专访浙大刘亚芳：新型能源体系与正规实盘配资逻辑有何关联？

在能源领域的发展进程中，我国正经历着深刻且意义深远的变革。从2014年能源安全新战略的提出股票配资平台，到“十五五”规划纲要明确“建设能源强国”的目标，这一系列规划与行动勾勒出我国能源转型的独特路径。在第四届中国能源周即将拉开帷幕之际，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，为我们深入剖析了能源强国建设背后的逻辑与挑战，其中新型能源体系的构建成为关键焦点。

## 新型能源体系：应对资源短板与安全挑战的必然选择

我国能源生产规模庞大，总量已突破50亿吨标准煤，占据全球约五分之一的份额，能源自给率稳定维持在80%以上。然而，油气资源的短板导致对外依存度居高不下，在全球地缘政治博弈日益激烈的背景下，这一状况无疑给经济社会的高质量发展蒙上了一层阴影。

刘亚芳指出，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。而构建这一体系的关键，在于最大限度地发展可再生能源。截至2026年3月底，我国可再生能源装机规模达到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更是占据全部新增装机的70%，风光已然成为新增装机的绝对主力。

但风光发电并非毫无挑战。其间歇性、波动性、随机性以及难以调控的特性，对我国电力系统的交流同步大电网安全运行构成了威胁，也使得保障经济社会可靠用电需求面临严峻考验。想象一下，当风力时大时小、阳光时有时无时，电力供应的稳定性将如何保障？这就像是一场没有固定节奏的舞蹈，电力系统需要不断调整步伐以适应这种变化。

## 新型电力系统：新型能源体系的核心纽带与储能的关键作用

在新型能源体系中，新型电力系统扮演着核心纽带的角色。刘亚芳强调，为了应对风光发电的挑战，必须大力发展新型储能。新型储能能够增强传统电力系统的弹性和韧性，提升风光新能源的开发消纳能力。

新型储能技术丰富多样，电储能、热储能、氢储能技术可以复合使用，还能与新型电力系统、新型热力系统等的生产、传输、消费环节相耦合。这就好比是一个多功能的工具箱，不同的工具可以相互配合，共同完成复杂的任务。通过这种耦合，能够有力促进新型能源体系建设，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”。这一决策并非偶然，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其产业化、规模化发展将推动成本快速下降。这就像是一场技术革命，随着规模的扩大和技术的进步，成本将不断降低，从而实现花小钱办大事的目标。

## 能源科技创新：为新型能源体系注入新动力

当前，能源科技创新进入了一个密集活跃期。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领域全面开花。这些创新成果为新型能源体系的建设提供了强大的技术支撑。

以AI赋能传统产业为例，通过人工智能技术，可以对能源生产、传输和消费过程进行精准监测和优化控制，提高能源利用效率。在深远海风电领域，随着技术的不断进步，风电场可以建设在更远的海域，获取更丰富的风能资源。这些创新不仅推动了能源产业的升级，也为发展新质生产力奠定了基础。

刘亚芳表示，建设新型能源体系，不仅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。这就好比是建造一座高楼大厦，新质生产力是建筑材料，而新质生产关系则是建筑的设计和施工规范。只有两者相互配合，才能建造出坚固、美观的大厦。此外，积极深化国际合作，持续提升我国话语权和国际影响力，也是新型能源体系建设不可或缺的一部分。

## 电力市场化机制：保障新型储能价值回报的关键

我国新型储能发展迅速，截至2025年底，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。2026年一季度，国内新型储能新增装机10.43GW，同比增长59%。然而，在快速发展的背后，也出现了“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。

刘亚芳认为，“内卷”主要集中在装备制造环节，特别是锂离子电池制造，元鼎证券股票配资专家｜专注股市配资服务原因和光伏行业情况雷同。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。因此，今后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。

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，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。

## 可再生能源制氢：突破规模化发展瓶颈的探索

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。然而，当前制约其规模化发展的最大瓶颈是技术经济性问题，也就是通常所说的“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。

为了克服这一经济性问题，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。

## 独立思考：能源转型中的风险与应对

在能源转型的大趋势下，新型能源体系的建设虽然充满机遇，但也伴随着诸多风险。从技术层面来看，虽然能源科技创新不断取得突破，但一些新技术仍处于发展初期，存在技术不成熟、稳定性差等问题。例如，新型储能技术在大规模应用过程中，可能会出现安全风险、寿命较短等问题，影响其经济效益和社会效益。

从市场层面来看，电力市场化机制的完善需要一个过程，在这个过程中，可能会出现市场波动、价格不合理等问题。新型储能企业在参与市场交易时，可能面临收益不确定的风险，这会影响企业的投资积极性和创新能力。

从政策层面来看，能源政策的调整可能会对新型能源体系的建设产生影响。政策的连续性和稳定性对于企业的长期发展至关重要，如果政策频繁变动，企业可能会面临决策困难、投资风险增加等问题。

为了应对这些风险，需要政府、企业和社会各方共同努力。政府应加强政策引导和监管，完善相关法律法规，为新型能源体系的建设创造良好的政策环境。企业应加强技术创新和管理创新，提高自身的核心竞争力，积极应对市场变化和政策调整。社会应加强对能源转型的宣传和教育，提高公众的环保意识和能源节约意识，为新型能源体系的建设营造良好的社会氛围。

能源转型是一场深刻而复杂的变革股票配资平台，新型能源体系的构建是其中的关键环节。在这个过程中，我们既要看到机遇，也要认识到挑战和风险。通过技术创新、政策支持和市场机制的完善，我们有信心克服困难，实现能源强国的目标，为我国经济社会的可持续发展提供坚实的能源保障。未来，随着新型能源体系的不断完善和发展，我们有理由期待一个更加清洁、低碳、安全、高效的能源时代的到来。

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