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　　中美科技巨头展现强劲资本开支，算力投资有望持续提升。北美四大云厂商 META、谷歌、微软、亚马逊资本开支达到新高度，25Q2 分别同比增长 101%、 70%、23%、83%，同时部分企业在最新指引中上调其 25 年全年资本开支指引， 例如谷歌从 750 亿美元上调至 850 亿美元，META 从 640-720 亿美元上调至 660-720 亿美元。腾讯和阿里 25Q2 资本开支亦强势增长，分别同比增长 120%、 220%；中国企业资本开支相较于北美四大云厂商来说基数较低，中远期 Capex 仍有上调空间。阿里计划未来三年在 AI 基础设施投资 3800 亿元，并有望进一 步追加，阿里预计到 2032 年其数据中心容量将达到 2022 年的 10 倍，持续增长 的资本开支将有力推动数据中心建设超预期。未来随着中美科技巨头资本开支保 持强劲，全球算力投资有望持续提升。

　　随着服务器功率提升，电力基础设施重要性显著提高，利好电源环节。近年来服 务器功率快速提升，一方面是因为随着技术的升级迭代，GPU 单芯片算力提升 导致耗能增加，例如英伟达 A100 芯片功率为 400W，而当前主流的 B200 芯片 功率已达到 1000W；另一方面，互联技术的应用能够将多个 GPU 联网在一起， 从而使得服务器机架功率密度大幅增长，例如英伟达服务器机架功率将从 2024 年的 120kW 提升至 2028 年的 1000kW 以上。从电力基础设施维度来看，更大 的服务器功率带来更高的电源需求，同时由于高功率、大电流导致输电损耗凸显， 因此对电源性能亦提出了更高的要求，有利于电源价值量提升。

　　为了满足服务器功率持续提升的需求，AIDC 配电架构向 HVDC 和固态变压器演 进。2025 年 10 月英伟达发布的《800 VDC Architecture for Next-Generation Al Infrastructure》白皮书，明确了数据中心配电架构发展路线VDC 是下一代配电的最佳架构，因为从 415VAC 到 800VDC，相同截面积的 铜线VDC 电压难以在狭窄的机架空间内安全实施。此外，白皮书中亦强调了固 态变压器（SST）技术路线的重要性，英伟达表示正在探索中压整流器应用（将 中压交流电转换为 800VDC），并致力于将 SST 技术作为面向未来的设施配电 解决方案。

　　我国 HVDC 应用从通信网络开始，而后推广至互联网企业数据中心。最初 HVDC 技术在传统通信运营商的通信网络中应用较多，主要是因为通信设备通常采用 -48V 直流供电，运营商对直流电系统相对熟悉。后期随着经验积累，互联网运 营商建设数据中心时对 HVDC 应用的需求也快速提升。 海外数据中心 HVDC 应用处于起步阶段，27 年起有望快速推广应用。一方面， 北美部分云厂商此前便开始设计 HVDC 方案，例如谷歌在 OCP2024 上提出其± 400V 供电架构；另一方面，维谛此前宣布其 800VDC 电源产品组合将在 26 年 下半年发布，以配合 27 年英伟达 Rubin Ultra 平台的推出，英伟达亦在此前宣 布其 800VDC 架构将于 27 年开始部署，以支持 1MW 及以上的IT 机架功率需求。

　　固态变压器（SST）方案效率更高，是数据中心直流配电系统的未来发展趋势。 SST 采用第三代功率半导体取代传统变压器进行调压和整流，系统链路短、效率 高、体积小、重量轻、控制方便。根据为光能源，SST 方案相较于传统 UPS 方 案端到负荷效率提升 3%以上；以 100MW 数据中心为例，若负载率为 90%，效 率每提升 1%，每年可节省 788.40 万度，按 0.8 元/kWh 电价计算，每年可节省 约 630 万元电费。 高频变压器是 SST 的核心组件，亦是核心技术难点，其关键技术瓶颈包括容量 小、损耗密度高、大容量电池设计难等，系统复杂且成本较高。

　　功率密度的提升是服务器电源的核心发展趋势。由于服务器机架通常为标准设 计，需要在有限的空间内应用更多的设备以实现更高的处理能力密度，因此对于 服务器机架内部的服务器电源来说，提升功率密度的重要性进一步凸显。根据 Navitas，2023 年服务器电源的功率密度为 100W/inch3，未来有望达到 180W/inch3，后续需持续关注下一代 AI 服务器架构对服务器电源功率的影响。 高端 AI 服务器电源市场格局较为集中，具有较大市场份额提升空间。当前 AI 服 务器电源主要以台达、光宝科技等台系厂商为主，麦格米特凭借进入英伟达供应 链，未来有望持续提高市场份额，并随着英伟达服务器的出货持续放量。

　　固态电池是锂电池技术进步的终局方向，全固态电池商业化量产尚需 3-5 年，半 固态量产应用正在发生。2024 年初以来，智己 L6 固态电池装车引发的第一轮行 情围绕氧化物半固态电池展开；24 年 11 月由宁德时代、华为等全固态技术进展 催化，围绕硫化物全固态电池展开。2025 年以来，全固态电池的科学问题基本 已经解决，行业进入了中试线到量产线的阶段，考验企业的工程化、产品化能力。 半固态电池也已进入应用阶段，其在车端的应用成本不断降低，上汽名爵 MG4 采用的第二代半固态电池，把半固态电池量产车的价格带下沉至 10 万元级别。 半固态电池对安全和性能提升方面有其难以替代的价值，因此在一些付费能力较 高的应用领域将率先获得订单突破，具有预期差。其中，氧化物半固态体系进展 较快，且氧化物半固态电池技术路线对现有液态锂离子电池工艺设备改动较小， 成本增加可控，但固固界面接触差的问题需要通过引入聚合物或添加液体来改 善。建议关注半固态电池新进入者、氧化物/聚合物固态电解质、凝胶层、添加 剂等增量材料供应商以及受益弹性较大的公司，核心看业绩兑现。

　　全固态方向，硫化物电解质以及增量设备是 0-1 确定性较高的方向。 （1）材料端的核心变化在于硫化物固态电解质，其核心难点在于硫化锂的降本， 尤其还要兼顾硫化锂的纯度。 （2）设备端的核心变化在于前道干法工艺、激光设备、等静压等增量环节。干 法电极工艺是纯增量环节，省去了涂布、烘干、溶剂回收设备，增加了纤维化设 备，对辊压机要求大大提升。激光设备通过高精度、低热损、柔性化等特性，解 决固态电池厚极片加工、界面绝缘和电解质处理三大核心难题。等静压技术尤其 适用于硫化物固态电解质层的成型，解决界面接触问题，开始被引入到固态电池 生产领域。

　　国际海事组织的净零框架催生绿色燃料增量需求。2023 年，国际海事组织（IMO） 成员国就航运业脱碳的新路径达成一致，新的净零框架为：与 2008 年的航运业 温室气体排放相比，2030 年前减排 20%~30%，到 2040 年减排 70%~80%，到 2050 年实现净零排放。与此同时，航运业为实现 2030 年的阶段性减排目标， 近零排放燃料（NZF）的使用量占比需达到航运量燃料总用量的 5%~10%，即 0.6~1.2EJ 的 NZF（对应 1580~3160 万吨的重油当量）。

　　绿色甲醇是中期 NZF 的最优解。各类低温室气体排放燃料中， （1）生物柴油已经在船运业实现广泛应用。 （2）LNG 有着更高的能量密度、成熟的技术、完善的加注基础设施建设，可作 为短中期的过渡燃料，但是其本质仍为化石能源，全生命周期碳排放强度无法满 足 IMO 的 2050 年净零目标。截至 2025 年 8 月全球在运营 LNG 燃料船规模已 超过 1000 艘，储备订单近 1000 艘，在 2030 年前仍将是主流过渡燃料。 （3）绿氨燃烧仅产生 N2和 H2O，若采用绿氢合成全生命周期碳排放为零，且现 有用于灰氨的港口储罐和运输船网络可以通过改造的方式用于绿氨储运，但目前 氨燃料发动机技术尚未成熟、安全标准尚未完善、且氨的毒性与腐蚀性需要额外 的建造成本开支，因此现阶段较难实现规模化应用，长期来看具备应用潜力。 （4）绿色甲醇有着远低于 LNG 的碳排放强度，储运便利性高且安全性较好，当 前时点甲醇燃烧发动机技术已经较为成熟，但生产成本高和对生物质燃料的依赖 是限制其规模化应用的关键因素。随着绿氢生产成本的持续下降和碳捕集技术的 进一步成熟，绿色甲醇是中期维度实现净零框架最可行的过渡选项，尤其适合对 载货空间敏感的集装箱船队，这也成为各大船企的首要选择。

　　甲醇燃料船在运和订单规模近年来快速增长，供需阶段性错配推升绿色甲醇燃料 价格。随着 IMO 净零框架落地渐进，各大航运企业均积极布局并落地甲醇燃料 船订单，根据 DNV 统计，截至 2025 年 9 月运营中的甲醇燃料船为 77 艘（2023/24 年分别为 29/46 艘，连续两年增速超 50%），新增订单达到 359 艘（大部分为 集装箱船）；根据 Vessels Value 统计目前已运营的甲醇集装箱船需要甲醇燃料 约 93.49 万吨/年，而根据 DNV 统计目前用于航运业的绿色甲醇供应规模仅为约 10 万吨/年，阶段性的供需错配和成本的高企推升绿色甲醇燃料价格，根据上海 国际航运研究中心数据，上海港绿色甲醇的加注单价约为 7300 元/吨（估算）， 英国及荷兰主要港口的绿色甲醇到岸价超过 1100 美元/吨，远超各类其他燃料。 展望 2030 年，供给端：根据 GENA Solutions 的统计结果，预计 2030 年绿色 甲醇（包含生物质和电制）总产能有望达到 4390 万吨；需求端：2030 年的 NZF 需求为 0.6~1.2EJ，若其中的 5%~10%使用绿色甲醇，则 2030 年的绿色甲醇需 求将达到 1508~6030 万吨（绿色甲醇的热值为 19.9GJ/吨）。总体而言到 2030 年全球绿色甲醇产能可基本满足航运业使用需求，若航运业绿色甲醇使用进度超 预期、或绿色甲醇项目投产进度不及预期，则绿色甲醇供需紧缺态势有望持续。

　　激励措施有望保障绿色甲醇价格维持高位。国际航运公会（ICS）和国际船用燃 料协会（IBIA）向 IMO 提交了一份文件，敦促 IMO 利用“净零基金”为使用绿 色燃料的船舶推出强有力的经济激励措施，通过引入与缴纳碳税罚款相反的资金 奖励机制，改善现有绿色燃料转型面临的成本困境，加速航运业向净零排放转型。 根据马士基零碳航运中心的测算，当净零基金激励在 2030 年为 350 美元/tCO2e 时，哪怕电制甲醇价格维持在 1000 美元/吨的高位，100%使用电制甲醇的策略 和其他三种策略相比仍具备最优经济性。

　　根据《中国氢能发展报告 2025》，2024 年我国在氢能电力应用方面持续突破： 多类型燃料电池发电和热电联供装机规模超 2 万千瓦；百千瓦级固体氧化物电氢 双向转换装置开展示范应用；百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功；F 级50 兆瓦重型燃气轮机完成燃烧器掺烧 30%氢气全尺寸全温全压试验；兆瓦级纯 氢燃气轮机完成整机试验验证。 根据我们的测算，随着新能源发电成本的持续降低，未来当绿氢生产成本降至 10 元/kg 时（同时假设燃料电池单瓦投资降至 2000 元/kW），461 元/吨的碳价 可实现氢气发电和煤电的度电成本平价；而从降低我国煤炭需求和碳排放量的角 度考虑，假设 2030 年我国全社会用电量提升至 12.46 万亿度，在 50%电力供应 来自火电同时 20%将由氢气发电替代的背景下，7478 万吨的氢气发电可以减少 3.77 亿吨标煤需求和 10.26 亿吨二氧化碳排放量。

　　2025 年 9 月 27 日，欧阳明高院士太原能源低碳发展论坛上表示，“氢能现 在其实是一个低点，今后 5 年是爆发之前的准备期，大概在 2030 年到 2035 年就会大爆发”。 氢能产业的发展离不开持续性降本（无论是早期的规模化降本，还是后期通 过技术进步和材料工艺优化持续降本）。未来 5 年可再生能源的发电成本将 持续下降，电解制氢的成本也有望随着规模化、技术整合、制造水平提升以 及技术创新等因素而持续降低。根据 IEA 预测，2030 年中国在可再生能源 发电最优地区生产氢气的成本有望与化石燃料制氢成本（未配备 CCUS）处 于同一区间，这也是绿氢对灰氢实现大规模替代的必要条件。

　　氢能产业的发展也离不开产业和国家层面的补贴/激励等政策对下游各类使 用场景商业化应用的支持。无论是早期对氢能重卡购置的购置补贴，还是近 期国家能源局局长王宏志署名文章中提出要“加强绿氢制输储用一体化发展 布局，并重点向绿氢冶金、绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航煤等方向延伸绿 电制氢产业链和价值链”，均体现出我国正逐步加大对氢能应用的政策支持 力度。从国际维度看，IMO 对超标排放船舶将实施阶梯式碳税等惩处措施将 逼航运企业加速放弃传统燃油并转向氢能等零碳燃料，与此同时“净零基金” 的设立则为氢能应用提供了关键资金支撑。这种“政策支持+规则约束+基金 激励”的组合是氢能下游各类消纳方式逐步实现商业化的关键。

　　根据我们的测算，当绿电价格在 0.3 元/kWh 时，我国绿氢/绿氨/绿醇制备和用 传统方式制备相比均无法实现平价；随着风光发电成本进一步下降至 0.2 元 /kWh，同时碳配额成本上升至 191/396 元/吨时（既可能来自于我国碳市场逐 步完善后碳配额成本的上升，也可能通过把我国绿色化工产品销往海外碳税价格 更高的国家以实现），绿氨/绿醇已可以实现与合成氨/工业甲醇的平价，绿色氢 氨醇产业有望迎来新的发展契机和更为广阔的发展空间。

　　预计 2026 年国内储能装机持续景气：在有储能电站盈利持续改善预期的情况下， 各方资金加速入场建设储能。根据储能与电力市场统计，2025 年 1-9 月，国内 储能采招（包含储能系统和 EPC）合计 313GWh，同比+185%。一方面，电力 央企的集采持续进行，另一方面，在储能电站 IRR 较好的预期下，社会资本对储 能电站的投资力度加大。以河北省为例，在 2025 年 10 月河北省发布的独立储 能试点项目清单中，共有 97 个项目，共涉及 78 个业主，集中度非常低，其中 绝大多数业主均只入选 1 个项目。各方资本加速入场，抢并网时间节点、抢优质 并网位置，使得国内储能建设持续加速。

　　各省电力现货市场逐步完善，叠加储能容量电价预期，储能电站的盈利模型预计 将持续改善。在理想的大型独立储能电站的收入构成中，主要是调峰收益和容量 补偿两大部分，调频等辅助服务收益作为补充。目前来看，调峰收益和容量补偿 收益均有望提升。 启动电力现货市场的省份越来越多。调峰收益最理想的方式是通过在电力现货市 场中低充高放来实现。此前只有广东、山西、山东、甘肃、内蒙古等个别省份有 电力现货市场运行。最近一年以来，湖北、浙江、安徽、陕西、福建、辽宁等省 份均已开始启动电力现货市场的连续结算，预计随着电力市场化的持续推进，越 来越多的省份会开启电力现货市场。 预计电力现货市场中的价差逐渐走阔。根据兰木达电力现货数据，部分省份、部 分月份分时平均峰谷差已超过 500 元/MWh，在此价差情况下，若储能电站每日 能维持一充一放，就可以有较为可观的收益率；而在 200-300 元/MWh 价差下， 则需要容量电价进行补充。随着光伏、风电的持续市场化，预计电力现货市场中 的价差整体呈现扩大趋势，储能电站调峰的套利空间也会进一步走阔。

　　预计各省份对储能的容量补偿政策逐步出台，这将成为储能电站收入中的重要组 成部分。在强配取消后，储能电站收取的来自风光场站的租赁费收益也随之取消， 在此情况下，继续通过容量补偿来体现储能电站对电力系统的支撑作用。此前视 本省的消纳情况等因素，部分省份出台过对储能的容量补偿政策。今年下半年， 甘肃、宁夏先后发文，将储能与煤电机组并列，享有对应的容量电价。今年 9 月份，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》发布，明确要 推动完善新型储能等的容量电价机制，随着风光消纳压力的持续显现，预计其他 省份也会陆续出台相关政策，给予储能电站相应的补偿政策。

　　美国当前储能需求旺盛。一方面，中美关税风险持续存在，美国业主在关税相对 正常的情况下，加速了提货流程；另一方面，2026 年开始，根据美丽案， 储能电站中来自中国的设备超出一定比例的情况，不再享有补贴，也存在着较大 的风险，因此在 2025 年也出现了抢开工的情况。 美国电力系统中，面临着用电量快速增长但电源侧稳定电源建设较慢的矛盾。 用电侧 AI 数据中心用电量超预期。根据 DOE 预测，2025~2030 年，美国尖峰 负荷平均增速在 2.3%（若无 AIDC 刺激，增速预计在 1.1%）。若 AIDC 建设进 一步超预期，尖峰负荷增速也会进一步超预期。根据 EIA 预测，2025/2026 年美 国整体用电量增速在 2%左右。由于 AI 数据中心的加速投运，ERCOT 和 PJM 区 域用电量大幅增长，预计 ERCOT25/26 年平均用电量增速在 11%，PJM 在 4%。

　　储能需求端的超预期，带来了供给侧部分环节的紧张，主要是 314Ah 电芯环节。 根据高工储能的调研，目前 314Ah 电芯订单排产到 2026 年，产线满负荷运转； 价格端也出现了小幅上涨，2025 年上半年，一二线 元/Wh，三四线 月份，一二线Ah 电芯价格涨到了 0.3-0.34 元/Wh，三四线Ah 储能电芯的紧缺，一方面系需求的超预期，另一方面系当前各大厂商处 于向更大容量电芯切换的关口期。2025 年，宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、海 辰储能、中创新航、远景动力等电芯企业均发布了 500Ah+的大电芯，部分厂商 的大电芯已实现量产，但进一步放量主要集中在 2026H1。因此，314Ah 电芯紧 缺程度主要看 500Ah 大电芯在 26 年的放量节奏。