宁德时代：Tectrans Ⅱ，全球商用新答案

钠电池：未来三年产能加速落地，成本有望降至0.3元/Wh左右

近日，中科海钠与韩国VOLTA签署战略合作协议，在此前15MWh储能项目合作基础上，推动五年10GWh长期供货协议落地。虽然长期合作规模不能等同于实际交付量，但从项目合作走向长期供货安排，释放了一个值得关注的信号：钠电企业与下游客户的关系，正在从产品验证向持续供应延伸。把这一变化放到更大的产业图景中看，钠电的发展逻辑正在变得清晰。产能建设为规模交付准备条件，产业资本向电芯和关键材料环节投入，储能、两轮车、矿山运输等场景提供产品验证与商业化入口。表1  钠电行业总体数据此时真正值得讨论的，已不只是钠电有没有技术前景，而是它能否将性能优势转化为客户愿意持续付费的价值，找到能够率先立足的市场。产能扩张：百GWh规划，需要真实需求接住据CESA储能应用分会产业数据库统计，2026年1—7月，共跟踪到36个钠电扩产项目，规划年产能约165.7GWh，已披露投资总额超过605亿元。其中，投产及产品下线项目7个，开工或在建项目10个，其余处于签约、备案、环评等阶段。这组数据说明，钠电已经不再只是少数企业的研发项目，围绕其展开的制造布局正在形成规模。但165.7GWh首先代表产业对未来市场的预期，并不意味着相应产能已经全部建成，更不意味着这些产线已经满负荷运转。表2  2026年部分钠电产能与项目投资超威的项目提供了一个观察分期落地的具体样本。2026年6月，超威旗下安庆超仁钠离子电池项目一期投产。整个项目规划总投资35亿元、总产能6.5GWh，此次投产的一期产能为2GWh。总规划与当期投产规模之间，存在明确区别。对于新技术产业，分期建设并不必然意味着推进缓慢。先用一定规模的产线验证工艺、建立客户关系，再根据订单放大产能，反而有助于避免设备建成后，产品仍需反复调整的被动局面。瑞浦兰钧问顶®320Ah钠离子储能电芯因此，下一阶段的产能竞争，不应只是比较谁宣布的工厂更大，而要看谁能稳定生产合格电芯，谁能通过客户验证，谁能让产线按照订单持续运转。对钠电而言，厂房和设备解决的是“能不能生产”，良率、一致性和客户采购解决的，才是“能不能成为有效供给”。投资升温：资本开始同时押注工厂与供应链与扩产同步发生的，是融资回暖。按照CESA储能应用分会产业数据库统计，2026年前7个月，钠电行业发生20起融资事件，其中13起披露具体金额，合计约20.2亿元；A轮及A+轮融资占事件数量的一半。这意味着，一批企业仍处在从技术研发走向制造放大的阶段。资本需要支持的，不只是继续做出性能更好的样品，还包括建设产线、完善工艺，以及承担客户验证期间的投入。表3  2026年部分代表性钠电融资事件青钠科技是电芯制造端的代表。4月27日，公司宣布完成2亿元A轮战略融资，由遂宁产投独家投资，资金重点用于遂宁生产基地建设，推进8GWh钠离子电池智能化产线落地及投产扩容。材料端同样受到关注。4月7日，珈钠能源宣布完成数亿元A+轮融资，投资方包括深圳储能基金、亿纬锂能等，资金将用于钠电关键材料技术迭代、产能扩张和市场拓展。与单纯投资电芯工厂不同，这类投资进一步向上游材料能力延伸。从这两个案例可以看到，地方国资与产业资本的介入方式有所不同：前者通过制造项目参与产业布局，后者则有机会将材料研发、产品验证与下游需求连接起来。当然，股权投资并不自动等于采购承诺，能否形成稳定供货关系，仍取决于产品本身。这也是本轮投资需要回答的问题——钱投进去以后，究竟形成了一座工厂，还是形成了一套能够持续交付的制造体系？尤其要区分的是，20.2亿元是已披露融资规模，超过605亿元是项目计划投资，两者不是同一口径，不能视作已经全部落地的资金。对企业来说，比拿到一轮融资更重要的，是让融资节奏、扩产节奏和客户导入节奏相互匹配。应用场景：不是全面替锂，而是先解决具体问题国际能源署在2026年的分析中指出，钠电在低温等特定条件下具有竞争潜力，但在多数应用中，尚不能普遍低于磷酸铁锂的成本。资源端优势能否转化为产品端优势，还取决于材料体系、能量密度和制造规模。这决定了钠电更现实的路径，是先找到优势更有价值、短板更容易被接受的场景。对于储能业主来说，电芯采购价只是成本的一部分，真正影响项目回报的，还有循环寿命、充放电效率、温控能耗、可用容量和运维支出。钠电如果能够在特定工况下减少容量损失，或者降低长期更换与维护成本，即使初始价格未必最低，也可能获得进入项目的机会。但储能也不是没有门槛。能量密度较低可能增加占地、运输和系统集成成本，实验条件下的循环次数，也不能直接替代电站多年运行数据。最终比较的，应当是整套系统在全生命周期内交付电量的成本，而不是单一电芯参数。表4  钠电应用场景与商业化观察中科海钠总经理李树军在接受行业媒体采访时表示，钠电资源丰富，具备低温、快充、宽温域、高倍率和长寿命等优势，但现阶段能量密度偏低，电芯和集成成本仍高于磷酸铁锂电池。短期内，钠电更适合在调频、构网型混合储能、数据中心等对性能要求较高的场景切入；随着规模扩大和产业链成熟，其成本有望快速下降。李树军给出价格锚点：碳酸锂大概率围绕15万元/吨波动，未来2-3年维持紧平衡；仅电芯层面，钠电目前成本仍比锂电池贵40%-50%，但2028年后规模成本有望降至0.3元/Wh左右，届时主流市场将开始放量。两轮车和三轮车则提供了另一种商业入口。据报道，当前以两轮车为代表的小动力市场，已经成为钠电的重要出货领域。这个市场不仅比较续航，也比较购买价格、低温使用体验、更换频率与售后便利性。因此，钠电进入轻型交通工具，不能只理解为换一种电芯。整车适配、充电管理、维修服务和销售渠道都需要跟上。产品能够制造出来，与消费者愿意持续选择之间，还隔着一套完整的服务体系。表5  钠电应用案例、合作协议与交付计划工业车辆、矿山运输和短途商用车，则更适合从使用强度切入。客户关心的是每天能跑多少趟、补能需要多久、设备停机会损失多少收入。对这些用途而言，电池的价值未必由最长续航决定，而可能由高频作业中的稳定性决定。国际能源署在《2026年全球电动汽车展望》中，也将短续航汽车、城市轻型商用车、两三轮车、工业设备和固定式储能列为钠电较有潜力的应用方向。相比直接挑战所有长续航乘用车市场，这条路径更符合现阶段的技术特点。企业竞逐：巨头做系统，专业厂商寻找突破口围绕这些场景，不同企业已经展开了不同打法。宁德时代的推进方式，是将电芯、系统和下游客户合作放在一起。2026年4月27日，宁德时代与海博思创达成三年60GWh钠离子电池储能战略合作。它的重要性不只是协议规模，更在于电池企业与储能系统集成商开始围绕钠电展开长期协同。需要强调的是，合作规模并非已经完成的交付量。宁德时代天恒钠电储能系统（TENER Sodium）随后，宁德时代于6月发布天恒钠电储能系统。按照当时公布的安排，公司计划于2026年9月在中国市场交付首批系统，全年目标出货1GWh，全球市场计划于2027年6月启动交付。这些仍属于企业公布的交付计划，但它们提供了观察商业化进度的具体节点。表6  主要钠电企业及产业化路径比亚迪的布局，则体现了制造能力与应用端资源结合的思路。2023年，比亚迪旗下弗迪电池与淮海控股签约徐州钠离子电池项目，计划总投资100亿元、规划年产能30GWh，面向微型车辆等应用。这一历史规划不能直接视为当前已投产规模，但可以看出其将电池制造与终端市场相衔接的方向。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中科海钠这样的专业厂商，更需要用具体项目建立产品信誉。其与VOLTA的合作中，中科海钠负责电芯技术与制造，合作方承担系统集成及韩国本土市场推广。相比单纯输出电芯，这种分工能够把产品导入与当地应用需求连接起来。其他如超威进入钠电，则可以从既有轻型动力业务出发；青钠科技着重推进制造基地；珈钠能源等材料企业则在上游提供支撑。放在一起看，钠电的竞争已经不是一种单一模式，有企业追求系统平台能力，有企业深耕特定客户，还有企业通过关键材料参与产业化。表7  部分钠电技术参数与经济性指标对专业厂商而言，未必需要一开始就与巨头比较总产能。先在某一种工况、某一类客户中建立稳定交付记录，再逐步扩大市场，可能更有机会形成难以被简单复制的优势。项目落地：从首次示范，走向扩容与现场交付判断产业化是否加速，最终还要回到应用现场。2024年6月30日，大唐湖北钠离子新型储能电站一期工程投运，规模为50MW/100MWh。这样的项目，意味着钠电开始进入百兆瓦时级系统集成和电网运行环境，而不再局限于单体电芯或小型储能设备验证。更值得关注的，是运行之后继续扩容的案例。广西南宁伏林钠离子电池储能电站一期10MWh工程于2024年投运。2025年10月8日，二期扩建工程投运，新增40MWh，总容量提升至50MWh。据新华社报道，截至扩建投运时，一期已累计存储并释放超过130万千瓦时绿电。首次投运证明一种技术可以进入工程现场，运行后的扩容，则为观察后续采用提供了更进一步的证据。它当然不等于所有经济性问题已经解决，但相比仅有签约与规划，持续运行和新增建设更能说明应用正在向前推进。动力端也出现了具体交付。中科海钠披露，2026年7月，其与同力重工联合开发的钠离子电池纯电矿卡，在唐山三友矿山交付。车辆基于同力120E平台，搭载676kWh钠离子电池系统。对矿山客户而言，后续真正需要验证的，不是这辆车采用了哪一种热门技术，而是它能否稳定完成运输任务，能否减少补能和维护造成的停机，能否在长期使用中形成可接受的成本。百兆瓦时级电站、运行后的扩容项目，以及进入矿山的电动车辆，分别展示了钠电产业化的不同进度：系统能够建起来，设备能够运行下去，产品开始接受具体工况检验。接下来，还需要更多项目把这种能力复制出去。钠电真正的产业化和规模化，需要应用于适应其技术性能的多元细分场景，还需要稳定的供应链体系、上下游产业链的协同创新、数字化与智能化的制造能力以及降本增效，更也需要丰富的项目运行数据积累从而不断优化迭代升级。从行业长期发展看，钠电最有价值的未来，不是成为锂价上涨时被想起的备选方案，而是在适合自己的市场里，形成稳定、可靠、可复制的商业化运营能力。

攀枝花有座锂电“零碳工厂”

8月25日，阳光炽热，在当升蜀道（攀枝花）新材料有限公司厂区，近8万平方米的屋顶和空地上，光伏发电板将阳光转化为电能，一旁的白色储能舱整齐排列，指示灯不时闪烁。配电室内，攀枝花供电公司技术人员正在开展最后的验收调试。当天，随着0.65万千瓦分布式光伏发电系统与0.5万千瓦/1万千瓦时客户侧储能电站顺利并网，四川攀西地区首个零碳工厂智慧能源示范项目——雅砻江攀枝花当升蜀道零碳工厂示范项目正式投运。该厂区主要生产的磷酸（锰）铁锂正极材料，是锂电池产业链上的关键一环。去年1月，当升蜀道公司获得通标标准技术服务有限公司（SGS）颁发的碳中和宣告核查声明，成为攀西地区首家“零碳工厂”。锂电材料烧结、干燥等高能耗环节生产集中在白天，峰谷用电比例严重失衡，电费成本高。同时，工厂生产的锂电产品销往海外，对生产环节的低碳化要求也日益严格。去年8月，当升蜀道公司向攀枝花供电公司提出安装光伏发电及储能设备计量装置的需求。攀枝花供电公司了解到企业用能需要后，依托“园网共建”机制组建专项服务团队，利用能源大数据中心对企业近年的负荷特性进行深度分析，提出“光储协同+柔性调控”整体改造方案：光伏发电优先满足生产自用，富余电量存入储能系统；储能系统在谷段充电、峰段放电，通过峰谷价差降低用电成本，确保企业在不影响连续生产的前提下，用上更清洁、更经济的电能。去年12月，根据这一方案，当升蜀道公司利用厂区近8万平方米屋顶及空地，开始建设分布式光伏发电系统、客户侧储能系统及零碳智慧管控平台，采用自发自用消纳模式接入10千伏客户侧电网。在光伏发电和储能系统无法满足用电需求时，平台会自动从10千伏电网取电，全方位保障厂区生产用电稳定供应。光伏发电和储能系统接入原有供电系统，涉及复杂的电网交互安全状况。攀枝花供电公司提前介入并网方案设计，组织接入系统评审，优化并网点设置。设备安装完成后，该供电公司统筹调度、运检等专业部门，高效办理并网调度协议、购售电合同等手续。在并网验收阶段，供电公司技术人员逐项核验光伏逆变器、储能变流器等关键设备参数，进行电能质量测试和带负荷试验，确保各项指标符合电网安全运行标准。据估算，该项目分布式光伏年均发电量超1000万千瓦时；储能系统每天执行“两充两放”策略，年均削峰填谷电量超500万千瓦时；零碳智慧管控平台同步运行，实现源荷一体化智能调度，将绿电优先导向烧结、干燥等环节。“雅砻江攀枝花当升蜀道零碳工厂示范项目验证了源网荷储一体化模式在高载能工业领域的可行性。”攀枝花供电公司营销部副主任邓骏君说。项目投运前，攀枝花供电公司提前7个月完成当升科技110千伏变电站增容工程，将主变压器总容量从5万千伏安增至11.3万千伏安，供电能力翻倍，为智慧能源系统接入和厂区扩大产能提前留足余量。9月1日，当升蜀道公司零碳智慧管控平台的大屏幕上，实时显示着光伏发电量、储能充放电状态、厂区负荷曲线等数据。数据显示，光伏发电和储能系统运行平稳，“两充两放”策略精准执行，峰时段放电量逐日提升。该项目预计每年可节约标准煤超3000吨，减少二氧化碳排放超8000吨。攀枝花供电公司通过用电信息采集系统持续监测光储系统运行数据，向企业出具能效分析报告，根据光伏出力波动或产线临时调整提出储能充放电策略优化建议，帮助企业利用峰谷电价差压降电费支出。据测算，借助峰谷电价差及光伏发电自发自用，企业每年可压降成本超800万元。当前，攀枝花正加快打造百亿级锂电材料产业集群。依托钒钛资源与锂电产业的深度耦合，当地已构建起“磷—硫—铁—钛—锂”多资源循环经济产业生态，以当升蜀道公司为链主，串联带动上下游企业20余家，预计今年年底全市锂电材料产业产值将突破100亿元。攀枝花供电公司主动融入锂电产业发展格局，建立“一企一策”专属服务机制，为当升蜀道、川发龙蟒、目伦新材料等企业开通办电绿色通道，配备专属客户经理全程跟踪服务。该公司通过“三零”“三省”服务大幅压减企业办电时长与成本，常态化开展能效诊断，指导企业优化用电策略，并依托“园网共建”机制帮助锂电企业搭建智慧用能监测系统，为产业绿色低碳转型提供有力支撑。

南都AIOn Power锂电备电系统技术解码

楚能新能源襄阳70GWh锂电池产业园项目投产！

8月30日上午，楚能新能源襄阳70GWh锂电池产业园项目在襄阳高新区正式投产。标志着这座规划年产能70GWh的超级工厂正式由工程建设、设备安装调试阶段转入投产营运阶段。楚能新能源襄阳70GWh锂电池产业园项目2025年10月28日启动，从破土动工到首批产品下线仅用时10个月。项目占地1608亩，建筑面积105万平方米，是楚能目前智能化程度最高、垂直整合能力最强的生产基地之一。项目聚焦储能与动力两大核心赛道，投产后将规模化量产100Ah、588Ah、648Ah及更高容量大型储能电池、高倍率超级快充动力电池等更高安全、更高效率的全场景产品。全面达产后，每天将有近40万颗电池走向全球市场，预计年产值突破300亿元，带动就业5000余人。楚能新能源董事长代德明表示，襄阳楚能较原计划提前两个月实现投产目标。项目投产后，搭载行业领先的智能化系统和高精密度设备的高速柔性生产线，将兼容生产楚能自主研发的全新一代产品，具备大容量、高能效、长循环、高倍率等领先优势。楚能将紧抓产业发展黄金机遇，从人才、管理、制造、品质、市场等全方位打造襄阳楚能的竞争力，全力推动项目快达产、快增效、快提质，以实干担当赋能襄阳区域发展。未来，楚能将立足“储能+动力”双核心赛道，坚持技术创新、产品引领的发展战略，持续加大研发投入，不断拓展产品应用边界，以更高性能、更优品质的产品解决方案满足全球市场多元化需求，为全球能源转型贡献楚能力量。

宿迁时代储能携手澳洲Allegro Energy推动微乳液电解液技术产业化应用

近日，宿迁时代储能科技有限公司（以下简称“宿迁时代储能”）与澳大利亚长时储能企业 Allegro Energy 达成战略合作，双方将共同推进微乳液液流电池（MeFB）技术商业化规模制造，助力全球长时储能产业发展。澳大利亚 Allegro Energy 是一家位于新南威尔士州的长时储能技术开发商，拥有自主研发的水系微乳液电解液技术，依托水‑油‑表面活性剂，通过液相微结构调控赋能储能体系，与宿迁时代储能技术相结合，在不改变活性分子本体结构的条件下，大幅提升正负极有机活性物溶解能力，拓宽电解液电化学稳定窗口，同步提升电池能量密度与循环稳定性，为长时规模储能有机液流电池提供低成本、可规模化的创新解决方案。本次合作，宿迁时代储能将输出液流电池规模化制造、系统集成能力，为Allegro Energy的创新电解液技术提供GWh储能系统产业化落地平台。双方将在澳大利亚落地示范试点项目，完成技术逐级验证后，进一步开拓全球储能市场。未来，宿迁时代储能将持续深化全球产业布局，坚持技术创新与产业落地并举，携手全球合作伙伴，共同推动新型长时储能技术迭代，为全球能源转型贡献中国产业力量。