赵鲁涛

北京理工大学管理学院教授

AI阅评：

本文在梳理我国能源结构转型最新变化的基础上，剖析了新型能源体系下保障风险发生的变化，即从单一品种的供给短缺转向不同要素之间的系统性错配，解构了从能源安全到能源资源安全的底层逻辑，提出从按传统煤、油、气等品种保供思路，切换为按产业转化能力、空间传输能力、系统平衡能力和规则参与能力四项关键功能治理的资源保障思路，具有现实针对性和决策启发性。

提要：

风电、光伏、储能和氢能体系等不是可直接开采的标准化燃料，而是高度依赖关键矿产、核心装备、土地与水资源、基础设施网络、系统调节能力及国际规则环境共同支撑的技术产业复合体。

党的二十届四中全会提出加快建设新型能源体系，这是新时代推动能源高质量发展、建设能源强国的重要部署。我国能源体系正在经历显著的结构变化。2025年，非化石能源占能源消费总量比重超过石油成为第二大能源类型，成为能源增量主体；风电、光伏合计装机首次超过火电；新型储能装机突破1亿千瓦，占全球比重超过40%，稳居世界首位。这些变化表明，我国能源体系正从以化石能源为绝对主导的传统体系，加速转向以非化石能源为供给增量主体、化石能源承担调节兜底功能、系统运行高度依赖多元基础设施和技术装备协同支撑的新型体系。

体系变了，安全的对象也随之改变。传统能源安全的分析框架围绕煤、油、气等标准化燃料的连续流动而建立，其基本假设是：安全保障的对象是可直接开采、运输和储存的燃料商品，保障手段是确保供给流量的稳定与通道的畅通。新型能源体系改变了这一前提。风电、光伏、储能和氢能体系等不是可直接开采的标准化燃料，而是高度依赖关键矿产、核心装备、土地与水资源、基础设施网络、系统调节能力及国际规则环境共同支撑的技术产业复合体。安全保障的对象已从能源流本身扩展到能源流得以形成的全部前提条件。本文将此类支撑新型能源体系安全运行的基础资源概括为能源资源。从能源安全走向能源资源安全，并非概念外延的简单扩张，而是安全分析框架的整体重构。

风险之变：从燃料供给中断转向多维系统性错配

传统能源安全框架虽然涉及价格波动、地缘政治和库存管理等多维风险，但其分析单元始终围绕燃料品种展开，保障逻辑的核心是确保特定燃料的供给流量。新型能源体系下，风险发生了重组，从单一品种的供给短缺转向不同要素之间的系统性错配。沿新型能源体系运行的内在逻辑，这些错配在“造得出、连得上、跑得稳、进得去”四个层面依次展开。

一是能力错配：资源可得性与产业转化能力的双重约束。新型能源体系的上游关键投入物已从油气转向锂、镍、钴、石墨、铜和稀土等关键矿产。这些矿产面临双重风险，一方面存在切实的供需缺口，国际能源署（IEA）在既定政策情景（STEPS）下预测，到2035年铜的供给缺口约30%，锂约40%。另一方面，开采和冶炼高度集中于少数国家，2024年6种关键矿产前三大冶炼国的平均市场份额从2020年的约82%上升至86%。供应集中度上升叠加地缘博弈加剧，资源民族主义和出口管制正在全球扩散。对我国而言，尽管在稀土、石墨等矿产的开采和冶炼环节具有优势地位，但在锂、钴、镍等矿产上对外依赖度仍然较高，而主要资源国的政策不确定性正在上升。即便矿产可得，冶炼加工、高端材料、关键部件等中下游转化能力跟不上，资源优势仍无法转化为系统安全。形成约束的不是某一种资源或某一个环节，而是从矿石到终端装备整条产业链的完整性。

二是空间错配：资源、负荷与基础设施的地理分离。风光资源富集区与电力负荷中心在地理上分离，大规模清洁电力的远距离输送依赖跨区特高压通道的持续建设，但通道建设周期长、投资大、跨省协调难度高。输电能力的增长滞后于新能源装机的扩张速度，且送受端省份在电价分摊和调峰责任上的制度性困境进一步加剧了这种滞后，由此形成的外送瓶颈是弃风弃光的重要成因。在电力之外，Power-to-X（P2X，将富余可再生电力转化为可存储、可运输、可跨行业使用的气体、液体、热、化学品等其他能量形态的技术路径总称，核心是解决风光电“发用错配”、实现跨季节储能与深度脱碳）路径引入了新的空间矛盾。电解水制氢每生产1千克氢气约需9~12千克纯水（不含制水与冷却），但绿电富集的西北地区恰恰是我国水资源最匮乏的区域，人均水资源量不足全国平均水平的三分之一，绿电与水资源在空间上的错位使绿氢的最优布局面临两难。进一步，Power-to-X路径所依赖的输氢和输碳管网建设远远落后于产业需求，我国尚无跨区域专用管道投入运营，制氢、用氢、碳捕集与碳利用在空间上的衔接无从实现。新型能源体系的空间问题涉及多种异质网络的规划同步与标准兼容，远超传统能源安全中以油气管道和海运航线为核心的通道安全范畴。

三是转换错配：新旧体系转换过程中的不同步。传统电力体系中煤电、气电、水电供给均可调度，系统平衡依靠供给侧跟随需求侧即可实现。新型体系中风光出力具有随机性和间歇性，系统平衡必须从单向的“源随荷动”走向双向的“源荷互动”，对调节能力的要求显著提高。在这一背景下，两类不同步问题同时存在。一是传统能源退出节奏与新能源替代能力之间的失调；二是新能源装机扩张与储能、灵活性改造、跨区输电等系统平衡能力建设之间的失调。两者叠加，部分省份弃风弃光与局部缺电并存，系统呈现总量充裕但有效容量不足的状态。2025年4月，伊比利亚半岛大停电是一个警示性案例。根据欧洲输电系统运营商联盟发布的事实报告，此次停电的直接原因并非可再生能源出力过剩，而是电网频率控制机制和系统韧性不足引发的链式崩溃。

四是规则错配：外部约束从资源获取转移至制度竞争。传统能源贸易中，外部约束主要体现为资源禁运和通道封锁，核心是“能不能买到”的问题。新型能源体系下，主要经济体正通过多套制度工具重塑能源贸易秩序，核心问题变为“能不能按对方的规则参与进去”。这些规则沿三条路径展开。第一条是市场准入门槛。欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年1月正式进入履约阶段，实质上将欧盟碳价传导至贸易伙伴的生产端，未建立对等碳定价体系的出口国将面临系统性成本劣势。第二条是产品标准壁垒。欧盟第三版《可再生能源指令》（RED Ⅲ）对绿氢和生物燃料设定了严格的溯源和认证要求，不符合标准的产品将被排除在欧盟市场之外；美国《通胀削减法案》（IRA）将电池矿产来源与税收补贴直接挂钩，产品能否获得补贴取决于供应链是否满足本土化或友岸外包采购要求。第三条是供应链安全审查。欧盟《关键原材料法案》（CRMA）设定了战略矿产本土化基准线。三条路径相互咬合：准入规则抬高成本，标准规则收窄通道，安全审查压缩空间。对我国而言，即便在技术和成本上具备竞争优势，也可能因规则不兼容而被排斥在主要市场之外。

治理之变：从能源产品保供转向能源资源底座的系统治理

传统的按煤、油、气、电分头保供模式已不足以应对复合约束，治理重心需要从按品种保供切换为按系统功能治理，围绕产业转化能力、空间传输能力、系统平衡能力和规则参与能力四项关键功能组织保障资源。

一是产业全链治理。与石油储备体系的成熟度相比，我国矿产储备管理职能仍分散于多个部门，收储释放机制的灵活性不足。在中下游环节，高端正极材料、碳化硅衬底、稀土永磁体等关键部件的自主化水平参差不齐，部分环节对进口技术和设备的依赖构成潜在的供应链脆弱性。国际上，主要经济体已将矿产安全治理从单一的资源获取拓展为覆盖全产业链的系统性工程。美国通过《国防生产法》将关键矿产纳入国防优先投资和采购承诺范围，欧盟CRMA设定了战略性原材料本土开采不低于年消费量10%、加工不低于40%、回收不低于25%的基准线。这些经验表明，有效的矿产安全治理需要上游储备机制、中下游产业能力建设和末端回收利用三个支柱协同推进。

二是基础设施协同。在电网层面，我国已建成全球规模最大的特高压输电网络，但配电网对分布式新能源的承载能力不足，省间交易壁垒制约了跨区调度的灵活性。在氢网层面，我国尚无跨区域专用输氢管道，天然气管道掺氢的比例标准和计量规则均未统一。相比之下，欧洲氢骨干网络计划由三十余家管网运营商联合推进，规划到2040年建成约5.8万公里输氢管道，约60%由现有天然气管道改造而来。尽管实际进展有限，但其将输氢管网规划与既有天然气基础设施改造统筹考虑、在统一技术标准下分阶段推进的路径设计，对我国构建跨区域氢网规划框架具有参考价值。在碳网层面，跨区域二氧化碳管网的规划、管输定价和第三方准入的监管框架均处于空白状态，碳捕集、利用与封存（CCUS）难以从单点示范走向区域组网。此外，欧洲能源系统的实证研究显示，氢网与碳网的协同规划能够显著降低系统总成本，两类网络在空间布局上存在互补性，联合规划可以共享管廊资源并优化投资时序。

三是新旧体系衔接。新旧体系衔接需要同时推进物理接口和制度接口建设。物理层面，2025年国家发展改革委和国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》，对三类机组分设灵活性指标，推动煤电从主力电源向灵活调节电源转型，这既是对传统能源退出节奏的主动管理，也是为新能源接入创造系统空间。制度层面，2024年1月实施的煤电容量电价机制将煤电从单一电量电价调整为两部制电价，标志着我国电力市场对容量价值的正式确认。2026年1月，国家发展改革委和国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将容量电价的覆盖范围从公用煤电扩展至全煤电、天然气发电、抽水蓄能和电网侧独立新型储能四类电源。然而，当前机制仍面临若干待解问题。各省落地细则的差异化程度可能削弱全国统一市场信号的有效性，可靠容量补偿机制的实际启动节奏取决于各地现货市场建设进度，而容量市场与辅助服务市场、碳市场之间的协同框架尚未建立。治理的核心挑战正从制度空白转向制度衔接，即多个并行推进的市场机制能否在价格信号层面实现一致性，将决定新旧体系耦合的实际深度。

四是国际治理参与。当前我国参与国际治理呈现结构性不对称：在能源供给侧具有强大市场影响力，但在碳核算方法学、绿氢认证标准、矿产供应链溯源规则等制度框架的制定中参与深度不足。改变这一错配需三线并进。一是夯实国内制度基础，当前全国碳市场正在逐步扩容，碳核算体系与欧盟碳排放交易体系（EU ETS）尚未互认，绿氢认证标准与欧盟委托法案存在显著差异，缺乏兼容性的国内制度既增加了出口企业应对CBAM的成本，也削弱了参与国际规则谈判的制度基础。二是提升多边平台中的议程设置能力，在IEA、国际可再生能源署（IRENA）、二十国集团（G20）等机制中从数据提供者转向方案供给者，将国内产业实践转化为可供多边讨论的制度方案。三是通过上合组织、金砖能源合作等区域机制拓展规则空间，为不同发展阶段的国家提供差异化的规则选项。对外依赖不可能完全消除，可行的方向是将依赖转化为可管理的风险敞口，将产业优势转化为规则塑造的谈判筹码。