一、双碳要闻
A. 政策指引
1. 工信部再次召开光伏反内卷座谈会
1月28日下午，工业和信息化部党组书记、部长李乐成主持召开光伏行业企业家座谈会，深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，听取重点企业及光伏行业协会对“反内卷”工作的意见建议，研究部署推进光伏行业治理工作。
会议强调，当前形势下，“反内卷”是光伏行业规范治理的主要矛盾，各部门要加强协同、同向发力，综合运用产能调控、标准引领、质量监督、价格执法、防范垄断风险、知识产权保护、促进技术进步等手段，以市场化、法治化手段共同推动光伏行业回归良性竞争、理性发展的轨道。光伏行业协会要积极履行职能，依法依规推进行业自律，创新方式方法，坚决破除行业“内卷式”竞争。
零碳解读：这是工信部自2025年下半年以来第三次就光伏“反内卷”召开企业座谈会。2025年7月3日，工信部长李乐成主持召开第十五次制造业企业座谈会，落实党中央、国务院决策部署，聚焦加快推动光伏产业高质量发展，听取光伏行业企业及行业协会情况介绍和意见建议。2025年8月19日，工信部等部门联合召开光伏产业座谈会部署进一步规范光伏产业竞争秩序工作。
2. 国家林草局、国家能源局联合下发风电用地新规
近日，国家林草局、国家能源局联合下发《关于支持风电开发建设规范使用林地草地有关工作的通知》。
内容指出，支持引导风电场项目科学布局。各级林草主管部门要与同级发展改革、自然资源、能源等主管部门做好国土空间规划、林草相关规划、风电发展规划、风电资源普查工作的衔接，提前指导项目选址，推动选址符合法律法规和政策要求，鼓励风电场项目开发空间集约复合利用，优先布局在沙漠、戈壁、荒漠等区域。生态保护红线、自然保护地、重要湿地、重点国有林区林地草地内不得新建、扩建风电场项目。
明确风电场项目改造升级要求。生态保护红线、自然保护地内依法已建成风电场项目，原则上不进行改造升级。生态保护红线、自然保护地外，重要湿地、重点国有林区林地草地、基本草原内依法已建成的风电场项目，可按照集约化、节约化的原则进行改造升级。鼓励用地单位将风电场项目改造升级后闲置的建设用地修复为林地、草地、湿地，推动风电开发建设与生态修复融合发展。上述区域内的风电场项目用地期满后，应当逐步有序退出，并做好生态修复。
零碳解读：这一政策体现了“生态优先、绿色发展”原则，在严格保护的前提下合理保障风电项目要素供给，推动风电产业高质量发展。
B.行业动态
3. 2025年底中国新能源汽车保有量达4397万辆
1月26日，公安部交通管理局微信公众号发布数据显示，据公安部统计，2025年全国机动车保有量达4.69亿辆，其中汽车3.66亿辆；机动车驾驶人达5.59亿人，其中汽车驾驶人5.25亿人。
截至2025年年底，全国新能源汽车保有量达4397万辆，占汽车总量的12.01%；其中纯电动汽车保有量3022万辆，占新能源汽车保有量的68.74%。2025年新注册登记新能源汽车1293万辆，占新注册登记汽车数量的49.38%，与2024年相比增加168万辆，增长14.93%。
零碳解读：这一数据发布于“两新”政策（汽车以旧换新、新能源汽车下乡）加力扩围的背景下。中国汽车工业协会表示，2025年，汽车行业顶住贸易保护和全球产业链重构等外部压力，克服技术攻关难题、行业内卷等多重挑战，展现出强大的发展韧性和活力，实现了产业规模与发展质量双提升。汽车产销连续三年保持3000万辆以上规模。
4. 全国9地取消固定分时电价
截至目前全国已有11个省市发布“取消固定分时电价”相关通知，提及对入市用户不再执行政府核定的固定分时电价，其中9地已明确落地取消政策，分别是贵州、河北（主要是河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南。江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段。
零碳解读：2025年12月17日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，标志着分时电价正式从“政府核定”迈入“随行就市”的市场化阶段。
5. 全球最大规模压缩空气储能项目全面投产
近日，由哈电集团参与建设的国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目2号机组实现一次并网成功，并同步达成满负荷发电。此举意味着全球规模最大的压缩空气储能电站已全面投入运营。
据悉，项目利用淮安地区丰富的地下盐穴资源，建设两套300兆瓦级非补燃式压缩空气储能机组，采用国际先进的“熔融盐+带压热媒水储热”非补燃型高温绝热压缩技术，储能容量达到2400兆瓦时，系统转换效率高达71%。
零碳解读：淮安盐穴压缩空气储能发电项目是我国首台套重大技术装备示范项目，同时也是目前全球已投产的最大规模压缩空气储能电站。项目标志着中国压缩空气储能技术实现了从示范应用到规模化的关键跨越，为长时储能技术商业化推广奠定了基础。
6. 投资110亿元，又一海上风电直连制氢项目启动
总投资110.9亿元的宝武清能（阳江）绿氢产业园项目，1月23日在广东省阳江市主平台产业新空间正式启动。
这个项目由中国宝武钢铁集团子公司宝武清洁能源有限公司投资建设。项目规划用地约1520亩，将建设成为目前粤港澳大湾区规模最大的绿氢产业项目，开创了我国“海上风电直接制氢”商业化应用的先河。项目依托1.5GW海上风电资源，整合风电与氢能全链条，通过“绿电直供、绿氢直连”，带动氢能装备、绿氨、绿色醇类等上下游产业集群发展。
零碳解读：项目规划建设年产8万吨绿氢生产基地，同步布局绿氨产品线、氢能先进装备生产基地、新型固态储氢材料及装备生产线、新型制氢装备创新研发中心等。宝武阳江项目的启动，标志着我国海上风电制氢从示范试验走向规模化商业应用阶段，对于推动“十五五”期间氢能产业规模化发展具有标杆意义。
7. 我国在建最大装机容量钠离子电池储能电站竣工验收
中国电建消息，近日，中国电建承建的我国在建最大装机容量钠离子电池储能电站，洪湖市100兆瓦/200兆瓦时钠离子储能电站示范项目一期通过竣工验收。作为湖北省首批新型储能试点示范项目，项目一期配置储能容量50兆瓦/100兆瓦时，新建1座容量为50兆瓦的110千伏升压站、新建1回110千伏线路至110千伏茅江变电站。
零碳解读：这一项目的竣工验收标志着钠离子电池储能技术从示范试验走向大型化、规模化商业应用的关键一步，为“十五五”期间新型储能产业发展提供了重要工程实践。
8. 我国光伏核心材料获关键突破
1月26日，据中国石油透露，被誉为工业黄金的高端材料聚烯烃弹性体，在新疆独山子石化实现气相法规模化生产。这一突破有效缓解了我国光伏等战略性新兴产业对该材料的进口依赖。
聚烯烃弹性体是一种性能独特的高端材料，它像是塑料与橡胶的结合体，兼具塑料的可加工性与橡胶的高弹性，成为光伏等战略性新兴产业的核心原材料。
零碳解读：我国聚烯烃弹性体长期依赖进口，进口依存度一度超过95%。此次攻克的聚烯烃弹性体气相聚合工艺工业化生产技术，填补了国内技术空白，相较于国际主流技术，这套自主研发的新工艺生产过程更加绿色，综合能耗降低约40%。这一突破为我国光伏产业降本增效、增强国际竞争力注入了强劲动能，有力保障了新能源等战略性新兴产业的供应链安全。
C.地方快讯
9. 新疆打造发展“绿色底座” 新能源装机占比达64%
截至目前，风光资源丰富的新疆已建成6个千万千瓦级新能源基地，新能源装机1.67亿千瓦，占全疆电力总装机的64%。自治区政府工作报告透露，6个千万千瓦级新能源基地遍布天山南北，分别是哈密市、昌吉回族自治州、乌鲁木齐市、巴音郭楞蒙古自治州、喀什地区和吐鲁番市。
从新疆电力交易中心有限公司获悉，2025年新疆全年绿电交易电量达434.3亿千瓦时，较上年增长230%，规模创历年新高，相当于减少标准煤燃烧1313万吨，减排二氧化碳3547万吨，绿色发展成效显著。
零碳解读：新疆是国家规划建设的大型清洁能源基地，正全力打造全国能源资源战略保障基地。从“能源大区”向“清洁能源高地”转型，扛起“西电东送”北部通道重任。新能源为新疆经济发展换上“绿色底座”，推动绿色低碳转型和高质量发展。
10. 内蒙古成为全球储能装机规模最大省份
近日，中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布2025年度全国储能数据。
其中提到，2025年，中国新增运行新型储能项目Top10省份依次为内蒙古、新疆、河北、云南、甘肃、山东、江苏、宁夏、青岛、广东，这些省份装机规模均超5 GWh，合计装机占比接近90%。
其中，西部省份全面领跑，内蒙古以能量和功率装机双第一的成绩超越美国加州，成为全球储能装机规模最大的省份，云南首次跻身Top10。
零碳解读：内蒙古作为国家能源革命综合改革试点地区和国家重要能源和战略资源基地，正依托得天独厚的风光资源禀赋，聚焦储能产业集群建设，加速构建新型储能产业高地。内蒙古在新型储能装机规模、项目单体容量、技术创新应用等方面均处于全球领先地位，已成为名副其实的“全球储能装机规模最大省份”。
二、专题碳讨
碳酸锂单日暴涨逾万元，锂价激变下的储能生态重构
据上海有色（SMM），1月26日SMM电池级碳酸锂指数价格178964元/吨，环比上一工作日上涨10004元/吨；电池级碳酸锂17.8-18.5万元/吨，均价18.15万元/吨，环比上一工作日上涨10500元/吨。
这一涨幅在价格敏感的新能源产业链中引发震动，意味着每吨碳酸锂当日增值超过一万元。
开年以来的市场走势更凸显了其强劲势头。受短期供需错位、政策指引等多重因素驱动，碳酸锂价格开年呈持续上升态势。从1月5日的电池级碳酸锂均价11.95万元/吨，一路攀升至1月26日的18.15万元/吨，在不到一个月的时间内累计涨幅高达52%。
若将时间线拉长，其增长幅度更为惊人。2025年7月底，电池级碳酸锂价格还未破8万元/吨。短短6个月，碳酸锂价格已经完成翻倍式的增长。
现货价格上涨传导至期货市场。1月份，碳酸锂期货主力合约LC2605上演“狂飙”走势，接连突破13万、14万、15万、16万、17万元关口，并于1月23日成功站上18万元/吨整数大关，与现货市场共振上行。
预期供给收紧和“抢出口”需求共同驱动
这场价格飙涨的背后是多重因素的共同推动。
从供给端看，严格的资源监管政策成为主要推手。7月1日，矿产资源法修订版正式实施，将锂纳入战略性矿产目录，并作为独立矿种管理，由自然资源部统一审批采矿许可证。由此，锂资源开采门槛大幅提高，供给收紧。此后的标志性事件是8月宁德时代控股的枧下窝矿因采矿证问题宣布停产。12月中旬，江西省宜春市自然资源局公示拟注销27个锂云母矿采矿权，这一被誉为“亚洲锂都”的心脏地带传来政策收紧的明确信号；紧接着，12月19日，宁德时代枧下窝锂矿进入首次环评信息公示阶段的消息被市场解读为复产进度不及预期。几则消息叠加在情绪上形成关键冲击。
需求侧的爆发则来自储能市场的超预期增长。国内储能发展逻辑已从行政推动的“强制配储”转向以投资回报率为核心的“经济性驱动”。
内蒙古、甘肃等10多个省份相继出台容量电价补偿机制，显著改善储能项目收益水平；海外方面，美国AIDC需求释放仍存空间，欧洲主要国家大储需求持续改善，中东、智利等新兴市场亦加快扩大储能装机规模。在此背景下，储能电芯出货量有望实现跨越式增长。
出口退税逐步取消，“抢出口”进一步推高碳酸锂价格。1月9日，中国财政部和国家税务总局发布公告，自2026年4月1日起至2026年12月31日，将电池产品的增值税出口退税率由9%下调至6%；2027年1月1日起，取消电池产品增值税出口退税。距离增值税出口退税率由9%下调至6%，仅有不到三个月时间，或引发“抢出口”潮推高碳酸锂价格。“我们4月前会‘抢货’，12月前也会‘抢货’。目前我们企业的产能第一季度是延续去年的状态，满工满产。”某头部锂电企业告诉新京报零碳研究院。
下游出现“面粉贵过面包”的倒挂现象
电池级碳酸锂作为决定电芯成本波动的核心变量，其价格走势对储能电芯制造商也能形成一定的压力传导。
以目前主流的314Ah储能电芯为例，其理论制造成本与碳酸锂价格高度联动。据SMM分析，自2025年10月10日至2026年1月26日，电池级碳酸锂均价从73550元/吨飙升至181500元/吨，涨幅高达146.77%。这一“翻倍式”的激增直接重构了电芯的BOM（物料清单）成本结构。在此背景下，根据模型测算，314Ah储能电芯的单Wh理论成本在短短三个半月内激增0.0885元/Wh，涨幅达31.6%，呈现出阶梯式的剧烈拉升。
然而，与成本端的质变形成鲜明对比的是，市场价格的传导存在显著的滞后性。据SMM 314Ah储能电芯价格指数，同期，SMM314Ah储能电芯价格指数从0.2995元/Wh上涨至0.3339元/Wh，涨幅远低于成本增幅，导致电芯市场出现严重的“成本倒挂”现象。这表明，上游原材料价格的剧烈波动，其冲击并非即时向下游传递，而是首先由电芯制造商以牺牲利润为代价来吸收和消化，从而对制造商的盈利能力构成了严峻挑战。
据SMM分析，受碳酸锂及电解液翻倍行情的直接驱动，叠加铜铝涨价，当前理论成本已攀升至 0.3683元/Wh。当前指数价格（0.3339元/Wh）已明显低于当前理论成本（0.3683元/Wh），这种“面粉贵过面包”的倒挂现象意味着，电芯制造商当前正承受着巨大的成本压力。市场目前主要依靠消耗前期低价原材料库存来维持交付，部分电芯厂正在以牺牲利润甚至亏损的方式维持市场份额。
后市展望，或为钠离子电池打开替代窗口？
当前这种“成本倒挂”的局面难以长期持续，市场正站在一个关键的十字路口。
根据SMM的分析，展望后市，随着低价库存的不断出清，成本压力显性化，电芯厂前期低价碳酸锂库存的消耗殆尽，新生产周期的电芯必须承载当前的原材料高成本。0.3339元/Wh的指数价格中枢或将上移。目前较高的报价区间不仅是电芯厂的盈亏平衡诉求，更是对未来原材料不确定性的防御。而随着下游项目开工和刚性交付需求的逼近，产业链对高价的接受程度将被迫提升。314Ah储能电芯价格或会结束滞后调整期，开启一轮补涨行情。
更深远的结构性变革正在酝酿。当锂电成本持续涨高时，钠离子电池的经济替代性窗口将被正式打开。目前，钠电产业链已初步成熟，其在资源安全、低温性能和成本潜力上的优势，可能使其在部分对价格敏感的大规模储能场景中形成实质性替代。近日，宁德时代发布天行Ⅱ轻商全场景定制化解决方案，包含超充版本、长续航版本、高温超充版本、低温版本、换电版本等。其中低温版本采用钠电池方案，-30℃下依旧可以正常充电。
中国电建消息，近日，中国电建承建的我国在建最大装机容量钠离子电池储能电站，洪湖市100兆瓦/200兆瓦时钠离子储能电站示范项目一期通过竣工验收。作为湖北省首批新型储能试点示范项目，项目一期配置储能容量50兆瓦/100兆瓦时，新建1座容量为50兆瓦的110千伏升压站、新建1回110千伏线路至110千伏茅江变电站。
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