700Ah+再获大订单，大电芯转向交付竞争

（本文作者为预见能源，钛媒体经授权发布）

文 | 预见能源

11月9日，远景科技集团与德国储能开发商ju:niz Energy签署第三个合作项目：巴伐利亚州Smareg13（VöhringenII）442MWh。项目采用Gen 8储能系统，搭载700Ah+电芯。落地后双方合作规模接近600MWh。

双方三个项目共用同一平台、同一规格，第三单规模超过前两单之和。这充分显示出远景动力700Ah+电芯在海外市场的认可度。

700Ah+能否成为主流规格，将会更多取决于产能被合同锁定的速度。

700Ah+的最强验证

Smareg13紧邻已投运的Smareg12，ju:niz负责开发、融资及建成后的长期运营，远景提供Gen 8系统平台与700Ah+电芯。

项目按4小时时长配置，模块化设计压缩占地，低噪音并非设备层面的修饰——站址处于声环境敏感区，噪音限值构成选址的硬约束。所谓构网能力，指电网受到扰动时储能可快速响应、自主维持电压与频率；VDE系列规范，则构成德国并网与电气安全的重要认证依据。

需求侧的缺口有数据支撑。德国联邦太阳能行业联合会10月披露，前三季度新增电池储能8.2GWh、同比增长91%，其中大型储能3.8GWh、增幅约350%，首次超过户用储能的3.2GWh，全年预计超过10GWh。

弗劳恩霍夫IEE测算，若再增加20GW、4小时配置的储能，每年可为消费者与联邦财政节省约39亿欧元。驱动力并非补贴，而是光伏出力扩张与网架约束之间的落差，在节点上沉淀为可计价的调节需求。

700Ah+的实质，是单颗电芯储能容量的量级跃迁。

以790Ah为例，远景公布的单颗额定能量超过2.5度电，一个442MWh电站所需电芯以十万计。单颗容量提升后，连接点、线缆、支架与消防等配套工程（BOP）同步减少，占地与施工量随之压缩。

逻辑并不复杂，代价却相当具体：每一个减少的连接点，都对应着可核算的成本下降与可靠性收益。

企业的目的是创造顾客，促成第三单的并非参数表，而是可核验的交付履历。

截至今年上半年，远景动力所交付电芯的项目已经覆盖20多个国家、超400个项目。远景能源高级副总裁、欧洲及拉美区域总裁Henry Peng将其归因于“互信”，更直接的表述是——稳定的交付记录，构成成本最低的获客方式。

高端市场的交付压力

2025年12月24日，德国修订《发电厂并网条例》（KraftNAV），将大型储能移出“发电厂队列”；2026年4月1日起，50Hertz、Amprion、TenneT与TransnetBW四家输电运营商改按项目成熟度分配接入容量：场址保障与审批状态、技术方案、申请方融资与实施能力、电网与系统效益四类各占25%，申请方还需缴纳5万欧元并网申请费。

德国联邦网络局监测显示，中压及以上并网申请积压9710份、对应约400GW/661GWh的规划容量，实际获批仅25GW/46GWh。

排序逻辑从“先申请”转为“先具备落地条件”，投机性占位被挤出，交付能力的核验则前置到设备环节：项目方要证明自身可建成，就必须锁定具备交付能力的供应商。

低噪音、构网、本地交付与电网协调，在德国已不是宣传用语，而是成熟度评估中可举证的能力项。远景将销售、工程、交付和并网协调环节置于当地，这套配置恰好覆盖新规则逐项核查的能力清单。仅凭低价报价进入的项目，在第一轮成熟度评估中即失去竞争力。

国内这一年同样在更换计算口径，只是落在收益端。

136号文取消强制配储，储能不再是新能源并网的前置条件；114号文首次为电网侧独立储能确立容量电价，相当于给随时待命的电站一份类保底收益，截至9月初已有9个省区发布相关政策（含征求意见稿），罗兰贝格预计可将项目内部收益率提升至8%-12%的健康区间。

高收益摆在面前，但交付的确定性才是定价的关键。