从2014年提出能源（850101）安全新战略，到“建设能源（850101）强国”首次被列入五年规划，我国走出了一条具有中国特色的能源（850101）转型之路。
在第四届中国能源（850101）周即将举办之际，浙江大学教授、中国能源（850101）研究会首席专家、国家能源（850101）局能源（850101）节约与科技装备司原副司长刘亚芳在接受上海证券报记者专访时表示，能源（850101）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（850101）安全新战略，全面推动能源（850101）消费（883434）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（850101）体系。
新型电力系统是核心纽带
当前，我国能源（850101）生产总量已突破50亿吨标准煤，约占全球的五分之一，能源（850101）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（850101）体系是新型电力系统、新型热力系统以及其他能源（850101）产供销系统的有机融合。”刘亚芳认为，构建新型能源（850101）体系的关键在于最大限度发展可再生能源（850101）。
截至2026年3月底，我国可再生能源（850101）装机规模达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（850101）新增装机占全部新增装机的70%，“风光”已成新增装机的绝对主力。
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（850101）体系中，新型电力系统是核心纽带。必须大力发展新型储能（885921），着力增强传统电力系统的弹性和韧性，提升风光新能源（850101）开发消纳能力。
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（885921）”。“新型储能（885921）建设周期（883436）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（885921）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。
健全完善电力市场化机制
国家能源（850101）局数据显示，截至2025年底，我国已建成投运的新型储能（885921）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（885921）产业技术联盟数据，2026年一季度，国内新型储能（885921）新增装机10.43GW，同比增长59%。
我国新型储能（885921）在发展迅速的同时，也出现“内卷”现象。过去3年，储能（885921）系统关键设备价格下跌约八成，企业为了争夺市场份额，部分投标价甚至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，原因和光伏行业雷同。”刘亚芳表示，新型储能（885921）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（885935）等同工同酬，按质论价。
近年来，新型储能（885921）顶层设计密集落地，推动市场化机制全面成形：国家发展改革委、国家能源（850101）局2025年发布《关于深化新能源（850101）上网电价市场化改革促进新能源（850101）高质量发展的通知》，明确新能源（850101）全面入市，取消将储能（885921）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（885921）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。
刘亚芳判断：“十五五”时期将出现“人人关心储能（885921），储能（885921）无处不在”的局面，新型储能（885921）应用场景日益广泛；储能（885921）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（885921）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堵点
我国可再生能源（850101）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（850101）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（850101）制氢是破解风光新能源（850101）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（850101）制氢规模化发展的最大瓶颈是技术经济性问题——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，绿氢成本仍超过20元/kg，而绿氢成本中电力占比高达60%至80%。有研究表明，当可再生能源（850101）电力价格低于0.15元/千瓦时的时候，可再生能源（850101）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。
