可以满足3000户家庭日常用电需求，预计年内投运。此外，Invinity Energy Systems公司在美国6个地点以示范形式安装了全钒液流电池，其中一组由美国能源部下属太平洋西北国家实验室托管。去年底，太平洋西北国家实验室投运“电网储能启动平台”测试设施，该平台可以评估功率高达100千瓦的电池，接下来一年将对其托管的全钒液流电池进行测试，以验证整体效果。

清华河北研究院与旭辉电气举行座谈交流液流电池长时储能合作

2月9日，河北清华发展研究院（下称“研究院”）与河北旭辉电气股份有限公司（下称“旭辉电气”）在旭辉电气会议室举行座谈交流会。研究院院长甄树宁、副院长范庆书、张军，旭辉电气名誉董事长张旭辉、董事长张曙光出席会议。座谈会上，甄树宁对双方近一年合作取得的成果表示肯定，并指出未来应进一步加强交流互动，持续深化科技创新领域的协作，推动合作成效切实转化为企业发展的实际动力。范庆书建议，全面梳理企业在人才、平台、智库等方面的具体需求，协同推进研发项目申报、实验室与场景资源共享等工作。张军强调，需持续优化合作模式，充分整合清华校友资源，打造具有示范意义和推广价值的合作案例。张旭辉表示，双方可围绕电力公共测试服务等领域深入探讨合作可能。旭辉电气愿在现有合作基础上，进一步拓展多元化合作模式与领域，推动科技创新合作迈向更深层次、更宽范围。会议明确，双方未来将在液流电池、构网型SVG、配电接地故障处置等领域进一步深化合作，联合策划申报省市科研项目，加强校企人才共育与平台共建；以长时储能技术研发中心为平台，持续推动技术攻关、成果转化等，共同构建可持续、体系化的产学研合作生态，助力河北省能源结构转型与产业高质量发展。会后，双方技术团队将就电力公共测试服务、园区光储综合能源建设等议题开展进一步对接。本次座谈进一步巩固了研究院与旭辉电气的合作关系，明确了下一阶段合作重点，为双方在新能源与电力装备领域的深度合作奠定了坚实基础。会前，研究院一行参观了旭辉电气数字化工厂，实地考察了企业在智能制造与电力装备领域的发展情况。旭辉电气总经理兰博，长时储能技术研发中心相关人员，研究院能源互联网项目部、光储技术与应用研究中心相关负责人参加座谈。

中国液流电池产业化加速，欧洲三国市场即将开启！

近日，欧洲液流电池协会（Association Flow Batteries Europe）、欧洲清洁技术联盟（Cleantech for Europe）、欧洲储能协会（Energy Storage Europe）、能源标签组织（EnergyTag）、欧洲电力工业联盟（Eurelectric）、未来清洁技术建筑师组织（Future Cleantech Architects）、全球可再生能源联盟（Global Renewables Alliance）、长时储能理事会（Long Duration Energy Storage Council）以及世界可持续发展工商理事会（World Business Council for Sustainable Development）等九大组织联合向欧盟发出公开呼吁，要求建立长时储能（LDES）的“序列化政策框架”，将其正式纳入电力系统规划、容量机制与投资体系。显然，这不是一次普通的行业喊话，而是欧洲能源系统在高比例风光下的一次制度性自救。中国液流电池储能加速产业化落地在欧洲九大协会此次呼吁之前，中国国家能源局《2025年能源工作指导意见》已明确将长时储能技术创新与前瞻布局纳入能源工作重点，其中包括液流电池在内的技术体系应加强技术攻关与规划部署，凸显其在电力系统中的支撑作用。在工业和信息化部等多部门发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案》中，将新型储能、本体技术多元化作为重点，明确提升液流电池等新型储能技术的技术突破与工程化能力，推动关键材料、电堆、能效与可靠性等方向的研发支持。国家发展改革委与能源局专项行动方案（2025–2027）中提出，到 2027 年全国新型储能装机规模大幅提升，重点推动包括液流电池在内的长时储能规模化建设。这类政策将长期量化目标与资金投入挂钩，为企业投资与项目落地提供了明确预期。在国家及地方一系列政策推动下，2025年中国液流电池储能正在完成从示范到工程级应用的跃迁，形成了可复制的设计体系、EPC能力、供应链与成本曲线，这是欧洲当前最稀缺、也最难在短期内自行补齐的能力。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年，中国液流电池储能新增装机1.1GW/4.66GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量），占比1.7%（功率）/2.4%（容量）。其中，全钒液流电池储能新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池储能新增装机的96.3%（功率）/95.5%（容量）。锌溴液流电池储能新增装机50kW/200kWh，占比0.005%（功率）/0.004%（容量）。铁基液流电池储能新增装机35.255MW/191MWh，占比3.2%（功率）/4.1%（容量）。水系有机液流电池储能新增装机5MW/20MWh，占比0.453%（功率）/0.429%（容量）。典型项目方面，新疆吉木萨尔北庭100万千瓦光伏+20万千瓦/100万千瓦时全钒液流储能一体化项目的“全国之最”体现在两大关键指标：装机容量1000兆瓦，能源转化和供应能力强；储能规模100万千瓦时，储能时长5小时，单次最大储能量达100万千瓦时，总投资达38亿元。项目运行后，年平均发电量约17.2亿千瓦时。新疆哈密石城子光伏产业园100MW/400MWh的全钒液流储能电站，该项目由哈密东天山发电有限公司投资建设，大连融科储能技术发展有限公司负责储能设备供应，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司负责电站整体设计和工程施工。云南禄丰市全钒液流储能项目建设规模为100MW/400MWh，电池技术路线选用全钒液流电池，项目占地面积60.39亩，项目规划建设本体储能容量单元设备360台、功率单元设备180台、双向变流器系统（PCS）20台、储能电站配套建设1座220kV升压站，总投资122716万元（含送出工程）。云南楚雄州永仁县300MW/1200MWh全钒液流储能电站项目，主要建设装机规模为300MW/1200MWh全钒液流储能电站，配套安装600套钒液流电池舱系统，运行期25年，可实现年平均放电量3.6亿度，总投资约33.82亿元。四川乐山市100MW/400MWh全钒液流电池独立新型储能项目是四川省级重点示范项目，位于乐山市市中区土主纺织园区，总投资14亿元，是乐山首座全钒液流储能电站。表  2025年液流电池储能部分新增装机项目中标价格方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025全年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946-2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh。其中，最低报价来自于泰达综能基于增量配电网的吉瓦时以上长时储能电站项目3MW/18MWh全钒液流电池储能系统采购，新兴绿色能源与新材料研究院(天津)有限公司以3503万元中标，折合单价1.946元/Wh。全钒之外，2025年国内锌溴液流电池储能系统投标价格主要集中在2.2-3元/Wh，平均价格2.52元/Wh。2025年铁基液流电池储能系统投标价格主要集中在3.216-3.369元/Wh，平均价格3.293元/Wh。2025年水系有机液流电池储能系统投标价格主要集中在3-9.1元/Wh，平均价格7.367元/Wh，中标加权均价3.015元/Wh。在产能方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，截至2025年底，中国液流电池投产产能累计已高达16GW/65GWh，其中包括电解液/电堆/电池生产以及系统集成等，总投资超过300亿元，年产值超100亿元。图  2025全年中国液流电池新增产能2025全年，国内新增51个液流电池生产项目，新增规模达24GW/96.6GWh，其中31个披露了投资金额，总计362亿元；19个项目披露达产后年产值，总计550亿元。2025年，国内液流电池新增投产产能3.5GW/14.6GWh，占比15.1%；新增规划产能30.8GWh，占比31.9%；新增开工/在建产能51.2GWh，占比53%。2025年，中国液流电池储能正加速产业化落地，并在规模化系统集成与工程交付领域优势巨大，这也是中国企业进入欧洲市场的重要基础。欧洲愿意为“系统韧性”买单欧盟近期的政策转向，首要原因是如果不引入长时储能，欧洲将被迫建设大量燃气电站作为“保险”。根据欧洲输电系统运营商ENTSO-E的模型，到2035年前，仅为应对风光波动，欧洲可能需要新增150–200GW燃气备用容量，但这又和欧洲的脱碳目标直接冲突。因此，欧洲九大协会联合提出的核心诉求不是技术，而是Security（安全）、Reliability（可靠）、Adequacy（充裕度），要求将长时储能纳入充裕度评估，让它成为“容量”，而非“附件”；市场与网络费公平对待，不再按“用电负荷”惩罚储能；容量机制对齐长期需求，支付“可靠性”，而非只付电量；建立长期合同机制，让长时储能可以融资。在所有技术路线中，液流电池最接近“电化学版抽水蓄能”这一概念，其功率与容量解耦可做到8小时、12小时、24小时甚至更长，循环寿命可达2万次，不存在热失控风险。液流电池可以把“时间”变成可以定价、可以融资、可以交易的电力资产，在欧洲这个高风光、高波动、高安全要求的系统里，这恰恰是最稀缺的商品，也意味着液流电池已经进入欧洲的系统级能源安全工具箱。如果说欧盟还在规划阶段，英国却已经直接动手实施。中国储能网注意到，英国在《2025年规划与基础设施法案》中已正式将长时储能“上限—下限（Cap & Floor）”机制写入法律。这套机制的本质是用于监管信用，为长时储能提供“准基础设施”级别的收入稳定性。该机制的核心是设定最低收入Floor，不够就补，设定最高收入Cap，超额返还，技术中立，面向≥8小时、50–100MW级项目。其首轮申报收到171个项目，其中压缩空气、抽水蓄能、液流电池甚至大型锂电全部挤入赛道。而真正的变化在于储能第一次可以用“受监管现金流”去融资，而不是靠电价套利。至于英国为何要这样设计Cap & Floor，因为英国真正想解决的是“风光+跨国电网+天然气不稳定”构成的系统风险，他们需要的是能顶住一周无风、能替代LNG调峰、能减少对法国、挪威的依赖。这些要求对液流电池至关重要，因为它的优势不是“便宜”，而是能提供跨天级别的系统韧性。虽然欧盟不会简单复制英国的政策制度，但会走“三段式路径”。第一阶段（2025–2027），把长时储能写进电力系统规划。ENTSO-E、ACER、各国TSO将被要求在Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)中明确计算“长时储能等价容量”，这一步的意义是液流电池开始在模型里“替代燃气”。第二阶段（2026–2028），改造容量市场（CRM）。目前欧洲多数国家的容量市场偏向燃气、煤电、备用机组，接下来会出现“长时储能专属容量拍卖”，德国、西班牙、意大利已经在测试多年期容量合同，技术中立但对时长有要求，这就是欧盟版Cap & Floor的雏形。第三阶段（2027以后），用欧盟气候与电网资金托底。随后Innovation Fund、Connecting Europe Facility、EIB绿色融资会开始为液流电池、压缩空气、抽蓄提供长期固定回报，这在财务上就是Cap & Floor的欧盟版。可以说，英国Cap & Floor就是未来欧盟长时储能制度的“原型机”。一旦它证明“液流电池=可监管的基础设施资产”，那么整个欧盟都会开始复制，这不是因为欧盟喜欢液流电池，而是因为它已经没有燃气这个选项了。而且，今天的欧盟比英国更怕停电。欧盟面临的问题是电网跨国、电源分散、风光高度集中在北海、西班牙，一旦极端天气+低风光，欧盟必须用跨国调度+储能兜底。当欧盟进入“长时储能制度化”，项目开发商会发现一个现实，目前只有中国，拥有百兆瓦级液流电池储能项目交付经验。液流电池储能将在欧洲三国率先开启综合来看，液流电池会在欧洲电价波动最大+输电最紧张+燃气最贵+政策最成熟的国家率先爆发，而这四个条件叠加的地方，就是英国、德国、西班牙三国，尤其是英国的Cap & Floor规则，已经把长时储能变成了准基础设施资产。英国之所以进展最快，现实痛点主要来自风电（尤其海上风电）暴增、输电拥堵严重、限电成本2026年几乎确定创新高、LNG调峰极其昂贵，在这种体系里，8–24小时液流电池等于“替代燃气的金融工具”，在这个基础上，谁先中标Cap & Floor，谁就会建成英国第一批电网级液流电池电站。德国是全欧洲“电价撕裂”最严重的市场，也是液流电池最理想的商业化土壤。目前，德国风光占比极高，电价波动极端，南北输电长期拥堵，负电价已成常态。德国电力系统的问题不是缺电，而是电在错误的时间、错误的地方，这正是液流电池的用武之地，可以存起北部风电，到南部工业放电，进行跨日、跨周搬运。德国的容量机制改革正在把“可用性”写入市场，液流电池会自然进入。西班牙则是欧洲最典型的“液流场景”，白天光伏极端过剩（电价为0或负），夜间高度依赖燃气，电网内部区域失衡。在这里的10–14小时液流电池就等于是夜间发电厂。目前，西班牙政府已经在用长期PPA、容量补偿、网络约束激励政策为“时间型电源”买单。长时储能制度化将是中欧能源互补契机中国储能网注意到，虽然英国、德国、西班牙都需要液流电池，但它们的制度入口各有不同。对于英国市场来说，最重要的就是Cap & Floor + 项目业主身份，“谁拿到Cap & Floor，谁就拥有20年现金流。”因此，中国企业可以考虑作为股东进入长时储能项目公司，与英国开发商（Zenobē、RES、Octopus、EDF Storage 等）成立SPV，由中国企业提供液流电池系统、EPC、钒电解液长期供应、性能担保，以SPV去参加Cap & Floor拍卖，中标后就可以锁定20年现金流分成。在这条路径上，国电投储能、国能投储能、三峡新能源、华能储能等企业拥有旁人难以企及的优势。在德国，中国企业可以考虑绑定德国TSO和区域电网，在北德风电区建设液流电池，作为“电网资产”与TenneT、50Hertz等签长期服务合同，收取容量费、拥堵缓解费，这是一种“化学输电线”模式，在这条路径上，国网国际、南网国际、上海电气储能、中能建储能等企业拥有着丰富经验。在西班牙，中国企业可以考虑锁定长周期PPA，为液流电池的夜间放电定价，这是一种“时间套利+合同锁定”模式，在这条路径上，中国电建、三峡欧洲、中广核新能源、华为数字能源（系统）等企业优势明显。其实，欧美液流电池公司的最大问题不是技术，而是项目太慢，成本太高，交付风险太大，而中国企业正好具备三种欧洲最缺的能力：EPC+系统可交付百兆瓦，国资信用可对接EIB，绿债、钒供应链可控长期成本。这意味着中国企业可以把液流电池做成“一个银行敢投的基础设施项目”，也是大连融科、中电投融和、上海电气液流、中科院大连化物所体系驾轻就熟的领域。对欧洲而言，液流电池意味着可以在不新建燃气电站的前提下，获得跨日甚至跨周的电力调节能力，把“安全性”和“可靠性”重新纳入市场定价。对中国企业而言，这恰恰是一个从设备出口，升级为“系统解决方案与基础设施能力输出”的窗口期。未来五年，随着技术迭代与降本增效进一步提升，中国液流电池企业提供的技术解决方案可以成为“全球长时储能与支撑电力系统稳定性的共建者”，这不仅是一条新的出海路径，更是一种能源治理逻辑的对接——用工程化能力验证多元化市场需求，用规模化经验降低能源系统转型风险。显然，此时欧洲推动长时储能制度化，将是最好的中欧能源合作互补契机。

日本NGK停产钠硫电池

在2025年10月31日的董事会上，日本陶瓷制造商日本碍子株式会社宣布，已决议停止其储能业务项下钠硫电池的制造和销售，并停止接受新订单。公司估计，与此决策相关的费用约为180亿日元（约合1.17亿美元），该费用预计将计入截至2026年3月的财年，列为特别损失。在其2025财年上半年度业绩报告中，NGK报告称，为应对预期的储能需求增长，公司一直与其自2019年以来的合作伙伴巴斯夫进行讨论，以扩大供应能力并实现成本降低。然而，这些讨论于2025年9月中止。NGK还指出，市场对NAS电池关键特性——长时和大容量储能——需求的持续发展预计需要时间。此外，NGK在报告中表示，"材料成本的急剧上涨以及与锂离子电池竞争的加剧"使得其业务难以为继。"基于这些因素，公司认定难以实现稳定的运营和盈利，"NGK表示。长期以来一直是NAS电池目标应用领域的长时储能应用，如今正越来越多地由锂离子电池技术来满足。NGK自20世纪80年代起开始研发NAS电池，并率先实现了使用该技术的兆瓦级储能系统的商业化。这些电池能够以额定输出功率持续供电超过6小时，已安装在全世界超过250个地点，总容量约为5吉瓦时。然而，近年来，随着锂离子电池系统的平准化储能成本迅速降低，它们现在已能高效地提供甚至长达8小时或更长时间的储能，侵蚀了NAS电池的市场份额。展望未来，针对已承接的项目，NGK将在确认每位客户的意向后，从现有库存中继续进行发货和交付。对于即将订购的项目，同样可以从现有库存中完成交付。此外，公司将继续负责任地为已交付或计划交付的产品供应维护部件。技术背景NAS电池以钠为负极，硫为正极。β-氧化铝固体电解质仅允许钠离子通过。在放电过程中，钠在阳极被氧化，硫在阴极被还原形成多硫化物。在充电过程中，会再生出金属钠和单质硫。NAS电池的使用寿命为20年或7,300次充放电循环（以先到者为准）。其突出的卖点是其在隔热外壳内可耐受300°C–340°C的高温。这使其适用于各种环境温度（-45°C至+55°C），且无需空调。去年，NGK与巴斯夫旗下的巴斯夫固定式储能公司推出了新版本的钠硫电池。这款由合作伙伴共同开发的集装箱式NAS MODEL L24融合了多项技术改进。与旧型号相比，新型NAS电池的年衰减率显著降低，不到1%，这是通过减少电池单元内部的腐蚀实现的。

液流电池石墨流道产线定制方案与高效生产实践

液流电池作为一种大规模储能技术，其核心部件包括电堆、电解液和流体系统。其中，石墨流道作为电堆内部的关键结构，负责均匀分配电解液，保证电池反应的效率与稳定性。石墨流道的设计与制造质量直接影响液流电池的循环寿命和能量效率。因此，如何根据不同的电池设计定制石墨流道产线，并实现高效、稳定的生产，成为行业关注的重点。我们将从以下几个方面展开讨论：石墨流道在液流电池中的作用、定制产线的主要环节、高效生产的实践方法，以及常见问题的应对策略。1、石墨流道在液流电池中的功能液流电池的正负极电解液在循环泵的驱动下，分别流经电堆的正负极半电池。石墨流道位于双极板或电极框上，其主要作用包括：-引导电解液均匀分布到整个电极表面，避免局部流动死区，确保电化学反应充分进行；-维持电解液在电极内的停留时间，促进活性物质与电极的有效接触；-通过流道形状与尺寸的优化，降低流动阻力，减少泵功损耗；-保证电池长时间运行下，流道结构不发生变形或腐蚀，延长电堆使用寿命。在实际应用中，流道设计需与电极特性、电解液性质及运行条件相匹配。常见的流道形式有蛇形、平行、交指状等，不同构型对流动均匀性、压降及传质效果有显著影响。2、定制石墨流道产线的主要环节每个液流电池项目的电堆规格、功率等级和运行环境可能存在差异，因此石墨流道常需要“量身定制”。一条完整的定制产线通常包括以下环节：-需求分析与方案设计：首先明确客户对石墨流道的材料性能、尺寸精度、年产能等具体要求。例如，采用何种石墨材料？是模压成型还是机械加工？年产量需达到什么规模？在这一阶段，生产方与客户充分沟通，确定技术路线与基本参数。-材料选择与预处理：石墨材料的纯度、密度、机械强度及导电性多元化满足液流电池的运行条件。一般选用高纯石墨或复合石墨材料，保证耐腐蚀性与导电导热性能。部分应用场景需要对石墨进行浸渍处理，以增强其气密性和强度。-成型与加工工艺：根据流道结构复杂度与精度要求，选择适当的成型与加工方式。例如，对于简单流道可采用模压加烧结的一体成型工艺；复杂三维流道则多采用数控雕刻、激光加工等精密机械加工。加工过程中需控制好刀具参数、切削速度，避免石墨崩边、裂纹等缺陷。-检测与品质控制：每批次石墨流道多元化经过尺寸检测、气密性测试与导电性检查。采用三坐标测量仪、光学投影仪等设备，确保流道深度、宽度、间距等参数符合设计要求。同时对表面进行微观检查，防止毛刺或杂质影响密封与电解液流动。-包装与物流方案：石墨材料脆性较高，易在运输中破损。定制产线需设计专用包装，例如采用防震材料分层隔离，并制定合理的仓储与发货流程，确保产品完好送达客户。3、实现高效生产的几个关键点定制产线不仅要保证产品质量，还需提升生产效率、降低综合成本。以下是几个常见的高效生产实践：-模块化产线设计：将石墨流道生产流程划分为多个标准模块，如原料处理、粗加工、精加工、检测、包装等。当订单规格变化时，只需调整相应模块的工艺参数或夹具，即可快速切换，减少设备重新调试时间。-加工参数优化与自动化：通过工艺试验确定不同石墨材料的受欢迎切削速度、进给量等参数，编制标准化加工程序。引入机械手或自动化上下料系统，减少人工干预，提高加工一致性并降低劳动强度。-生产数据追溯与分析：为每件石墨流道赋予高标准编号，记录其材料批次、加工设备、操作人员、检测结果等信息。利用这些数据统计分析常见缺陷类型及其产生环节，持续改进工艺。-能耗与材料管理：石墨加工过程中会产生粉尘，需要配备除尘系统。同时对石墨边角料进行回收利用，例如粉碎后用于低密度石墨制品，降低原料成本。优化生产节拍，减少设备空转，控制电费等运行支出。4、常见问题与解决思路在石墨流道定制与生产过程中，常会遇到一些典型问题，以下是几个例子：-问题一：流道尺寸精度不稳定，部分产品超出公差范围可能原因包括刀具磨损、夹具松动或机床温度变化。解决办法是定期更换刀具，加强设备点检，并在加工环境中引入温控措施。同时，提高在线检测频率，及时发现偏差并调整。-问题二：石墨流道在装配或使用中出现破裂这一般与材料内部缺陷或加工应力集中有关。应对措施包括加强原材料入厂检验，优化刀具路径以减少尖角过渡，并在加工后增加应力释放工序，例如低温热处理。-问题三：生产成本偏高，难以满足客户预算若客户对成本敏感，可评估采用级配石墨材料或复合材料的可行性，在保证性能的前提下降低原料费用。同时，通过成组技术将相似规格订单集中生产，减少换型时间，提高设备利用率。5、总结液流电池石墨流道的产线定制是一项综合工程，涉及材料、机械、自动化等多个领域。成功的定制方案多元化基于客户实际需求，结合成熟的生产工艺与严格的质量控制。通过模块化设计、参数优化、数据追溯等手段，能够在保证产品一致性与可靠性的同时，提升产线整体效率，为液流电池的大规模应用提供关键部件支持。未来，随着新材料与新工艺的引入，石墨流道的制造精度与生产效率有望进一步提升，同时单位成本可能逐步下降。生产方需要持续关注行业技术动态，加强与电池设计方的协作，共同推动液流电池储能技术的发展。(包含AI智能生成内容)