上证报中国证券网讯（记者 白丽斐 李苑）从2014年提出能源安全新战略，到“十五五”规划纲要提出“建设能源强国”，我国走出了一条具有中国特色的能源转型之路。 在第四届中国能源周即将举办之际，浙江大学教授、中国能源研究会首席专家、国家能源局能源节约与科技装备司原副司长刘亚芳接受上海证券报记者专访时表示，能源强国建设是一项系统性极强的艰巨任务，必须深入贯彻能源安全新战略，全面推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命和全方位加强国际合作。而实现这一目标的关键路径，正是加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系。 新型电力系统是新型能源体系的核心纽带 当前，我国能源生产总量已突破50亿吨标准煤，约占全球的五分之一，能源自给率稳定保持在80%以上。但我国油气资源短板导致对外依存度偏高，在全球地缘政治博弈加剧的背景下，给经济社会高质量发展带来挑战。 “新型能源体系是新型电力系统、新型热力系统以及其他能源产供销系统的有机融合。”刘亚芳认为，构建新型能源体系的关键在于最大限度发展可再生能源。 截至2026年3月底，我国可再生能源装机达23.95亿千瓦，约占总装机的60.4%。其中，风光装机合计18.98亿千瓦，占比接近一半。今年一季度，可再生能源新增装机占全部新增装机的70%，“风光”已成新增装机绝对主力。 但是风光发电具有间歇性、波动性、随机性和难以调控的客观属性，影响我国电力系统的交流同步大电网安全运行，也对保障经济社会可靠用电需求形成严峻挑战。 在刘亚芳看来，新型能源体系中，新型电力系统是核心纽带。必须大力发展新型储能，着力增强传统电力系统的弹性和韧性，提升风光新能源开发消纳能力。同时，新型储能技术中的电储能、热储能、氢储能技术复合使用，或者与新型电力系统、新型热力系统等的生产、传输、消费环节相耦合，将会有力促进新型能源体系建设，助力实现多能融合与能源综合利用，提高系统运行效率和效益。 针对2035年风光发电装机36亿千瓦的新一轮国家自主贡献目标，“十五五”规划纲要首次提出“大力发展新型储能”。“新型储能建设周期短、技术多元、可灵活布局在源网荷各环节，与风光发电高度契合。更重要的是，新型储能的技术密集型特点决定了产业化、规模化发展将推动其成本快速下降。”刘亚芳说，这是花小钱办大事，一举多得。 当前，能源科技创新进入密集活跃期，AI赋能传统产业、四代核电、先进储能、深远海风电、高效光伏、氢能制储运和智慧能源系统等全面开花。“建设新型能源体系，还要积极推动技术创新、产业创新，发展新质生产力。”刘亚芳表示。 她认为，新型能源体系建设，既要大力发展新质生产力，更要注重建立健全与新质生产力相适应的新质生产关系。此外，要积极深化国际合作，持续提升我国话语权和国际影响力。 健全完善电力市场化机制 实现新型储能价值公平合理回报 国家能源局数据显示，截至2025年底，我国已建成投运的新型储能装机规模已达1.36亿千瓦，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超过40倍。据中关村储能产业技术联盟数据，2026年一季度，国内新型储能新增装机10.43GW，同比增长59%。 我国新型储能发展迅速的同时，也出现“内卷”现象。过去3年，储能系统关键设备价格下跌约八成，企业甚至为了争夺市场份额，部分投标价长期低于行业平均生产成本。 “‘内卷’主要集中在装备制造环节，特别是锂离子电池制造，原因和光伏行业情况雷同。”刘亚芳认为，不同于光伏发电，新型储能技术是系统调节工具，通过服务于电力系统源网荷各环节获得收益。今后，还需要不断健全完善电力市场结构和交易规则，真正做到与抽水蓄能等同工同酬，按质论价。 近年来，新型储能顶层设计密集落地推动市场化机制全面成型。国家发展改革委、国家能源局2025年发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确新能源全面入市，取消储能配置作为项目核准、并网的前置条件；2026年1月，又发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。 刘亚芳表示，目前我国各地电力市场建设风起云涌，市场设计、交易规则都在建立和完善中。在加快推动电力市场建设的同时，还需要动态调整电力系统各类调节能力的容量补偿机制，凭功能准入，按效果付费，实现公平合理的价值回报。 “储能装备初投资的比较，将让位于全寿命周期电力市场化收益核算。”谈及未来趋势，刘亚芳判断，“十五五”时期将出现“人人关心储能，储能无处不在”的局面，新型储能应用场景日益广泛；储能装备制造企业会加快分化，优胜劣汰；全社会将不断认识到，储能的价值必须从项目规划设计之初就系统谋划运营策略等多方面因素。 因地制宜解决可再生能源制氢规模化发展瓶颈 我国可再生能源制氢持续快速发展，正在从试点探索迈向规模化发展新阶段。根据全国氢能信息平台统计，截至2026年3月底，全国建成在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年，电解水制氢为主要技术路线。 刘亚芳表示，可再生能源制氢是破解风光新能源快速大规模集中开发消纳难题的有效手段。当前，制约可再生能源制氢规模化发展的最大瓶颈是技术经济性问题，就是通常所说的“算不过账来”——绿电价格太高，导致制绿氢成本高。 工业和信息化部等三部门今年3月联合发布的《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》提出，到2030年，终端用氢平均价格降至25元/kg以下，力争在部分优势地区降至15元/kg左右。目前在大多数地区，绿氢成本仍超20元/kg，而绿氢成本中电力占比高达60%-80%。有研究表明，当可再生能源电力价格低于0.15元/千瓦时的时候，可再生能源制氢的经济性就能得以保障。 “克服经济性问题需要从资源禀赋、技术装备、项目运行、市场策略等多方面寻求突破。”刘亚芳说，在条件具备的地区，探索出台系统性政策机制，突破产业链利益分配的传统制度藩篱，构建与新质生产力相适应的生产关系，促进绿氢乃至氢能产业发展。

上证报中国证券网讯（记者 白丽斐 李苑）从2014年提出能源安全新战略，到“十五五”规划纲要提出“建设能源强国”，我国走出了一条具有中国特色的能源转型之路。

在第四届中国能源周即将举办之际，浙江大学教授、中国能源研究会首席专家、国家能源局能源节约与科技装备司原副司长刘亚芳接受上海证券报记者专访时表示，能源强国建设是一项系统性极强的艰巨任务，必须深入贯彻能源安全新战略，全面推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命和全方位加强国际合作。而实现这一目标的关键路径，正是加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系。

新型电力系统是新型能源体系的核心纽带

当前，我国能源生产总量已突破50亿吨标准煤，约占全球的五分之一，能源自给率稳定保持在80%以上。但我国油气资源短板导致对外依存度偏高，在全球地缘政治博弈加剧的背景下，给经济社会高质量发展带来挑战。

“新型能源体系是新型电力系统、新型热力系统以及其他能源产供销系统的有机融合。”刘亚芳认为，构建新型能源体系的关键在于最大限度发展可再生能源。

截至2026年3月底，我国可再生能源装机达23.95亿千瓦，约占总装机的60.4%。其中，风光装机合计18.98亿千瓦，占比接近一半。今年一季度，可再生能源新增装机占全部新增装机的70%，“风光”已成新增装机绝对主力。

但是风光发电具有间歇性、波动性、随机性和难以调控的客观属性，影响我国电力系统的交流同步大电网安全运行，也对保障经济社会可靠用电需求形成严峻挑战。

在刘亚芳看来，新型能源体系中，新型电力系统是核心纽带。必须大力发展新型储能，着力增强传统电力系统的弹性和韧性，提升风光新能源开发消纳能力。同时，新型储能技术中的电储能、热储能、氢储能技术复合使用，或者与新型电力系统、新型热力系统等的生产、传输、消费环节相耦合，将会有力促进新型能源体系建设，助力实现多能融合与能源综合利用，提高系统运行效率和效益。

针对2035年风光发电装机36亿千瓦的新一轮国家自主贡献目标，“十五五”规划纲要首次提出“大力发展新型储能”。“新型储能建设周期短、技术多元、可灵活布局在源网荷各环节，与风光发电高度契合。更重要的是，新型储能的技术密集型特点决定了产业化、规模化发展将推动其成本快速下降。”刘亚芳说，这是花小钱办大事，一举多得。

当前，能源科技创新进入密集活跃期，AI赋能传统产业、四代核电、先进储能、深远海风电、高效光伏、氢能制储运和智慧能源系统等全面开花。“建设新型能源体系，还要积极推动技术创新、产业创新，发展新质生产力。”刘亚芳表示。

她认为，新型能源体系建设，既要大力发展新质生产力，更要注重建立健全与新质生产力相适应的新质生产关系。此外，要积极深化国际合作，持续提升我国话语权和国际影响力。

健全完善电力市场化机制 实现新型储能价值公平合理回报

国家能源局数据显示，截至2025年底，我国已建成投运的新型储能装机规模已达1.36亿千瓦，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超过40倍。据中关村储能产业技术联盟数据，2026年一季度，国内新型储能新增装机10.43GW，同比增长59%。

我国新型储能发展迅速的同时，也出现“内卷”现象。过去3年，储能系统关键设备价格下跌约八成，企业甚至为了争夺市场份额，部分投标价长期低于行业平均生产成本。

“‘内卷’主要集中在装备制造环节，特别是锂离子电池制造，原因和光伏行业情况雷同。”刘亚芳认为，不同于光伏发电，新型储能技术是系统调节工具，通过服务于电力系统源网荷各环节获得收益。今后，还需要不断健全完善电力市场结构和交易规则，真正做到与抽水蓄能等同工同酬，按质论价。

近年来，新型储能顶层设计密集落地推动市场化机制全面成型。国家发展改革委、国家能源局2025年发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确新能源全面入市，取消储能配置作为项目核准、并网的前置条件；2026年1月，又发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

刘亚芳表示，目前我国各地电力市场建设风起云涌，市场设计、交易规则都在建立和完善中。在加快推动电力市场建设的同时，还需要动态调整电力系统各类调节能力的容量补偿机制，凭功能准入，按效果付费，实现公平合理的价值回报。

“储能装备初投资的比较，将让位于全寿命周期电力市场化收益核算。”谈及未来趋势，刘亚芳判断，“十五五”时期将出现“人人关心储能，储能无处不在”的局面，新型储能应用场景日益广泛；储能装备制造企业会加快分化，优胜劣汰；全社会将不断认识到，储能的价值必须从项目规划设计之初就系统谋划运营策略等多方面因素。

因地制宜解决可再生能源制氢规模化发展瓶颈

我国可再生能源制氢持续快速发展，正在从试点探索迈向规模化发展新阶段。根据全国氢能信息平台统计，截至2026年3月底，全国建成在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年，电解水制氢为主要技术路线。

刘亚芳表示，可再生能源制氢是破解风光新能源快速大规模集中开发消纳难题的有效手段。当前，制约可再生能源制氢规模化发展的最大瓶颈是技术经济性问题，就是通常所说的“算不过账来”——绿电价格太高，导致制绿氢成本高。

工业和信息化部等三部门今年3月联合发布的《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》提出，到2030年，终端用氢平均价格降至25元/kg以下，力争在部分优势地区降至15元/kg左右。目前在大多数地区，绿氢成本仍超20元/kg，而绿氢成本中电力占比高达60%-80%。有研究表明，当可再生能源电力价格低于0.15元/千瓦时的时候，可再生能源制氢的经济性就能得以保障。

“克服经济性问题需要从资源禀赋、技术装备、项目运行、市场策略等多方面寻求突破。”刘亚芳说，在条件具备的地区，探索出台系统性政策机制，突破产业链利益分配的传统制度藩篱，构建与新质生产力相适应的生产关系，促进绿氢乃至氢能产业发展。