行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻转型，从拼价格转向拼价值，从电力系统可选配角升级为核心枢纽，撑起万亿级赛道 [1] - 行业当前面临的核心挑战是储能时长不足，当新能源装机占比超过20%时，4小时以上储能成为刚需，占比突破50%时，10小时以上长时储能必不可少 [2] - 储能与氢能发展窗口期开启，驱动逻辑发生根本转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [6] 技术路线多元化 - 储能技术告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”的新阶段，锂电池主导中短期市场，铅电池、液流电池、空气电池、压缩空气储能等技术在长时储能领域加速突破 [2] - 长时储能的突破关键在于材料革命，通过材料创新提升性能、降低成本，例如GCL－PHY干法制备正极材料大幅降低工艺成本和能耗，硅碳负极逐步替代传统负极材料 [3] - 未来技术发展强调多能融合与协同，坚持铅、锂、氢、钠等多种技术路线并举以应对多元场景需求 [6] 市场机制与商业模式 - 容量电价机制和辅助服务市场的完善将推动行业从低价竞争转向价值竞争，通过源网荷储一体化协同催生新质生产力 [4] - 新型储能的市场机制、商业模式和标准体系在“十五五”时期将逐步健全，适应新型电力系统的稳定发展 [4] - 电价波动等不确定性倒逼储能发展重心向电网侧转移，容量市场的建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [4] 应用场景与未来展望 - 储能的核心价值在于为风能、太阳能等间歇性新能源补能，使其具备容量支撑与辅助服务能力 [5] - 到2030年，储能装机规模有望实现近10倍增长，氢能产业也将步入爆发式成长期 [6] - 储能系统正成为算力核心基础设施，预计到2030年算力构成中95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求，推动风光储算一体化平台发展 [6]

行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻转型，从拼价格转向拼价值，装机规模有望大幅增长，撑起万亿级赛道 [1] - 行业转型由技术路线多元化、市场机制完善和多能协同融合等多维度驱动，旨在破解长时储能不足等痛点 [1] - 驱动逻辑发生根本转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [6] 技术路线多元化发展 - 储能技术告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”的新阶段，锂电池仍主导中短期市场，但铅电池、液流电池、压缩空气储能等技术在特定场景加速突破 [2] - 长时储能成为新型电力系统刚需，当新能源装机占比超过20%时，4小时以上储能是刚需，占比突破50%时需10小时以上长时储能 [2] - 材料革命是长时储能突破的关键，通过干法新工艺等材料创新可大幅降低工艺成本和能耗 [3] 市场机制与商业模式演进 - 容量电价机制和辅助服务市场的完善将推动行业从低价竞争转向价值竞争 [4] - 电价波动等不确定性促使储能发展重心向电网侧转移，容量市场的建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [4] - “十五五”时期新型储能的市场机制、商业模式和标准体系将逐步健全，步入全面市场化发展新阶段 [4] 多能融合与未来应用场景 - 未来关键在于协同，需构建多能融合生态系统以应对多元场景下的复杂需求 [6] - 储能核心价值在于为新能源补能，解决间歇性问题，使其具备容量支撑与辅助服务能力 [6] - 储能系统正成为算力核心基础设施，到2030年算力构成中95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求，推动风光储算一体化平台发展 [6] 产业发展规模预测 - 到2030年储能装机规模有望实现近10倍增长 [6] - “十五五”时期是储能与氢能发展的关键窗口期，氢能产业也将步入爆发式成长期 [6]

行业转型与核心驱动力 - 储能产业正经历深刻材料革命，技术路线从锂电独秀迈向百花齐放，长时储能已成为新型电力系统建设刚需 [1] - 行业通过技术路线多元化、市场机制完善、多能协同融合等维度，破解长时储能不足、安全风险、全球化程度低等痛点，实现从拼价格向拼价值的转变 [1] - “十五五”时期将是储能与氢能发展的关键窗口期，产业驱动逻辑已发生根本性转变，政策体系从引导走向夯实，市场应用从试点推向刚需，产业定位从配套升级为核心 [4] - 业内预测到2030年储能装机规模有望实现近10倍增长，氢能产业也将步入爆发式成长期 [4] 长时储能的技术需求与突破 - 当新能源总装机占比超过20%时，4小时以上储能将成为刚需，当新能源装机占比突破50%时，10小时以上长时储能必不可少 [2] - 实现6小时级储能可有效缓解当前新能源消纳、电网调峰等诸多难题 [2] - 长时储能的突破关键在于材料革命，需实现技术性、经济性与安全性的平衡 [2] - 行业内已涌现突破性成果，如GCL-PHY法制备正极材料开辟干法新工艺，摆脱对化工园区依赖，大幅降低工艺成本与能耗指标 [2] - 在负极材料领域，传统材料正逐步被硅碳负极替代，并研发单边、多边等多种形态的硅碳负极，同时发力下一代新型碳材料以满足固态电池等前沿技术需求 [2] 技术路线多元化发展 - “十五五”期间储能技术将告别单一化，进入“成熟分化、场景融合”新阶段 [1] - 锂电池因建设周期短、部署灵活等优势仍将主导中短期内市场 [1] - 铅电池在数据中心、分布式电源等场景的性价比优势持续凸显 [1] - 液流电池、空气电池、压缩空气储能等技术在长时储能领域将加速突破 [1] - 未来关键在于协同，构建多能融合生态系统，坚持铅、锂、氢、钠等多种技术路线并举以应对多元场景复杂需求 [5] 市场机制与商业模式演进 - 随着容量电价机制、辅助服务市场完善，储能产业将从拼价格转向拼价值，通过源网荷储一体化协同催生新质生产力 [2] - 低价竞争导致企业利润微薄、制约技术创新已成为行业共识 [2] - 电价波动、用户用电变量等政策与市场不确定性倒逼储能发展重心向电网侧转移，容量市场建立将为电网侧储能提供关键效益支撑 [3] - “十五五”时期新型储能市场机制、商业模式、标准体系将逐步健全，适应新型电力系统稳定发展 [3] 核心价值与应用场景拓展 - 储能核心价值在于为新能源补能，解决风能、太阳能间歇性问题，使其从只有电量价值升级为具备容量支撑与辅助服务能力 [3] - 电源无储不立，电网无储不稳，电荷无储不灵，储能系统正在成为算力核心基础设施 [5] - 到2030年，算力构成中将有95%为推理算力，对电网实时平衡能力提出更高要求 [5] - 协鑫集团正研究在中东地区搭建风光储算一体化平台，通过多能融合把握储能产业投资机遇 [5]

行业投资评级 - 行业投资评级为“推荐”，预计行业基本面向好，行业指数将跑赢基准指数 [22][23] 核心观点 - 新能源发电并网比例迅速提高使储能从“可选项”变为“必选项” [3] - 储能的结构性需求确立，经济性加速兑现，推动行业景气度维持高位 [1][3] - 预计2-4小时储能与长时储能的分层配置将成为主流，带动设备-系统-运营全链协同升级 [3][19] 新能源发电规模提升与储能重要性 - 欧盟2024年新能源发电占比达28.5%，面临电价波动、负电价、弃风弃光、系统惯量承压等问题 [4] - 据ENTSO-E测算，欧盟到2030年前额外配置约56GW储能，可减少弃风弃光约30TWh/年，降低年度系统成本80亿欧元，年减二氧化碳排放约1900万吨 [3][6] - 国内2024年8月至2025年7月新能源发电占比已达21.6%，进入需配置储能的发展阶段 [8] - 当新能源发电占比超过50%成为主体电源后，长时储能（超过4小时）将成为重要发展方向 [3][8] 中国储能商业化破局与市场模式 - 国家能源局发布136号文，打破强制配储模式，强化市场化定价机制 [13] - 山东市场机制成熟：独立储能、虚拟电厂拥有市场参与渠道，能量套利、辅助服务、容量补偿等多元收益可叠加 [3][14] - 山东储能项目测算显示，在含税价差0.6元/kWh、实现1次/日周转并叠加0.15–0.25元/kWh辅助服务收入条件下，动态回收期可压至5–6年 [14] - 广东峰谷价差高（珠三角五市可达1.297元/kWh），但独立储能可持续盈利更依赖多元化收益叠加 [15] - 江苏、浙江、内蒙、新疆、甘肃、河北等地市场化进程与盈利模式各有特色，处于不同发展阶段 [3][15] 储能行业扩产与投资动态 - 上半年国内储能相关上市公司开展一批扩产、增资和投建计划，呈现“制造扩产+工程落地+资本加码+海外布局”的并行格局 [16][17] - 宁德时代规划建设年产能40GWh储能/动力通用产线 [18] - 亿纬锂能启动新一代MB56储能电池量产，并在马来西亚投资86.54亿元建设储能电池项目 [16][18] - 中创新航成都项目二期总投资120亿元，达产后形成约30GWh能力；瑞浦兰钧印尼工厂预计年产8GWh [17][18] - 中国能建推进压缩空气储能电站项目（应城二期2×300MW、潜江350MW级），显示非锂技术路线同步发展 [17][18] - 资本侧加码：赣锋锂业提供不超过8亿元财务资助；科力远将储能产业基金规模扩大5亿元 [17][18]

**海博思创电话会议纪要关键要点总结** 涉及的行业与公司 * 行业为储能系统集成行业，特别是大型储能（大储）领域[2][7] * 公司为海博思创，是国内储能系统集成的龙头企业[3][28] 核心业务与财务表现 * 公司业务高度聚焦，2025年上半年储能系统集成营收占比高达99.77%[2][5] * 2025年二季度实际出货量为6.57GWh，实现利润2.22亿元，略超预期[2][5] * 公司给出明确的未来几年出货量指引：2025年30GWh，并计划逐步提升至70、100、120GWh[2][3] * 盈利预测：2025年预计利润约9亿元，2026年约17亿元，2027-2028年归母净利润预计在25~32亿元左右[4][21] * 分市场预测：2025年国内出货约25GWh（毛利率16%），海外出货约5GWh（毛利率30%）[4][21] 市场前景与行业趋势 * 国内储能市场高速增长，预计2025年装机目标为140~150GWh，同比增长超30%[2][7] * 政策驱动是重要因素，《136号文》推动从新能源强制配储向独立储能转型[7] * 近期招标数据强劲，2025年8月招标规模近70GWh，创历史新高，预示未来装机将持续增长[14] * 国家发改委行动方案指引2027年储能装机规模达180GWh以上，但公司认为此指引保守，预计2025至2027年新增规模在100至200GW之间，考虑时长因素，容量规模可能超600GWh[11][12] * 公司预测2025至2027年国内储能新增装机规模分别为137、210和225.5 GWh，复合增速超30%[13] 竞争优势与核心能力 * 具备完整的储能系统集成生产能力，核心零部件PCS、EMS、BMS等均为自研，仅电芯外采，技术优势显著[3][18] * 强大的成本控制和供应链管理能力，在国内激烈竞争环境中保持高毛利率（最新季度毛利率18%，远超同行10%水平）[4][29] * 通过资源整合（如与客户共同参与前期电站投资）提升设备价格和品牌溢价[29][31] * 客户质量高，多为五大六小头部厂商，项目数量多且产线连续生产，具有规模成本优势[18][29] * 业务纯粹，专注于储能，无光伏业务，成长性强劲，出货量指引连续翻倍[28] 海外市场拓展 * 海外市场是重要增长点，业务分布为欧洲65%、美国10%、其余25%在澳大利亚及亚太新兴市场[2][3] * 海外市场单价和盈利水平显著高于国内，为公司营收和利润提供强劲动力[2][3][16] * 海外订单落实约13GWh，美国市场后续可能超预期[22] * 公司正进行销售框架调整，成立战略规划部门以补齐区域布局短板[23] 供应链与运维服务 * 与宁德时代等头部电芯厂商签订保供协议，保障供应稳定，同时供应商趋于多元化（宁德时代供应比例从2021年87%降至2024年37%）[18] * 电芯价格上涨对整体影响不大，头部公司维持在0.4元/瓦时即可实现盈利平衡[15][20] * 运维服务成为第二增长曲线，预计2025年底参与运维容量超20GWh，运维费约1,500~2,000万元/GWh，加上分成，预计2025年贡献收入约1.2亿元，净利润约0.6亿元[2][18] * 运营优势包括AI和软件算法技术、约40个项目的运营经验，以及通过数据反馈加强硬件研发的能力[24] 其他重要信息 * 公司股权结构稳定，董事长张建忠及其妻子合计持股约21%，并已实施两轮股权激励，管理层信心充足[6] * 公司成立于2011年，经历战略调整后完全聚焦于储能系统集成[9] * 公司积极布局固态电池等前沿技术，与未来新能源成立合资子公司[20]

压缩空气储能行业概述 - 压缩空气储能是一种通过用电低谷压缩空气储存、用电高峰释放空气发电的大规模物理储能技术 [1] - 行业正迎来技术突破与规模化应用的关键阶段 并成为能源领域的研究和投资热点 [1] - 近两年成本下降非常快 全寿命周期成本与电化学储能相比已具有竞争优势 [1] 山东肥城示范项目详情 - 项目总投资达36.4亿元 是当前行业单井口径最大、运行压力最高的示范项目 [4] - 设计充电时长8小时、连续满功率发电时长6小时 预计年平均上网电量11.88亿度 可满足60万户家庭全年用电需求 [4] - 项目每年可节约标准煤约31万吨 减排二氧化碳约60万吨 [4] - 项目占地221亩 利用地下1300米深处两个总容量90万立方米的盐穴作为储气库 电网低谷时每小时可消纳77万度电 [4] - 根据计划 项目将于2025年底具备机组倒送电条件 预计2026年6月份实现首台机组并网发电 [5] 资源禀赋与地理优势 - 肥城市是国内最大的井矿盐生产基地 已探明岩盐储量达52.2亿吨 长期采矿形成46对盐穴 地下腔体总面积超2000万立方米 且每年新增盐穴约300万立方米 [5] - 盐岩具有良好的蠕变性 能在高压下自动密封微小裂缝 其170个大气压的承压能力与超50万立方米的单穴储气容量满足大规模压缩空气储能需求 [5] - 废弃盐穴凭借独特地质优势成为压缩空气储能的理想载体 [5] 行业发展与投资建设 - 压缩空气储能核心优势在于储能容量大、储能周期长、投资成本相对较低以及使用寿命长 被认为是最适宜GW级大规模商业应用的储能技术路线之一 [7] - 2021年9月国际首套10MW先进压缩空气储能示范电站在肥城成功并网发电 为国内首个压缩空气储能商业电站 [7] - 2025年4月2日全球最大压缩空气储能电站——山东泰安350兆瓦盐穴储能项目正式投运 [7] - 2024年中国新型储能新增装机规模达4237万千瓦 累计装机突破7376万千瓦 其中压缩空气储能市场占比持续提升 [8] - 中国在压缩空气储能领域的关键设备国产化率已突破90% [8] 经济性与成本趋势 - 目前压缩空气储能单位投资成本在6000元至7000元/千瓦 随着核心设备国产化率提升成本仍具下降空间 [10] - 2025年至2027年单位投资成本预计将随着规模化效应和技术成熟度提升而持续下降 [10] - 预计到2027年压缩空气储能的单位投资强度将较当前水平再下降15%以上 投资回报周期有望缩短至8—10年 [11] 政策支持与商业模式 - 根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》规划 到2027年全国新型储能装机规模将突破1.8亿千瓦 压缩空气储能将获得政策和资金双重倾斜 [10] - 山东省出台政策明确支持储能项目参与电力现货市场 并规定连续发电4小时及以上的盐穴储能容量补偿标准为锂电池储能的2倍 [11] - 已有超过20个省份出台了具体实施方案 山东、甘肃、内蒙古等推出了电力现货交易、电网辅助服务等多元化政策支持 [11] - 商业模式主要包括容量型、电量型以及电力辅助服务 通过共享储能租赁、容量补偿、调峰容量市场以及参与现货市场赚取电价差等方式形成收益 [10]

行业技术与发展阶段 - 压缩空气储能技术通过用电低谷压缩空气储存、用电高峰释放空气发电实现电力削峰填谷和可再生能源消纳 [1] - 该技术作为极具发展潜力的大规模物理储能技术 具有储能容量大 储能周期长 投资成本相对较低及使用寿命长的核心优势 [4] - 行业正迎来技术突破与规模化应用的关键阶段 进入发展新阶段和黄金发展期 [1][5] - 中国300MW压缩空气储能发电技术已日臻成熟 处于世界领先地位 关键设备国产化率已突破90% [6][7] 项目规模与经济效益 - 中国电建肥城2×300MW（一期）盐穴压缩空气储能电站项目总投资达36.4亿元 设计充电时长8小时 连续满功率发电时长6小时为国内最长 [2] - 项目预计年平均上网电量11.88亿度 可满足60万户家庭全年用电 每年节约标准煤约31万吨 减排二氧化碳约60万吨 [2] - 压缩空气储能全寿命周期成本与电化学储能相比已具竞争优势 单位投资成本在6000元至7000元/千瓦且仍有下降空间 [1][7] - 预计到2027年单位投资强度将较当前水平再下降15%以上 投资回报周期有望缩短至8-10年 [8] 项目进展与产能建设 - 山东肥城项目为当前行业单井口径最大 运行压力最高的示范项目 占地221亩 利用地下1300米深处总容量90万立方米的盐穴 [2] - 项目计划于2025年底具备机组倒送电条件 2026年6月实现首台机组并网发电 [3] - 全球最大压缩空气储能电站山东泰安350兆瓦盐穴储能项目已于2025年4月2日正式投运 [5] - 2024年中国新型储能新增装机规模达4237万千瓦 累计装机突破7376万千瓦 压缩空气储能市场占比持续提升 [5] 资源条件与地理优势 - 肥城市为国内最大井矿盐生产基地 岩盐储量达52.2亿吨 形成46对盐穴 地下腔体总面积超2000万立方米 且每年新增盐穴约300万立方米 [3] - 盐岩具有良好的蠕变性 能在高压下自动密封微小裂缝 170个大气压的承压能力与超50万立方米的单穴储气容量满足大规模储能需求 [3] - 除盐穴外 压缩空气储能主流形式还包括地下洞穴 矿洞储能与地上储罐储能 [5] 政策支持与商业模式 - 国家和地方政策大力支持长时储能发展 超过20个省份出台具体实施方案 山东 甘肃 内蒙古等推出电力现货交易和电网辅助服务等政策 [8] - 山东省规定连续发电4小时及以上的盐穴储能容量补偿标准为锂电池储能的2倍 支持项目参与电力现货市场赚取峰谷价差 [8] - 商业模式包括通过共享储能租赁 容量补偿 调峰容量市场形成容量型收益 以及参与现货市场或中长期市场赚取电价差形成电量型收益 [7]

上市进程受阻 - 海辰储能向港交所递交的H股招股说明书于2025年9月25日正式失效，公司全球化战略面临不确定性 [1] - 招股书失效原因为提交申请后6个月内未完成证监会备案和港交所聆讯 [2] 财务表现与风险 - 公司营业收入从2022年的36.15亿元跃升至2024年的129.17亿元，年复合增长率达89% [2] - 2024年归母净利润为2.59亿元，但同期政府补助高达4.14亿元 [2] - 应收款项从2022年的8.23亿元飙升至2024年的96.46亿元，占营收比例达74.68% [2] - 应收账款周转天数从83天延长至近273天，资产负债率攀升至73.1% [2] 技术与法律争议 - 公司宣称在全球申请超4400件专利，但2024年研发费用率仅4.1%，低于宁德时代和比亚迪等头部企业 [3] - 核心团队与宁德时代存在深度交集，创始人及三名执行董事均曾任职宁德时代 [3] - 2025年7月公司前总裁办公室主任因涉嫌侵犯商业秘密罪被采取强制措施 [3] - 公司与宁德时代之间存在不正当竞争纠纷诉讼，索赔金额高达1.5亿元，相当于公司2024年净利润的一半以上 [3] 未来发展关键 - 市场认为公司需通过司法程序澄清技术争议以重建市场信任 [4] - 需优化应收账款管理，将周转天数压缩至行业平均水平 [4] - 需提升研发投入占比，巩固长时储能、钠电技术等差异化优势 [4]

行业背景与挑战 - 可再生能源高比例并网推动能源结构绿色转型 同时显著增强电网不确定性和波动性 对电网安全性与灵活性提出更高要求 [1][2] - 全球长时储能缺口巨大 实现碳中和目标需部署高达46太瓦时储能容量 中国新型储能装机规模占全球40%以上 [2] - 电网峰谷差巨大导致超过一半输电能力常年闲置 造成资源浪费和投资低效 电网扩建和运行成本持续攀升 [2] 全钒液流电池技术优势 - 循环寿命超过2万次且寿命超过20年 具备水基电解液本征安全性 容量无衰减和功率容量独立配置特性 [3] - 相比锂离子电池循环寿命仅2000次左右 2至3年后性能显著衰减 长期深度充放电加速老化且存在热失控安全风险 [3] - 推动城市能源系统从被动承载向主动调节转变 为源随荷动 荷随源移动态平衡提供可能 [4] 经济性与系统效益 - 城市用户侧全钒液流电池+输电网协同规划方案使总成本下降17% 同时减少新建输电线路需求 [3] - 有效消除高比例可再生能源并网引发的停电风险 使弃风弃光成本降低近40% [3] - 通过低谷时存储清洁能源提升整体利用效率 以更低成本实现更高供电可靠性和电网安全性 [4] 智能化应用与创新 - AI 大数据与数字孪生技术赋能储能系统 实现实时状态感知和智能控制能量调度 电解液流量及电堆温度 [6] - 动力电池运行安全诊断系统基于十年真实运营数据 仅需10分钟充电数据即可实现超过96%故障检测准确率 [6] - 深度学习与专家知识结合使储能系统从硬件储能走向智能储能 成为电网智慧化升级组成部分 [6] 城市能源韧性建设 - 全钒液流电池被视为城市侧储能理想路径 为城市能源韧性建设提供关键支撑 [1] - 城市电库储存5%-10%年用电量可显著缓解峰值压力 减少停电风险并通过减少可再生能源弃用实现经济环保双赢 [7] - 技术推广与AI深度融合推动充电与储能基础设施体系进入高效 安全 集约新阶段 [7]

行业背景与挑战 - 可再生能源高比例并网推动能源结构绿色转型 同时对电网安全性和灵活性提出更高要求[1] - 全球能源转型进入深水区 风电光伏大规模并网使电网不确定性和波动性显著增强[4] - 我国新型储能装机规模占全球40%以上 但实现碳中和目标仍需部署46太瓦时储能容量[4] - 电力系统峰谷差巨大 超过一半输电能力全年大部分时间闲置 造成资源浪费和投资低效[4] 全钒液流电池技术优势 - 全钒液流电池具有循环寿命超过2万次 寿命超过20年 水基电解液本征安全 容量无衰减特性[4] - 功率容量可独立配置 被视为长时储能的理想技术路线[4] - 相比锂离子电池循环寿命仅2000次 2-3年后性能显著衰减 且存在热失控安全风险[4] - 成为城市侧储能的理想路径 结合AI大数据与数字孪生技术推动新型电力系统提速[3] 应用效益与案例 - 城市用户侧全钒液流电池+输电网协同规划方案使总成本下降17% 弃风弃光成本降低近40%[5][6] - 该方案显著减少新建输电线路需求 有效消除高比例可再生能源并网引发的停电风险[5][6] - 相比单纯扩建输电通道 能以更低成本实现更高供电可靠性和电网安全性[6] - 推动城市能源系统从被动承载向主动调节转变 使电网具备自适应能力[6] 智能化与技术创新 - AI赋能全钒液流电池运行 通过深度学习专家知识与数字孪生实现实时状态感知[8] - 对能量调度电解液流量和电堆温度进行智能控制 提升效率和可靠性[8] - 动力电池运行安全诊断系统基于十年真实运营数据 10分钟充电数据实现超96%故障检测准确率[7] - 系统实现边充边检 已在充电网试点 为行业安全标准制定提供实证样本[7] 未来发展前景 - 城市电库储存5%-10%年用电量可缓解峰值压力 减少停电风险 实现经济环保双赢[8] - 全钒液流电池技术特性使其成为实现城市电库构想的理想工具[8] - 充电与储能基础设施体系有望进入高效安全集约新阶段[8] - 储能价值不仅在于存电 更在于通过AI实现能源系统智慧管理[8]