2014年6月13日，习近平总书记在主持召开中央财经领导小组第六次会议提出推动能源生产和消费革命，要求“推动能源技术革命，带动产业升级。立足我国国情，紧跟国际能源技术革命新趋势，以绿色低碳为方向，分类推动技术创新、产业创新、商业模式创新，并同其他领域高新技术紧密结合，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点”。10 年来，我国在能源技术革命领域取得重要进展，但在当前形势下也面临不少挑战，需要有效施策持续推进技术革命。

一、我国能源技术革命关键进展和成就
     

近10年来，我国能源技术创新能力持续增强，关键领域成果不断。建立了完备的风电、太阳能发电、核电等清洁能源装备制造产业链，具备最大单机容量达18兆瓦的全系列风电机组制造能力，持续刷新光伏电池转换效率的世界纪录；形成具有自主品牌的“华龙一号”、“国和一号”等三代压水堆核电技术和具有第四代特征的高温气冷堆先进核电技术。常规油气勘探开采技术达到国际先进水平，页岩油气勘探开发技术和装备水平大幅提升，煤炭绿色开采和清洁利用技术水平持续进步。能源领域科技创新，实现从“跟跑、并跑”向“创新、主导”加速转变。

(一)可再生能源发电技术

首先，可再生能源技术实现快速迭代升级。光伏电池量产技术水平已处于世界领先地位，2013年多晶硅电池还是主流量产技术，这10年间已经完成到铝背场单晶电池(BSF)，再到发射极钝化和背接触(PREC)单晶电池的技术迭代转变，而从P型的PERC晶硅电池到以隧穿氧化层钝化接触(TOPCON)和异质结电池为代表的的N型晶硅技术的迭代已经在加速进行，N型电 池产线在2023年已成为新建产能的主力。通过技术迭代，晶硅电池量产效率快速提升，2013年主流的多晶电池量产效率为17.6%，到2023年PERC单晶电池已达到23.4%，N型的TOPCON和异质结电池量产效率更是分别提高到25%和25.2%，10年间效率提升了约7.5个百分点。与此同时晶硅光伏电池 实验室技术也不断取得新突破，不断刷新并保持着晶硅电池实验室转换效率的世界纪录，最高效率达到27.09%，已经接近理论极限。风电机组在这10年间也实现产品快速迭代更新，并加速向大型化智能化趋势发展。陆上风电机组新增装机平均容量从2013年的约1.7MW大幅提高到2023年的超过6MW，并且10MW级陆上风机也已经进入市场；在海上风电方面，2023年国内企业实现了18兆瓦海上风电机组正式下线，在建海上风电项目10兆瓦及以上机型成为主流。

其次，新能源设备产业链供应链优势扩大。光伏产业彻底摆脱早期上游原材料、下游市场和装备“三头在外”的不利局面，形成了从装备制造到光伏各环节产品，再到下游应用完整的产业链。近10年来，光伏全产业链主要环节的产能产量实现飞速增长，在全球的占比持续提升。在主要生产环节中，2023年多晶硅料、硅片、电池片和组件的产量分别达到143万吨、622GW、545GW和499GW，相比2013年大幅提高了15.8倍、20.1倍、20.7倍和17.2倍。从占比来看，我国硅片、电池片和组件等中下游环节产量占比到2022年均提高到85%以上。上游的多晶硅料环节在2013年仍需要大量进口，国内产量占比只有35%，2022年已经大幅提高到86%。根据市场机构统计，2024年各环节的国内名义产能都将超1000吉瓦，组件以外的其他环节在全球占比预计均将超过90%以上。风电领域，受益于国内市场的增长，近10年来制造业规模不断提升，我国也已成为全球最大的风电装备制造基地，整机机组的产量占到全球的三分之二以上外，发电机、轮毂、机架、叶片、齿轮箱、轴承等关键大部件的产量也占全球的60%~70%。

第三，新能源产品成本竞争力迅速提升。得益于规模经济、全产业链优势和市场竞争，新能源设备成本大幅下降。光伏组件价格从2013年的约4.5元/瓦降至2023年的不到1元/瓦，下降超过75%。陆上风电整机价格从2013年约4000元/千瓦大幅下降到2023年约1500元/千瓦，下降超过60%;海上风电整机价格也从2016年的约7000元/千瓦大幅下降到2023年的约3000元/千瓦。2013年，我国风电和光伏发电开发还需要高强度的补贴，现在则已经完全能够平价甚至低价上网，为我国风电光伏大规模经济开发，实现电力乃至能源的低碳转型提供了根本保障。同时，新能源产品竞争力的提升，推动我国新能源产品出口规模不断扩大。光伏产品已经成为外贸出口“新三样”之一，2023年其出口额达到485亿美元，比2013年的123亿美元大幅提高293%。风电整机出口也从2013年不到700MW提高到2023年的4.7GW。因此，这10年间美欧等国家和地区尽管不断地对我国新能源产品出台贸易限制措施，但我国新能源产品在全球市场应用依然不断扩大，最重要的原因是我国新能源产品在国际上具有非常明显的成本优势。

(二)核能技术

三代自主核电技术和装备体系基本形成。我国已掌握先进三代核电设计、制造和运维技术，我国自主研发的百万千瓦级三代核电“华龙一号”，采用能动加非能动安全技 术，主要技术和安全性能指标均处世界先进水平。2021年我国第一台“华龙一号”机组投入运行，到2023年底已经有5台“华龙一号”机组投入运行，“华龙一号”机组已经进入了批量化建造阶段。除了“华龙一号”，在引进、消化第三代先进核电AP1000非能动技术的基础上再创新形成的“国和一号”(CAP1400)在2020年完成研发，并已具有完全自主知识产权。“国和一号”作为全球最大的非能动压水堆核电站，单机组输出功率约150万千瓦，包括主泵、爆破阀、压力容器、蒸汽发生器等关键设备材料全部实现自主化设计和国产化制造，全部设备国产化率也超过90%。“国和一号”示范工程一期两台机组建设工作在山东省威海市荣成稳步推进中。目前，中国核电已形成了较完备的三代核电产业体系，自主成套能力达到8~10套/年左右，重大装备和关键材料实现国产化。第四代核电技术和示范工程建设取得突破。高温气冷堆使用气体进行堆芯冷却，具有“固有安全性”。作为全球首座模块式高温气冷堆，石岛湾高温气冷堆示范工程于2012年12月正式开工，具有完全自主知识产权。2021年12月首次实现并网发电，2023年底通过168小时连续运行考验，正式投入商业运行，标志着我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平，该示范工程先后攻克了多项世界级关键技术，设备国产化率达到93.4%，创新型设备600多台(套)。依托该示范工程，我国系统掌握了高温气冷堆设计、制造、建设、调试、运维技术，并培养和建立了系统的人才、标准和知识产权体系。除了高温气冷堆，我国在钠冷快堆技术和示范工程建设方面也进展较快。示范快堆工程项目1号60万千瓦机组于2017年底实现开工建设，2号机组也于2020年底实现开工建设。

(三)新型储能技术

近年来，随着全球主要国家以及我国风 电光伏比例的大幅提升，对储能的需求快速提升。我国抽水蓄能装备制造达到世界先进水平，成功实现700米级水头和40万千瓦级抽水蓄能机组等核心装备的研制和应用。新型储能技术最近10年取得技术突破和市场规模应用。其中，锂离子电池储能的综合优势最强，从10年前仅仅是小规模的兆瓦级技术示范发展到目前GWh级别的商业化项目，技术和商业成熟度均实现了质飞跃。截至2023年年底，全国新型储能累计装机31.39GW/66.87GWh，这其中锂电储能占比超过95%。

技术上，锂电池储能电芯已经实现大容量、长寿命、低成本和高安全的专业化方向发展。2020年以来，大型储能电站开始应用280Ah大容量储能专用电芯。大容量专用电池通过向更大容量(300Ah+)、高安全、长寿命方向发展，可有效降低储能系统成本。除了容量外，储能电池寿命也实现了本质提升，2023年已经有多家企业宣布实现1万次甚至1.5万次循环寿命和20年以上的日历寿命。锂电技术的快速进步以及规模化应用，也推动了电池成本快速下降。2013年锂电池电芯 价格在约3元/ 瓦时水平，到了2024年初储能电池电芯价格大幅下降至大约0.4元/瓦时的水平，降幅达到85%左右，储能系统成本最低也已经降低至不到0.6 元/瓦时的水平。

产业层面，我国锂电储能电池企业在全球逐渐占据主导地位，占有率不断提高。2020年以前日、韩锂电池企业的市场占比达到约66%。我国锂电企业在2020年之后不但在国内市场占据绝对优势，在海外市场凭借技术和成本优势不断开拓市场。2023全球储能电池出货前5名全部为国内企业，前10名国内企业占据8位，这8家企业出货占比达到86%，相比2020年提高了65个百分点，2023年的出货量相比2020年提高了接近40倍。

除了锂电储能外，包括压缩空气、液流电池技术等储能技术也取得较大进展。压缩空气储能领域，2013年以来我国先后建成1.5MW、10MW和百兆瓦级压缩空气储能示范项目，尤其是百兆瓦级项目的系统效率达到70%，是目前全球系统效率最高的压缩空气储能系统;国内机构研制出具有完全自主知识产权的国际首台300MW级先进压缩空气 储能系统多级高负荷膨胀机，居国际领先地位。液流电池储能方面，国内全钒液流电池技术成熟度较高，电池离子交换膜、双极板、端板、电堆、电解液配方等环节均已实现国产化。全国已经有数十个液流电池项目(包括签约、开工和投产)，绝大多数是全钒液流电池，项目规模从兆瓦级到百兆瓦级不等。全钒液流电池成本仍然较高，2023年央企大容量项目的平均中标单价约2.6元/瓦时，虽然同比2022年下降约15%，但是仍远高于锂电池储能，制约了该技术的推广规模和进度。

(四)氢能技术

以可再生制氢为代表的氢能技术作为可实现化工、钢铁等工业，以及交通等终端部门绿色转型的重要手段，近年来取得较大进展，但总体来看技术成熟度仍有很大的提升空间。

氢能供应技术不断完善。在上游氢能制 取方面，电解水制氢技术和产业取得较大进步。目前行业中主流的电解水制氢技术主要包括碱性电解槽和质子交换膜 (PEM) 电解槽。我国商业化应用以碱性槽为主，成本与欧盟 相比具有很大优势。为了降低电解槽成本，国内碱性电解槽单槽规模持续加大，2024年初单槽每小时制氢规模3000标方碱性制氢装备实现下线和发运。近年来碱性槽全国的年产能也快速提升，2020年还不到1GW，到 2023 年已经突破10GW。相比之下，国内PEM电解水制氢由于起步晚，2020年以前国内装置功率只有数十千瓦2023年已研制成功单槽功率MW级别的PEM制氢装置。在中游氢能储运和加注环节方面，相关技术稳步推进。III型车载氢瓶、高压固定容器、20兆帕长管拖车、35兆帕加氢机等技术已经较为成熟，进入批量生产和充分验证阶段。98兆帕全国产化固定储氢容器和45兆帕(含以上)固定储氢瓶组性能基本达到国际先进水平。但是固定式IV型瓶、液氢储运和加注成套技术还处于方案和原理验证阶段，50兆帕长管拖车储氢瓶、70兆帕车载IV型瓶、70兆帕瓶口阀门尚未达到市场化应用水平，与国外水平差距较大。

在氢能应用方面，交通和工业多元化应 用趋势明显。氢能应用技术主要包括作为原料和动力燃料两种方式，动力方面主要以燃料电池技术为主。近年来我国燃料电池技术取得很大进步，电堆与系统集成技术水平大幅提升，金属双极板燃料电池电堆耐久性达到1~2万小时，应用于商用车的石墨双极 板电堆寿命已达到2~3万小时；质子交换膜、催化剂等核心材料虽与国际水平存在差距，但也已经初步实现量产，核心材料国产化进程稳步推进。燃料电池系统成本也实现大幅下降，2016年前后每千瓦价格超过1万元，2023年底已经降低至最低2000元左右。氢作为原料主要应用在化工、冶金等工业领域，近年来我国在这些领域开展了一批示范项目。化工领域通过绿氢替代灰氢，实现甲醇合成、煤制油气、炼化等行业由高碳工艺向低碳工艺转变。比如，甘肃兰州“液态阳光”示范项目采用光伏发电电解水制氢，与二氧化碳合成甲醇;新疆维吾尔自治区库车绿氢炼化示范项目于2023年顺利实现光伏制氢，替代炼化使用的灰氢。炼钢领域，2022年宝武湛江钢铁零碳示范工厂百万吨级氢基竖炉正式开工，是国内首套集成氢气和焦炉煤气进行工业化生产的直接还原生产线; 2022年底全球首套焦炉煤气零重整直接还原氢冶金示范工程，即河钢集团张宣科120万吨氢冶金示范工程一期全线贯通 。

(五)新型电网与智慧能源技术

特高压交、直流输电技术达到世界领先水平。全面掌握1000千伏交流和±1100千伏直流及以下等级的输电技术，世界首个±800千伏特高压多端柔性直流工程昆柳龙直流工程成功投运。大电网规划运行基础理论、系统仿真、安全控制技术实现突破，掌握了电磁、机电、中长期多时间尺度全过程混合仿真技术，建成世界上功能最强的特高压交直流电网仿真平台，智能电网调度控制系统大规模推广应用，有力保障了大电网安全。此外，电力装备制造技术突飞猛进，取得了巨大成果，整体已处于国际先进水平，部分技术达到国际领先水平;特高压已经逐 渐成为“中国制造”的名片，特高压输变电成套装备、智能电网成套保护控制装备等核心自主创新关键技术支撑我国建成了全世界最大的交直流混合大电网。

同时，电网智能化数字化水平不断提升。当前我国能源和电力面临发展转型的新阶段，与电源的转型相配合，电网发展总体上朝着向国家骨干输电网与地方输配电网、微网相结合的方向发展。一方面，不断适应水能、风能、太阳能发电等大规模可再生能源电力以及清洁煤电、核电等集中发电基地的电力输送、优化和间歇性功率相互补偿的需要；另一方面，通过提升电网智能化水平，主动适应大规模分布式新能源发展，支持大量分布式电源接入，并支撑电动汽车充电桩、新型储能、虚拟电厂等多种类负荷主体接入，分布式电源接纳能力稳步提升，保障了超过1亿千瓦的各类分布式电源灵活接入。

(六)化石能源高效开发与清洁利用技术

1. 油气勘探开发技术不断提升

我国陆上油气勘探开发水平已居世界石油行业前列，海洋油气勘探生产与装备获得重大突破，石油服务业装备技术基本实现自主化，常规装备全面国产化。在石油开发方面，形成了国际领先的高含水提高采收率、先进的低渗透和稠油开发技术，发展了国际领先的挖潜、二类储层聚驱、三元复合驱等高含水油田提高采收率技术，以及低渗透、中深层稠油等开发重大技术，支撑了“西部、海上、海外、新疆维吾尔自治区”四大油气生产区建设。在海洋勘探开发方面，10年间相继攻克了常规深水、超深水及深水高温高压等世界级技术难题，勘探开发和生产能力实现了从300米到1500米超深水的历史性跨越，完成了3000米超深水海域地震勘探作业，我国跃升成为全球少数能够自主开展深水油气勘探开发的国家之一。在非常规油气勘探开发方面，基本形成海相页岩气评价选区、水平井钻完井和体积压裂等关键技术，引领页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气勘探技术及开发。

2. 煤炭绿色开采和清洁利用取得突破

煤炭高效开发方面，特厚煤层大采高综放开采等关键技术及装备达到国际领先水平。煤炭智能化、绿色化开采取得成效，形成智能化煤矿一体化解决方案，煤矿智能化逐步由试点示范转向大范围推广应用，保水开采、充填开采等与生态环境保护相融合的绿色开采技术取得突破并实现推广应用。燃煤发电整体技术水平、装备水平和供电煤耗均达到国际先进甚至领先水平，2022年投产的申能安徽平山电厂二期135万千瓦二次再热超超临界机组，额定工况机组供电煤耗249.3克/千瓦时，创下最新世界纪录。在煤炭高效转化技术方面，我国成功研发出大型煤气化技术及装备，开发了煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃、煤制乙二醇等新型煤转化大规模工业技术，居于国际领先水平。

二、能源技术创新面临的形势和挑战

当前，全球科技创新进入空前密集活跃期，尤其是在能源安全新战略和数字革命双重驱动下，新能源、非常规油气、先进核能、智慧能源、新型储能、氢能等新兴能源技术正以前所未有的速度加快迭代，成为全球能源转型变革的核心驱动力。新兴能源已成为国际能源产业竞争的制高点，欧美日等发达国家持续加大投入，谋求新一轮科技革命和产业变革竞争的制高点；新能源利用新模式、新业态日益丰富，给人类生产生活方式带来深刻变化。在此形势下，我国虽然在能源技术领域取得较大成绩，但也面临着一系列挑战或短板。

 (一)部分关键技术存在较大差距，关键设备的国产化率仍需提高

如燃料电池领域整体差距较大，部分核心材料、关键部件等依赖进口；油气开发中的部分装备国产化率偏低，非常规油气低成本勘探开发技术及装备与国际先进水平存在较大差距;部分大型核电分析设计软件和满足核级标准的仪控系统尚依赖国外等。新能源领域大容量风电机组主轴承、光伏电池银电极用的银粉等部分关键零部件与国际先进水平仍有差距，锂电池部分材料生产所需的设备仍存在对外依赖较为严重的现状。能源领域的部分通用芯片、工业软件等对外依赖较高，比如能源装备控制系统所用的部分IGBT、FPGA、DSP等功率器件与芯片，结构分析软件、CAD/CAE 等各类工业通用分析软件，基本来自国外。

 (二)关键技术领域的标准规范和检测认证的国际认可度与影响力仍需提升

标准规范和检测认证是技术产业体系的核心要素。但是目前我国能源技术和产品的标准主要跟随国外，检测和试验也依靠国外。部分标准虽然实施时间较早，但技术指标滞后于快速技术变革与能源产业实际发展需求。国内标准虽然质量、影响力不断提高，但与包括IEC等的国际标准组织相比，仍存在认可度低、行业影响力弱等问题。在检测认证方面，国内缺乏满足市场需要且在国际上有权威性的检测和试验平台。我国能源领域的检测认证机构相比国外先进机构，仍存在检测能力不强、测试数据国际公信力亟待提升的情况，导致国内检测机构出具的关键认证数据难以得到国外权威机构的认可，影响全球市场拓展。

(三)技术迭代快，部分优势领域存在被“弯道超车”的风险

我国在当前主流新能源技术路线上占有绝对优势，包括光伏技术当前已经规模化的TOPCON技术或者异质结电池技术路线，锂电池目前的主流材料体系均占有绝对优势，国外已经难以同我国进行竞争。但是新能源技术迭代很快，下一代技术路线面临较大的不确定性，其中基于钙钛矿电池的晶硅叠层电池技术和固态锂电池具有最大的潜力，是国外企业和研究机构寄希望对中国实现“弯道超车”的主要技术路线。如果国外钙钛矿和固态锂电池产业化速度超过预期，将对我国现有的光伏和锂电池产业造成巨大的冲击。

 (四)能源技术创新体制机制仍有待优化

我国能源科技成果转化率不高，能源企业创新研发主体作用亟待加强，基础研究和前沿技术领域的大量研究成果还不能及时走出实验室，重大能源专项研发形成的部分设备成果也难以得到工程应用。能源科技领域的基础研究和公共服务机构有待加强，国内现有能源科技领域的研发和服务平台基本各自为战且对外开放性不强。部分领域项目安排不合理，科技项目动态调整与退出机制不健全，一些关键技术和重大装备的研发安排上落后于行业发展实际，部分技术支持存在急功近利和“看苗浇水”现象。

三、政策建议 

首先，加大新能源技术研发力度，补足短板，保障新能源产业供应链自主可控。在强化现有优势的基础上，着力解决部分关键原材料(银粉、质子交换膜、燃料电池催化剂等)、关键部件(大功率风电轴承、车用储氢瓶等)、生产及检测设备等依赖进口的问题; 同时，开展新能源底层短板技术攻关，包括攻克IGBT芯片、高精度传感器和控制器、工业通用分析软件等通用技术。推动包括异质结等N型高效光伏电池、大容量海上风电机组等关键技术产业化，并开展前沿技术布局，对钙钛矿晶硅叠层电池、深远海漂浮式海上风电机组、固态锂电池等开展技术攻关。

其次，整合优化科技资源配置，建立能源技术创新研发支持机制。一是，以国家能源转型战略性需求为导向，推进科技创新体系优化组合，加快构建现代能源系统国家实验室。二是，构建能源技术创新市场激励机制，鼓励企业加大研发投入。保持和增加能源技术创新经费投入强度，从源头上增强创 新主体的创新能力和创新水平。三是，优化财政在能源技术创新基础研究、应用研究、试验发展三个不同阶段的投入比例，合理规划不同阶段的支出规模，支持产业共性基础技术研发。最后，完善技术创新法律保障机制，营造能源科技创新生态。

第三，开展重点绿色低碳技术创新工程示范，加快先进技术推广。对氢能、长时新 型储能、四代核电等处于市场化初期的重点绿色低碳技术通过示范工程等措施，逐步提高其成熟度，并通过“领跑者”、赛马等形式 遴选先进技术，推动技术加速成熟与成本快 速下降。并大力推动成熟低碳技术的产业化应用，发展绿色低碳产业集群。

第四，加强国际合作。坚持开放式创新，支持国内外企业建立风电、光伏和储能 等领域的联合创新平台，更主动地参加和牵 头开展能源领域的国际标准制定和修订，提高检测认证互认水平。同时，以“一带一路”为重点，积极开拓中东、南亚、东南亚和非洲等地区的能源市场，共建绿色“一带一 路”，不断增强我国清洁能源技术、产品和标准对全球能源转型的引领作用。