伴随新能源汽车产业蓬勃发展，补能始终是消费者关注的焦点。当下，兆瓦级超充技术的出现，正成为解决“充电焦虑”的关键突破口。与此同时，一些企业也瞄准了换电这一快速补能的技术，在全国持续铺开换电站网络。

　　业内人士表示，超充与换电，各有优劣势，短期内超充与换电的“路线之争”仍存，各自发展的分化格局将持续，未来随着技术与政策瓶颈的突破，两者有望在“车网一体”框架下实现融合创新。

　　兆瓦级超充加速落地。

　　兆瓦级超充，即功率达到1兆瓦（1000千瓦）及以上的快速充电技术，其能在短时间内为车辆补充大量电能，将充电时间从数小时缩短至几分钟甚至更短，极大地提高了充电效率。

　　华为超充近日发布1。5兆瓦超充解决方案。该方案最大充电电流2400安培，可实现每分钟补电20千瓦时，仅需15分钟就能完成一次完整充电。目前，华为与多家商用车企合作，共同开发30余款4C超充重卡，这些车型可被广泛应用于港口、矿山等高频作业场景，有效解决商用车充电时间长、运营效率低的问题。据了解，华为超充下一步的目标将是“单枪3兆瓦”。

　　比亚迪也推出全球首款全液冷兆瓦闪充终端系统，其最大输出功率1。36兆瓦。比亚迪计划未来建设超过4000座“闪充站”，覆盖乘用车与商用车应用场景。

　　极氪宣布其V4极充兆瓦桩单枪峰值功率能够达到1。3兆瓦，液冷散热与智能功率共享技术可实现多车同充无功率焦虑。

　　除了国内企业，国外厂商也将目光投向兆瓦级充电技术。近期，戴姆勒卡车、曼恩商用车等跨国商用车企业相继推出支持超快充技术的电动重卡车型。其中，梅赛德斯-奔驰eActros 600纯电动长途重卡支持MCS兆瓦级充电技术，可显著增强电动重卡在长途公路运输领域的实用性。

　　在此背景下，我国正通过顶层设计加速兆瓦级充电设施标准化与规模化布局。工信部发布的《2025年汽车标准化工作要点》首次将商用车兆瓦级充电纳入重点部署，并提出启动商用车兆瓦级直流充电系统标准预研工作，明确1兆瓦及以上额定功率充电接口、导流、冷却、通信、兼容性等技术要求，推动形成国家推荐性标准体系，以支撑重卡、城市公交、专用车等车型的高速补电需求。

　　北京、广州、重庆等地先后发布加快推进新能源汽车超级充电站建设实施方案。北京计划今年建成超充站1000座，并统一超充站规划设计、充电功率分级、场站标识、设备参数、工程实施和竣工验收标准；广东今年计划新建超级充电站274座、超级充电终端492个。

　　换电网络持续铺开！

　　超充快速发展的同时，换电网络也正在全国不断铺开，形成“双轨并行”的产业格局。

　　近日，宁德时代董事长、CEO曾毓群预计，未来三年重卡新能源渗透率将突破50%。据透露，宁德时代正与交通运输部公路院共同研究全国重点线路换电设施布局方案，并已与24家高速集团和交投集团达成战略合作，共同推动高速公路服务区、国省干线公路沿线能源补给服务保障能力提升。按照计划，宁德时代将于2030年前建成覆盖全国80%干线运力的“八横十纵”换电绿网。

　　此前，宁德时代与中国石化签署合作框架协议，双方将共同建设覆盖全国的换电生态网络，今年将建设不少于500座换电站，长期目标是扩展至1万座。

　　宁德时代还与新能源汽车企业蔚来签署战略合作协议，双方将通过构建覆盖全系乘用车的换电网络、统一行业技术标准、深化资本与业务合作，为广大用户提供更高效的能源解决方案。双方将进行资本合作，宁德时代正在推进对蔚来能源不超过25亿元人民币的战略投资。

　　记者获悉，作为全国换电站数量最多的汽车品牌，蔚来汽车截至目前已在全国建成3341座换电站，提供的换电服务超过7500万次。

　　政策也在努力降低企业建设换电站的成本，提高企业参与换电基础设施建设的积极性。财政部等部门下发的《关于开展2025年县域充换电设施补短板试点申报有关工作的通知》提出，鼓励试点县增加电动重卡充换电设施，推进重卡电动化进程。3月6日，《上海市鼓励电动汽车充换电设施发展扶持办法》印发实施，对实施之日起建成的通用型换电站（能够实现跨品牌、跨车型服务）、非通用型换电站的换电设备，分别给予充电企业设备（专指换电装置充电系统和电池更换系统，不含电池）投资40%、20%的补贴，功率补贴上限分别为600元/千瓦、300元/千瓦。

　　两大路线有望融合创新！

　　换电与超充的“路线之争”，短期内或许难有定论。换电模式在补能速度上优势明显，尤其对于运营时间紧张的物流运输企业而言，快速换电能够减少车辆等待时间，提高运营效率。标准化的换电电池，还能降低车企研发成本，推动电池回收利用产业的发展。但是，换电模式也面临前期建设成本高、电池标准难以统一、设备维护复杂等挑战。

　　在超充领域，超充过程中的局部电网瞬时负荷可达常规峰值的3至5倍甚至更高，由于短时间高压影响电网正常运行，该模式对电网容量有较高要求，远超城市老旧电网设计承载能力。因此，需配套建设储能系统以缓解电网冲击，这大幅度提升了改造成本。

　　此外，在超充场景下，过高的充电功率可能使电池内部温度急剧上升、化学反应加剧，导致电池容量更快衰减，直接影响车辆续航表现与使用寿命。为应对超充带来的高温高压环境，企业研发电池需搭载更复杂的热管理系统与耐高温材料，进一步推高了电池生产成本，而最终转化为消费者更高的购车与维护支出。

　　专家表示，新能源汽车补能的未来，不是换电与超充的“路线之争”，而是“效率优先、场景适配、系统协同”的生态重构。短期内，换电与超充各自发展的分化格局将持续；中长期内，随着固态电池、虚拟电厂、统一标准等技术与政策方面瓶颈的突破，两者将在“车网一体”框架下实现融合创新，共同推动行业发展。

　　

（文章来源：经济参考报）？。

　　责任编辑：137 原标题：超充+换电 新能源汽车补能“双轨并行”

　　近日，上海证券报记者搭乘直升机，实地探访了中国海油渤海油田。

　　渤海油田始建于1965年，历经60年发展，现已建成约60个在生产油气田、200余座生产设施，是目前中国海上最大的集勘探开发、工程建设、生产运行于一体的油气生产基地。目前，渤海油田占全国原油产量近六分之一，相继建成中国第一大原油生产基地、第二大油气田。

　　一季度油气产量获历史性突破。

　　记者本次来到的渤中19-6气田位于渤海中部海域，区域平均水深约20米，目前已探明天然气地质储量超2000亿立方米、探明凝析油地质储量超2亿立方米，是我国东部第一个大型、整装的千亿方大气田。

　　“这座气田单班人数为37人，人效比在整个行业处于第一梯队，并且我们的产出还在稳定攀升。”该平台工作人员介绍，气田现有的52口生产井全部采用远程智能控制，实现设备设施运行状态实时监控、生产动态数据采集和智能分析，确保无人平台全天候、全过程、全空间安全生产管控。

　　据介绍，渤中19-6气田Ⅰ期开发项目完全由我国自主设计、建造、安装及生产运营，可实现超高压循环注气、油气综合处理、绿色岸电、中控远程操控等先进功能，多项技术突破填补了国内海上油气田开发技术空白。

　　中国海油天津分公司相关负责人介绍，自2019年以来，渤海油田大力增储上产，油气产量持续攀升，原油日产突破10万吨大关。截至2024年底，该油田净证实储量为22。4亿桶油当量，占公司的30。8%；2024年净产量达65。3万桶油当量/天，占公司的32。9%。

　　2025年，渤海油田油气产量继续保持稳定上升势头，全球最大变质岩潜山油田——渤中26-6油田开发项目（一期）、旅大5-2北油田Ⅱ期开发项目、曹妃甸6-4油田综合调整项目等多个重点产能建设项目顺利投产，一季度油气产量历史性突破1000万吨大关。

　　2025年将冲刺上产4000万吨！

　　今年5月，中国海油对外正式宣布，渤海油田2025年将冲刺上产4000万吨，各大生产设施均处于“满弓劲发”状态。

　　“未来，渤海仍将是公司产量增长的主要来源之一。”中国海油天津分公司相关负责人表示，渤中26-6油田开发项目（一期）已于2025年2月投产，垦利10-2油田群开发项目（一期）等项目也将于2025年投产。

　　据介绍，垦利10-2油田原油探明地质储量超过1亿吨，是我国海上发现的规模最大的岩性油田。一期项目整体进度已超85%，预计年内投产，将为渤海油田实现4000万吨年度油气上产目标提供关键支撑，进一步提升京津冀及环渤海地区的能源供应保障能力。

　　勘探方面，今年以来，渤海油田坚持推进价值勘探，在新区探索和围区滚动勘探方面捷报频传。油气产量继续保持稳定上升势头，全球最大变质岩潜山油田——渤中26-6油田开发项目（一期）、中国海上首个特超稠油热采开发油田——旅大5-2北油田Ⅱ期开发项目及曹妃甸6-4油田综合调整项目等多个重点产能建设项目陆续投产。

　　此外，面对勘探瓶颈，渤海油田在勘探理论和技术方面持续突破，连续指导发现渤中19-6、垦利6-1、秦皇岛27-3等多个亿吨级油气田，为油气产量稳定增长奠定坚实基础。

　　与此同时，中国海油不断通过关键技术攻关，实现大幅度提高国内海上油气田采收率、高效开发海上低渗及潜山油气田、稠油热采有效开发以及智能油田建设重要进展，有效提升开发生产成效。

　　打造中国北方海上CCUS示范中心。

　　“中国海油将探索推进CCS/CCUS产业化，开展中国全海域潜力评价，依托渤中19-6气田等关键项目打造中国北方海上CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）示范中心，实现二氧化碳产、注、储一体化，构建海洋能源循环利用新模式。”相关负责人向记者介绍了公司绿色低碳发展的相关计划。

　　海上CCUS技术作为海洋能源开发与低碳转型的关键结合点，其意义不仅体现在减排层面，更涉及能源安全、技术创新、产业升级及区域发展等多维度价值。

　　据介绍，作为化石能源低碳高效开发的新兴技术手段，CCUS已成为全球能源行业布局的重要领域。目前全球共有60余个CCUS商业化项目，但因受到技术和成本等条件制约，大都集中在陆上，海上项目屈指可数。

　　2025年5月22日，我国首个海上CCUS项目在珠江口盆地的恩平15-1平台投用，该平台未来10年将规模化回注二氧化碳超100万吨，并驱动原油增产达20万吨，对保障国家能源安全，推动实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。

　　“油田开发伴生的二氧化碳被捕集、提纯、加压，精准回注至地下油藏后，既驱动原油增产，又可实现永久封存，不仅大幅减少了二氧化碳排放，更通过驱油增产创造经济效益。”上述负责人说。

　　未来，渤海油田坚持“在保护中开发，在开发中更好地保护”发展理念和“存量争优，增量必优，多元互补，科技创新”能源方针，全力推动渤海油田高质量绿色发展。

　　

（文章来源：上海证券报）。

　　责任编辑：137 原标题：实探中国海油渤海油田。