收益暴涨30%！全球疯抢中国‘老古董’成新风口

全球资金正悄然完成一场史诗级调仓。资本逐渐抛弃虚无的数字概念，重金砸向高重资产、低淘汰率的HALO资产。那些无法被AI代码替代的电网、储能等“老古董”，如今溢价狂飙。而中国凭借着极其强悍的全产业链基建，稳稳成为了全球最大的实物方舟。

这波重资产风潮前，国内相关的底层产业曾经历过漫长出清。

2022年分析师入行的时候，已经是整个电力设备新能源的周期高点，也是增速和供给端释放的高点。之后需求端增速维持得还不错，但供给端入局的商家太多，各个环节的单位盈利都明显下行，到了2024、2025年很多企业都不赚钱。

当时市场对需求太乐观，供给端释放比需求还多，市场都疯狂投产。所有光伏主产业链、储能、锂电的正极、负极、电解液，也包括电芯，全都出现了产能过剩的情况。国人赚钱的欲望很强，看到一个行业有50%到100%的增长，市场都想去分一杯羹。

储能本身是一个储能系统，一个电池柜加上PCS，电芯端往前的部分和锂电都是能共用的，比如正极、负极、电解液、隔膜这些环节都是共用的。电池系统和集成端，一般叫集成端，就是把电芯做成电池，再配套PCS、液冷这些做成集成柜，这部分偏轻资产，更偏渠道和品牌的生意。

所说的产能过剩，一般指的是电池往前的重资产部分的产能过剩，这部分大部分能和锂电共用。锂电产业链在2025年上半年以前都还是偏过剩的状况。国内的集成端因为偏轻资产，单位投资很少。2022、2023年碳酸锂价格比较高的时候，集成端最早的价格可能接近两块钱，现在已经通缩到只有四五毛钱的水平，大部分企业包括龙头企业都是亏钱的。

尽管曾经过剩，但宏观定调的纠偏让这些老古董迎来了转机。

需求端确实在增长，供给端锂电产业链从2023年开始，资本开支已经有明显下滑，产业界要么没那么多钱，要么已经意识到产能过剩的问题。还有一个关键节点是2025年二三月份的时候，能源局推出了136号文，明确提出不能把新建储能作为新能源新建的前置条件。

更早之前，很多地方建风电、光伏电站必须配套储能，对地方政府来说，光伏电站配储能，单位投资更多，能拉动地方GDP。能源局2025年发了那个文件之后，市场对需求比较悲观，2025年上半年行业还是比较惨淡的。但到了2025年下半年，市场发现136号文本质是把新能源推进市场。

原先风电、光伏上网拿的都是固定电价，比如燃煤标杆电价，三四毛钱。2026年开始投产的光伏电站，所有电量都进现货，只有一部分是机制电量做保证。进现货之后，发电侧不知道能拿到多少电价。过去几年以及未来几年投产的主要能源都是新能源，光伏的出力比较集中，一般从早上9点到下午17点出力，中午12点到下午3点是出力最高峰。

作为增量电的主要来源，中午的电价肯定是最低的，早高峰和晚高峰的电价是最高的。这种情况下，自然就存在电价套利的基础，中午把电存起来，早高峰晚高峰放出去。

2025年下半年的时候，市场本来都以为储能行业可能要完了，国内行业就完了，产业端也比较悲观。实际上2025年下半年内蒙等地方出台了强有力的支持政策，最后下半年储能需求还不错，甚至对2026年的需求比较乐观。

套利空间之所以存在，恰恰根植于电力系统对重资产调节能力的依赖。

早先的发电形式以火电为主，火电的特点是可以调节负荷，需要更多电的时候就提高出力，后半夜用电少的时候就调低负荷。但风电和光伏的出力没法确定，一片云过来光伏就没法出力，有风的时候风电才有出力，没风就没有。

新能源占比不断提高的背景下，出力和负荷不匹配的情况越来越多。比如光伏发电集中在下午2到3点，这个时候工厂用电比较多，但居民楼用电比较少，就会出现不匹配的现象。电这个商品没法储存，一发出来就必须用完，必须有装置缓解电网压力。

过去更多靠电网调节，比如新能源出力多了就下调火电出力。过去一段时间全国各地的火电，个别时段出力已经到了极限低的水平，有些时间点火电只能出20%-30%的负荷率，已经很极限了。火电毕竟一直在烧煤，不可能把负荷调到太低的水平。所以2025年以前，各地出于电力系统稳定性的考虑，推出强配储能的措施。

但这种强配是不那么市场化的手段，配了储能，当地不一定能给出收益模式，对电站投资方来说是个负担，甚至出现劣币驱逐良币的现象，许多人用更便宜的储能装置，有些地方的储能就是个铁疙瘩，根本用不起来。

能源局出于用市场手段引导的目的，推出了136号文。136号文以前，国内大概有一半的电是市场电，进电力市场交易，另一半是政府保证收购，一口价，只要电网没问题就能拿固定电价，这种方式不那么市场化。

随着传统保价退坡，充当HALO物理底座的基础设施必须探索出真实的商业回报。

目前大部分省份的储能盈利，大头还是靠峰谷价差套利。就是在现货市场电价低的时候，把电充进电池里，电价高的时候再把电放出去卖，赚中间的差价。

但客观来说，不少省份的峰谷价差，还达不到满足储能投资回报率的要求。近年能源局已经发文，加快推出储能容量电价，相当于只要建成储能电站，官方就认可其提供的容量价值，按照容量给储能电站固定收益。

比如内蒙的度电收益比较高，一度电可以补贴到两毛八的水平。大部分省份的政策出发点，是把峰谷价差补贴到刚好让储能投资回报率维持在8%左右，能吸引下游投资，也不会出现暴利的情况。这种补贴会计入当地电力系统运行费用，视情况由工商业用户或者上游发电企业承担。

海外电力市场的电价一般分为两部分，一部分是电量电价，也就是发一度电收一度电的钱；另一部分是容量电价，对应的是电力系统提供容量保障的价值。

分析师理解未来电改的方向，容量价值也会走市场化路线，比如电网每年放出一定量的容量指标，企业参与拍卖竞得，容量价格通过市场化方式形成。

国内2021年以前，电价都是政府财政出钱补贴的模式，产业规模发展速度快于财政支持力度，也导致了两网欠补的问题，拖欠早期风电、光伏电站的补贴。现在的储能容量补贴，已经改为通过系统运行费用的形式疏导。

这种模式有点像有一块地出租，既能挣土地租金，还能挣土地上产出的产物的钱。分析师要是家里有厂，还在这干嘛？要是工业厂房管理者应该知道，大工业电价其实已经是两步制：一部分是按实际用电量交的度电成本，另一部分是按使用的最高电压等级对应的容量，交一部分容量电价。

当国内彻底理顺逻辑后，AI引发的全球电荒让这波新风口的红利极度凸显。

现在市场讨论AI的资本开支，很多目光都集中在美国，马斯克在2023或2024年就公开说过，美国现在缺电。美国缺电主要体现在两个方面：第一是电网非常老旧，电网核心设施变压器的额定寿命大概是40年，而美国变压器的平均运行年限已经到了42年，电网支撑能力有很大问题。第二是缺可靠的电源。

海外不像中国以燃煤发电为主，大多是以燃气发电为主，现在海外天然气燃气轮机厂商的订单已经排到2027、2028、2029年，产能完全打满。

储能在这个过程中扮演的角色，一方面是支撑电网，弥补燃气轮机产能不足的缺口。燃气轮机是可靠电源，可以调节负荷，满产的时候可以搭配光伏、风电做补充，尤其是光伏。

但光伏出力有不确定性，需要依靠储能调节光伏出力。数据中心的用电整体比较平均，但个别时段会出现用电峰值，比如算力需求高的时候，会给电网造成负担，也需要储能做脉冲响应，在用电低谷的时候把电存起来，应对峰值需求。光伏只有中午出力最大，其他时段没法发电，也需要储能把电存起来，在没有光照的时候供电。

硬核资产作为社会底座的地位已无可撼动。

时代叙事已经彻底反转。在这个极度渴求安全感的世界里，收益的暴涨绝非短期资金的投机狂欢，而是资本对物理底层规律的重新敬畏。

中国大地上扎实生根的HALO资产，正以不可撼动的姿态重夺荣耀。这些昔日被轻视的“老古董”，注定是未来很长一段岁月里，最强劲、最坚挺的新风口。