能源未来产业：技术突破与生态重构

2025年，中国能源转型进入战略深化期。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确将氢能、核聚变能等纳入前瞻布局范畴，推动其成为新的经济增长点，预计未来10年将再造一个中国高技术产业。

全国风电光伏超越煤电成为第一大电源，“玲龙一号”小型堆迈向商用阶段，新型储能装机5年增长30倍，核聚变装置实现“双亿度”突破，中国能源未来产业正以技术自主化、产业集群化、应用场景化的鲜明特征，构建起新型能源体系的四梁八柱，为全球能源转型贡献“中国思路”。

（文章来源 微信公众号：中国能源观察 作者：刘光林）

风光储氢的规模化与高质量发展

光热储能应用经济性持续提升

在“双碳”目标引领下，光伏和风电等可再生能源已完成从“补充能源”到“主体能源”的历史性跨越，走向进一步技术升级之路，新型储能与氢能作为关键支撑技术同步崛起，形成“源网荷储”协同发展的新格局，为能源结构转型奠定了坚实基础。

光伏从规模领先到效率引领的质变——

截至9月底，全国光伏累计装机容量达11.25亿千瓦，同比增长45.7%。这一数据背后，是全产业链自主化与技术迭代的双重驱动——我国在硅料、硅片、电池片、组件各大制造环节产能全球占比均超过80%，构建起全球最完善、最具竞争力的产业体系。

当前PERC、TOPCon、BC、HJT等高效光伏电池技术百花齐放，钙钛矿叠层电池成为前沿攻关焦点。天合光能已累计申请TOPCon电池及组件专利500余件，致力于在晶体硅组件基础上实现效率再提升超4个百分点。技术进步推动成本持续下降，我国光伏度电成本较10年前下降超90%，在西北光照富集区，大型地面电站度电成本已降至0.1元以下，经济性优势全面凸显。从各个角度看，技术创新都在持续突破效率天花板。

在西部，“沙戈荒”光伏基地批量落地，通过“光伏+治沙”实现生态与能源的“双赢”；在城镇，光伏建筑一体化（BIPV）加速渗透，上海中心大厦加装的BIPV系统年发电1.2亿千瓦时，占建筑用电量的15%。预计到2030年全国光伏装机容量将突破20亿千瓦，年发电量占比超15%。

风电海陆并举开启“大机型+智能化”革命——

我国风电产业已实现从“资源开发型”向“系统引领型”的跨越，累计装机容量稳居世界首位，海上风电装机规模占全球“半壁江山”，形成覆盖整机、核心部件的全链条自主化制造能力。2025北京国际风能大会暨展览会发布的《风能北京宣言2.0》显示，面向“十五五”，我国风电行业确立了更宏大的发展目标：自2026年起年新增装机容量力争达到1.2亿千瓦，5年累计突破6亿千瓦。

陆上风电向“大型化、低风速”深度拓展。金风科技、明阳智能等企业的8—10兆瓦机组已全面普及，较5年前的3兆瓦机组单位容量土地占用率下降40%，度电成本降低25%。在湖南、湖北等低风速区，通过空气动力学优化的风机实现高效发电，使风电开发边界不断扩大。数字化运维技术同步升级，福建海电运维科技股份有限公司依托智慧海电大数据中心提供综合运维解决方案，其自主研发的全国首艘海上风电多功能运维母船已于2024年下水。

海上风电则开启“深远海、漂浮式”新纪元。广东海域的明阳智能16兆瓦深远海漂浮式机组可抵御17级台风，单机年发电6500万千瓦时，较近海风电提升30%，打破了近海风能资源限制。江苏、福建、广东已形成三大海上风电产业集群，涵盖风机制造、海底电缆、运维服务等全链条业务，其中上海电气、东方电气的海上风机国内市场占有率超过70%。根据国际可再生能源署的数据测算，随着技术成熟，目前海上风电度电成本较2020年下降35%，为规模化开发奠定基础。

新型储能从规模扩张到质效优先转型——

作为电网“超级充电宝”，新型储能在我国能源系统中的战略地位发生根本性转变。截至2025年6月底，全国新型储能累计装机规模达9491万千瓦，5年间增长近30倍，占全球总装机的40%以上，超越抽水蓄能成为电力系统第二大灵活性调节资源。

新型储能技术路线呈现“多元协同、多点突破”格局。锂离子电池凭借成熟度优势仍占主导，宁德时代、比亚迪占据国内超60%市场份额；钠离子电池实现规模化突破。亿纬锂能、鹏辉能源2024年出货量超10吉瓦时，其低温稳定性优势在北方储能项目中备受青睐。长时储能技术取得关键进展，张家口200兆瓦先进压缩空气储能电站利用地下盐穴储气，循环效率达75%；宁德时代的液流电池储能系统在新疆、青海等大型项目中得到应用。

国家发展改革委、国家能源局发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确，到2027年全国新型储能装机达1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元。行业也正逐步摆脱“价格战”陷阱，向“按需配置、高效利用”的高质量发展转型。

氢能在政策护航下全链条破局——

氢能产业在“十四五”期间实现从试点示范到规模化破局的深刻转变，《中华人民共和国能源法》将氢能正式纳入能源管理体系，为产业发展提供根本性制度保障。目前我国已形成“三北地区生产、东部沿海应用”的空间布局，全链条发展格局初步形成。

绿氢制备成本持续下降成为核心驱动力。据了解，在内蒙古、宁夏等风光资源富集区，电解槽成本降至300美元/千瓦以下，仅为欧盟的25%左右，绿氢成本已逼近2美元/千克。宝丰能源在宁夏的电解水制氢项目年产能超2亿标准立方米，成为全球单场规模最大的绿氢项目，另外还有6.4亿标准立方米项目正在推动中；阳光电源推出国内首款可量产功率最大（250千瓦）的PEM电解槽，适配光伏制氢一体化场景。储运环节同步突破，中集圣达因研制的国内首台商用液氢罐车成功下线，彻底打破了国际垄断局面。中材科技70兆帕容积210L-IV型储氢气瓶搭载重卡车型成功上路试跑。

氢能应用场景向多元化拓展。在交通领域，2024年氢燃料电池装机量达到807兆瓦，同比增长8.6%，亿华通、重塑股份为装机前两强。京沪氢能高速走廊、西部陆海“氢走廊”开始投入常态化运营。在工业领域，上海宝钢的氢能炼钢项目使吨钢碳排放减少60%，“绿氢+化工”示范项目在新疆、甘肃落地。基础设施加速完善，截至2025年4月末，全国加氢站数量已超540座，覆盖30个省份，山东“氢进万家”、广东液氢运输等试点项目稳步推进，为产业规模化发展奠定基础。

核能与聚变能的颠覆性探索

在可再生能源规模化发展的同时，先进核能与可控核聚变等颠覆性技术正从实验室走向工程化阶段。这些技术以能量密度高、碳排放低的优势，成为保障能源安全的“压舱石”，更有望彻底改变未来能源供应格局。

先进核能实现模块化与多用途的突破——

我国核能产业正迎来“复兴时刻”，以小型模块化反应堆为代表的先进技术路线加速商业化进程，形成“大型堆与小型堆并举”的发展格局。10月16日，中核集团海南昌江“玲龙一号”完成一回路冷态功能试验，标志着这一全球首个通过国际原子能机构安全审查的陆上商用模块化小堆，正式由安装转入调试阶段。

“玲龙一号”彰显了我国核电自主创新实力。这款具有完全自主知识产权的小堆由中国核动力研究设计院研发，采用一体化设计将蒸汽发生器、主泵等关键设备集成在单一压力容器内，大幅减少外部管道与接口，从根本上降低泄漏风险。其革命性的非能动安全系统在极端情况下，仅依靠重力、自然循环等物理规律即可自动冷却，无需人工干预，安全性远超传统核电。模块化建造模式实现工厂预制、现场组装，建设周期较传统核电站缩短40%，单台机组年发电量达10亿千瓦时，可满足52.6万户家庭用电，减少二氧化碳排放88万吨。

核能的多用途价值正在被充分挖掘。“玲龙一号”不仅可发电，还能提供区域供热、海水淡化、工业供汽等服务，更可与电解水制氢结合，为氢能产业提供零碳能源支撑。在海南昌江，“玲龙一号”与光伏、储能组成“零碳能源岛”项目，实现核能与可再生能源的协同运行。与此同时，“华龙一号”全球首堆示范工程全面建成，年发电量达100亿千瓦时，碳排放趋近于零，形成“大型堆保障基荷、小型堆灵活补能”的核电发展体系。

可控核聚变期待从科研到产业的跨越——

可控核聚变被视为人类能源的“终极解决方案”，因其能量密度高、原料丰富、放射性污染低等优势，成为我国“十五五”规划前瞻布局的重点领域。2025年，我国聚变能技术迎来多项关键突破，加速从科研向工程试验和商业应用迈进。

实验装置矩阵持续扩容，参数不断刷新纪录。3月，新一代人造太阳“中国环流三号”国内首次实现原子核温度1.17亿摄氏度、电子温度1.6亿摄氏度突破；中科院合肥物质科学研究院的EAST装置此前已创下1亿摄氏度维持1066秒的世界纪录，为长脉冲聚变研究提供重要数据。10月1日，紧凑型聚变能实验装置“夸父启明”（BEST）完成主机杜瓦底座安装，计划于2027年底建成，将运用高性能超导磁体、氘氚聚变燃料等新技术发电。

产业生态加速构建，产学研协同发力。7月22日，中核集团牵头组建中国聚变能源有限公司，重点布局大科学实验、聚变堆材料研制等领域。目前可控核聚变创新联合体成员单位已扩容至38家，涵盖央企、民企、高校和科研院所，启动“聚变堆超导磁体产业化”等重点项目。民营资本也积极参与多元技术路线探索，河北新奥集团的“玄龙-50U”球形环氢硼聚变装置实现兆安级等离子体电流，正推进下一代装置“和龙-2”的选址建造，计划投资60亿元。

商业化路径逐渐清晰。中国聚变能源有限公司总经理张立波提出明确时间表：2027年开启聚变能燃烧实验，2030年具备工程实验堆研发设计能力，2035年建成首个工程实验堆，2045年左右建成首个商用示范堆。创新联合体成员钟武律则认为，在产学研协同攻关下，有望在10到20年内看到聚变能商用，为我国能源安全提供终极保障。

政策、技术与市场的协同进化

能源未来产业的崛起，离不开政策引导、技术创新与市场机制的深度协同。在建设新型能源体系目标引领下，多元融合的产业生态正在形成，为技术突破、规模扩张与质量提升提供全方位支撑。

政策体系从规划到落地的全链条支撑——

我国已构建起覆盖“研发—示范—推广—应用”的全链条能源政策体系，为未来产业发展提供稳定预期。国家层面，“双碳”目标与“十五五”规划形成战略指引，明确氢能、核聚变能等未来产业的发展定位；行业层面，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等政策给出具体目标，如2027年新型储能装机达1.8亿千瓦，到2030年形成较为完备的氢能产业体系等。

政策工具从“直接补贴”向“市场化机制”转型。在新能源领域，绿证交易市场全面推开，实现与全国碳市场的衔接，使可再生能源环境价值得到充分体现；在储能领域，分时电价、容量补偿、辅助服务市场等机制逐步完善，推动储能更好地实现价值；在氢能领域，“三北”地区对绿氢生产给予电价优惠，东部沿海对燃料电池汽车实行高速通行费减免，形成区域差异化支持政策。

监管体系同步创新。针对新型储能、先进核能等新技术，我国建立“包容审慎”的监管框架，在确保安全的前提下为技术迭代留足空间。“玲龙一号”通过国际原子能机构安全审查，为我国核电技术出海奠定基础；核聚变领域则依托国际合作机制，参与制定全球统一的安全标准，展现开放监管态度。

技术融合促进能源与多领域的跨界创新——

“能源+”跨界融合成为未来产业发展的重要趋势，能源与材料、信息、海洋等领域的技术结合，不断催生新业态、新模式，为产业发展注入新动能。

“能源+材料”突破核心瓶颈。在燃料电池领域，武汉理工氢电科技有限公司自主研发的CCM型膜电极，使用寿命增至2万小时，并且将贵金属铂的用量从每平方厘米0.8毫克降至0.28毫克，大大减少了燃料电池电堆生产成本。在储能领域，安徽熊储能源科技有限公司团队利用核桃壳制备钠离子电池负极材料，每克能储存超320毫安时的电量，首次充放电的钠离子损失率小于10%，同时低温碳化和余热循环利用技术可显著降低能耗。

“能源+信息”推动智能化转型。目前，数字孪生技术已应用于20%的大型电站，实现设备全生命周期管理；人工智能在电网调度中广泛使用，南网智联的AI调度系统可使新能源消纳率提升5%；量子信息技术开始探索应用于能源加密通信，保障智能电网安全。虚拟电厂作为“能源+信息”的典型融合形态，已在多地电力市场中得到广泛应用，通过聚合分布式能源与可调负荷，成为电网灵活调节的重要力量。

“能源+海洋”拓展发展空间。我国在海上风电与海洋能融合领域持续探索，广东、福建等地已经开展“风电+波浪能”示范项目，利用波浪能弥补风电间歇性缺陷。海水制氢、深海装备水下供能技术也进入实验室阶段，为海洋能源开发提供新路径。海上碳封存技术在渤海、南海开展试点，利用海底地质构造实现二氧化碳长期封存，助力工业脱碳。

产业协同使产学研用形成生态闭环——

我国已形成“科研院所攻关、企业转化、市场验证”的能源创新生态闭环，加速技术从实验室到产业化的转化。在核聚变领域，核工业西南物理研究院、中科院合肥物质科学研究院等科研机构负责基础研究，中国聚变能源有限公司统筹工程化推进，38家创新联合体成员单位分工协作，形成“基础研究—技术攻关—工程应用”的完整链条。

隆基绿能、晶科能源等光伏企业建立全球领先的研发中心，2024年研发投入占比均超5%，推动电池效率持续突破；宁德时代在储能领域拥有2.5万项专利，主导制定多项国家标准；新奥集团等民营企业跨界进入聚变能领域，带来资金活力与市场化思维，与科研机构形成优势互补。总之，企业在创新中的主体地位日益凸显。

同时，产业集群效应也显著增强。江苏盐城形成风电全产业链集群，涵盖整机制造、叶片、齿轮箱等环节，产值超千亿元；青海西宁打造“光伏制造之都”，聚集硅料、硅片、电池片企业，实现从原料到组件的全链条生产；广东佛山构建氢能产业集群，涵盖制氢设备、燃料电池、加氢站建设等环节，形成协同发展优势。

迈向零碳未来的中国路径

中国能源未来产业已足够令人瞩目，但在技术攻坚、成本控制、系统融合等方面仍面临挑战。面向未来，唯有持续深化改革、强化创新、扩大开放，才能推动产业高质量发展，为实现“双碳”目标提供坚实支撑。

必须正视当前面临的核心挑战。

技术层面，部分关键领域仍存在“卡脖子”环节。据了解，聚变能领域需突破等离子体稳态燃烧、耐强场高温材料、氚燃料自持等难题；氢能储运效率有待提升，液氢储运成本占总成本的40%，有机液体储氢等新技术仍处于实验室阶段；固态电池的电解质稳定性和生产工艺尚未突破，量产成本较高。

成本与市场层面，部分技术面临“经济性瓶颈”。信息显示，海上风电项目的海底电缆和运维成本占比达35%，短期内难以显著降低；长时储能虽成本下降较快，但与传统火电调峰相比仍不具备成本优势；绿氢虽价格大幅下降，但在工业领域替代灰氢仍需政策激励。因为市场机制尚不完善，新型储能、氢能等领域的收益模式仍不清晰，影响社会资本投入积极性。

人才与生态层面，当前跨学科人才缺口较大。聚变能作为多学科交叉领域，人才培养周期需5—10年，当前人才链存在明显缺口；能源数字化领域缺乏既懂能源技术又通信息技术的复合型人才。产业生态尚不成熟，聚变堆材料、高端电解槽等产业链环节仍需完善，配套基础设施建设滞后于技术发展。

要对未来产业的发展充满信心。

据了解，“十五五”期间，我国将进一步完善碳定价机制，扩大全国碳市场覆盖范围至建筑、交通等领域；建立氢能、储能等领域的全国统一标准体系，推动技术规范与国际接轨。市场化机制将更加成熟，虚拟电厂、综合能源服务等新业态蓬勃发展，形成“谁减排、谁受益”的市场环境。

能源与信息、材料、海洋的融合将催生更多新业态，“光储充检”一体化电站、零碳工业园区等场景将得到规模化普及。我国在光伏、风电、储能等领域的全球领先地位将进一步巩固，先进核能、聚变能等领域有望实现“并跑”向“领跑”跨越。通过“一带一路”能源合作，我国将推动光伏、风电等技术装备出口，与发展中国家共建绿色能源项目，分享能源转型经验。

2025年的中国能源未来产业，正站在技术突破与规模扩张的历史交汇点。中国正以自主创新为核心驱动力，以政策协同为重要保障，走出一条兼具安全性与经济性的零碳能源之路。这条道路不仅将保障我国能源安全，更将为全球能源转型贡献中国智慧与中国力量，推动人类社会迈向清洁低碳的未来。