中国新型能源市场洞察报告

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本报告旨在对中国“新型能源体系”的当前格局、核心驱动力、政策环境及“十五五”期间（2026-2030年）的发展趋势，提供一次系统性、前瞻性的深度分析。区别于传统聚焦于风能、光伏的“新能源”报告，本报告将“新型能源体系”作为一个有机整体，系统性地涵盖了作为增量主体的风能与太阳能、作为基荷基石的核能、作为系统稳定器的水力发电（含抽水蓄能）、以及作为跨领域桥梁的氢能。

报告的核心观点认为，在“3060双碳”目标与国家能源安全的双重战略驱动下，中国能源行业的发展范式已发生根本性转变：从追求单一能源形式的规模扩张，转向构建一个各组成部分深度耦合、协同互补的多元化、韧性化、智能化的能源网络。

展望“十五五”，体系的经济性、安全性与灵活性将成为所有政策制定与市场投资的核心标尺。报告研判，核电与抽水蓄能将迎来新一轮建设高峰，以保障系统的稳定与调节能力；而“绿氢”产业将在完成技术与经济性验证后，开启从示范到商业化的关键跃迁，成为实现深度脱碳和能源存储的战略支点。

中国新型能源体系定义与现状

（一）核心定义

传统的“新能源”概念，主要源于《中华人民共和国可再生能源法》[1]，在行业实践中通常指风能、太阳能等新兴可再生能源。然而，这一概念已不足以描绘当前中国能源革命的全貌。

“新型能源体系”这一概念，源自中国最高决策层对能源战略的顶层设计，其核心是“构建以新能源为主体的新型电力系统”[2]。它并非简单地罗列能源种类，而是一个强调系统性、协同性与安全性的结构化概念。在本报告中，“新型能源体系”被定义为：

一个以保障国家能源安全为根本前提，以风能、太阳能等可再生能源为增量主体，以安全先进的核能为基荷基石，以大型水力发电（特别是抽水蓄能）为系统稳定器，以氢能为跨领域耦合桥梁，并由坚强智能的电网和多元化的储能技术深度融合而成的综合能源网络。

此定义明确了体系内各能源形式的战略角色：

Ø增量主体（风、光）：提供清洁电力的主要增量，但其波动性是驱动体系变革的根本原因。

Ø基荷基石（核能）：提供7x24小时不间断的、不受气候影响的清洁电力，是保障系统可靠性的“压舱石”。

Ø系统稳定器（水电/抽水蓄能）：凭借其快速启停和灵活的调节能力，平抑风光出力波动，是保障电网安全的“减震器”。

Ø耦合桥梁（氢能）：作为二次能源，可将过剩的电力转化为化学能，实现能源的跨季节存储和跨领域（工业、交通）应用，是实现深度脱碳的“连接器”。。

（二）核心驱动力

中国坚定不移地推进新型能源体系建设，其根本驱动力源于两大国家战略，一方面“双碳”目标是体系发展的方向性约束，决定了体系必须以非化石能源为核心；另一方面“能源安全”是体系发展的底线性约束，决定了体系必须是可靠、稳定且自主的。这两大驱动力共同作用，决定了中国不能仅仅依赖单一的、不稳定的可再生能源，而必须构建一个多元互补、韧性强大的“新型能源体系”：

“3060双碳”目标：中国已向世界作出“力争2030年前实现碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和”的承诺[3]。这一目标意味着中国的能源结构必须在未来几十年内完成从以化石能源为主到以非化石能源为主的根本性转变，为体系的构建设定了明确的时间表和路线图。

能源安全新战略：复杂的国际地缘政治格局与全球大宗商品价格的剧烈波动，使得将“能源的饭碗必须端在自己手里”提升到前所未有的战略高度[4]。发展自主可控的风、光、水、核、氢等国内能源，是摆脱对外部化石能源依赖、保障国家经济社会稳定发展的必然选择。

（三）体系现状：规模与结构

根据国家能源局发布的最新电力工业统计数据[5]，并结合行业发展趋势推算，截至2025年10月，全国发电总装机容量已超过32亿千瓦，其中非化石能源装机占比历史性地突破55%，成为中国电力供应的“半壁江山”。中国新型能源体系各主要组成部分的装机规模与结构特征如下：

Ø风能与太阳能：作为增量主体，两者总装机规模已超过12.5亿千瓦，是中国乃至全球电力增长的核心引擎。其发电成本持续下降，大部分地区已实现平价上网，经济性优势凸显。

Ø水力发电：总装机规模约4.4亿千瓦，位居世界第一。其中，常规水电开发已近饱和，工作重心转向存量优化。而抽水蓄能装机规模已突破6500万千瓦，提前完成“十四五”规划目标[6]，其作为系统调节器的战略价值正被市场与政策高度认可。

Ø核能：在运装机规模约7800万千瓦，在建及已核准规模超过3000万千瓦，稳居全球第二大核电装机国和第一大在建国。所有在运机组均保持高水平安全运行记录，为东部沿海负荷中心提供了近4000亿千瓦时的稳定、零碳电力，有效支撑了区域经济发展。

Ø氢能：产业仍处于商业化初期。据不完全统计，全国已建成加氢站超过500座，燃料电池汽车保有量近3万辆。更具标志性意义的是，以内蒙古、吉林等地的多个“风光制氢一体化”示范项目已投产，年产“绿氢”规模超过5万吨，初步验证了利用可再生能源规模化制氢的技术路径[7]。

上述数据清晰地表明，新型能源体系的“四梁八柱”已初步搭建完成。风光提供了发展的“速度”，而水、核则保障了系统的“稳度”与“可靠度”，氢能则代表了未来的“深度”与“广度”。体系的结构性特征已经显现，为“十五五”期间的加速融合与优化奠定了坚实基础。

产业政策环境

（一）顶层设计：“先立后破”与系统规划

自“双碳”目标提出以来，一系列纲领性文件为新型能源体系的发展确立了顶层框架：

《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》与《2030年前碳达峰行动方案》[8]：这两份文件共同构成了中国“双碳”目标的“1+N”政策体系中的“1”，是所有能源政策的总遵循。它们明确了“处理好发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系”，并强调了“安全降碳”的原则。

《“十四五”现代能源体系规划》[9]：该规划是能源领域的具体行动纲领。它不仅设定了到2025年非化石能源消费比重达到20%左右、非化石能源发电量比重达到39%左右等关键指标，更重要的是，它系统性地对风光大基地、水电、核电、储能、氢能等的发展做出了全面部署，体现了多能互补的系统性思维。

“先立后破”是当前能源政策的基石方法论。“立”，即是积极推动风、光、水、核、氢等非化石能源的发展，建立起稳定可靠的清洁能源供应能力；“破”，则是在确保能源安全的前提下，有序减少对化石能源的依赖。这一方法论决定了政策制定者必须同时扮演好“建设者”（推动清洁能源发展）和“管理者”（保障系统稳定）的双重角色。

（二）市场机制：从“价值发现”到“成本疏导”

为引导各类资源在新型能源体系中发挥其应有作用，一套以市场化为核心的价值发现与成本疏导机制正在加速形成。

电力市场化改革：全国统一电力市场体系建设加快推进，中长期交易、现货交易和辅助服务市场协同运行的格局初步形成。超过80%的工商业用电量已通过市场化方式交易[10]。现货市场的分时电价，能够真实反映电力的供需关系，激励发电侧在高峰期多出力、用户侧在低谷期多用电。辅助服务市场则为能够提供调峰、调频、备用等服务的电源（如水电、抽水蓄能、储能）提供了额外的收益渠道，使其“灵活性”价值得以量化和变现。

针对“稳定性”和“灵活性”的专项电价政策：核电方面沿用较为稳定的标杆上网电价政策，保障了项目投资的长期稳定回报，符合其作为基荷电源的资产属性。抽水蓄能方面2023年起全面实施的“两部制”电价（容量电价+电量电价）是里程碑式的制度创新[11]。容量电价确保了电站无论是否发电，都能凭借其为电网提供备用和调节的能力获得稳定收入，彻底解决了其投资回报的难题，极大地激发了社会资本的投资热情。

针对“绿色价值”的认证与交易：2023年，国家发改委、财政部、国家能源局联合发文，明确了绿证是中国可再生能源电力消费的唯一凭证，并扩大了绿证核发范围，首次将大型水电纳入其中[12]。绿证交易为可再生能源项目在电价之外，开辟了新的收入来源。同时，它也为承担可再生能源消纳义务的下游用户和无法自行完成消纳责任的发电企业，提供了履约的市场化途径，将“绿色发展”的成本在全社会范围内进行更合理的疏导。

上述政策组合拳的目标非常清晰：通过市场化手段，让每一种能源形式的“电能量价值”（发电本身）、“绿色环境价值”（零碳属性）和“系统服务价值”（稳定性、灵活性）都能被独立计量和公平定价。这套机制正在引导资本从投资单一的发电资产，转向投资能够为整个能源系统创造综合价值的资产组合。

主要能源形式市场分析

（一）风能与太阳能：从“主角”到“体系基石”

作为体系的增量主体，风光产业已进入“大规模、高质量、市场化”发展的新阶段。竞争焦点从单纯的规模扩张，转向了技术创新（如N型光伏电池、大兆瓦及漂浮式风机）和商业模式创新（如“源网荷储一体化”项目开发）。中国拥有全球最完整、最具竞争力的风光产业链。技术迭代、规模效应与激烈的市场竞争共同推动了发电成本的持续下降，为全社会能源转型提供了经济可行的基础。

Ø“十五五”研判：风光发电量占比将持续提升，其波动性对电网的冲击也将愈发显著。因此，未来的发展将与储能、氢能、抽水蓄能等调节性资源深度绑定。能否成功开发“风光+X”的一体化项目，将成为衡量企业核心竞争力的关键。

（二）水力发电：从“发电主力”到“系统稳定器”

常规水电开发已基本完成，其角色从过去的“发电主力军”转变为保障电力供应的“压舱石”和“调节器”。而抽水蓄能则迎来了历史性的发展机遇，全国超过20个省份正在规划和建设抽水蓄能项目，总规模空前。水电产业链高度成熟，技术壁垒和资本壁垒极高，市场由三峡集团、雅砻江水电、国投电力等少数巨头主导。抽水蓄能的建设热潮，为水泵水轮机、大型发电机等高端装备制造带来了确定性的增长空间。

Ø“十五五”研判：水电的核心任务将是“服务于系统”。常规水电将聚焦于梯级水库群的联合优化调度，以提升调峰能力。抽水蓄能的建设将全面提速，其发展目标可能在“十四五”基础上再次大幅上调，成为吸纳风光、保障电网安全的“定海神针”。

（三）核能：从“有益补充”到“基荷基石”

中国已形成“华龙一号”、“国和一号”等具有自主知识产权的三代核电技术品牌，并实现了批量化、规模化建设。核电“积极安全有序发展”的方针得到坚决贯彻，每年保持6-8台机组的稳定核准节奏。核电产业链是典型的高端制造业，自主化、国产化水平是国家核心竞争力的体现。“华龙一号”超过90%的设备国产化率，标志着中国已完全掌握三代核电的全产业链核心技术[13]。中核集团、中广核集团、国家电投三大核电寡头主导着整个市场。

Ø“十五五”研判：核能的战略地位将得到前所未有的强化。为保障能源安全和应对未来电力需求的增长，年均核准节奏有望提升至8-10台。同时，更先进的四代核能技术（如高温气冷堆）和更灵活的小型模块化反应堆（SMR）有望在“十五五”期间实现商业示范，为核能的应用开辟供热、制氢等新场景。

（四）氢能：从“未来能源”到“现实桥梁”

氢能产业正处于从导入期向成长过渡的关键阶段。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》[14]为其发展提供了顶层设计。当前市场呈现“示范引领、多点开花”的局面，在重卡、公交、化工、冶金等领域均已出现商业化应用案例。氢能产业链长且复杂，当前呈现“上游（制氢）和下游（应用）热，中游（储运）冷”的结构性不平衡。降低“绿氢”成本和破解储运瓶颈是产业发展的两大核心痛点。

Ø“十五五”研判：“十五五”将是氢能产业的“破局之战”。政策将聚焦于支持可再生能源制氢（如专项电价）和关键基础设施（如输氢管道）建设。预计到2030年，随着技术进步和规模效应，绿氢成本有望降至20元/公斤以下，在部分领域具备与传统化石能源竞争的经济性，从而开启真正的规模化发展时代。

技术环境与未来趋势

新型能源体系的构建，本质上是一场由技术革命驱动的深刻变革。技术的进步不仅决定了各类能源的经济性，更决定了整个体系的安全性、灵活性与智能化水平。

（一）发电侧技术：追求“效率极限”与“场景拓展”

光伏：PERC（发射极和背面钝化电池）技术已近理论效率极限，市场占有率虽高但已显疲态。

n“十五五”研判：场将全面转向更高效率的N型电池技术，其中TOPCon技术凭借其与现有产线的良好兼容性将成为主流，而HJT（异质结）和XBC（全背接触）技术将在高端市场占据一席之地。更具颠覆性的钙钛矿/晶硅叠层电池技术，有望在“十五五”末期实现小规模量产，其理论效率远超现有技术，是未来光伏发电成本持续下降的关键变量。

风电：陆上风机进入6-8MW时代，海上风机则迈向15MW以上的超大兆瓦级别，技术成熟度高，核心是规模化降本。

n“十五五”研判：陆上风电技术将聚焦于适应沙漠、戈壁等复杂环境的“大基地”机型开发。海上风电的战略前沿将从近海固定式基础，全面转向适用于更广阔、风资源更优的“深远海”漂浮式技术。漂浮式平台的成本下降速度，将直接决定“十五五”后中国海上风电的开发潜力。

核能：以“华龙一号”为代表的中国自主三代压水堆技术已实现标准化、批量化建设，其采用“能动与非能动相结合”的安全理念，安全性达到国际最高标准。

n“十五五”研判：小型模块化反应堆（SMR）是核能领域的颠覆性创新。其功率规模小（通常30万千瓦以下）、模块化建造、具备“非能动”或“固有”安全特性，使其选址更灵活，应用场景更多元。预计“十五五”期间，中国首个商用SMR项目（如海南昌江的“玲龙一号”）将并网发电，其在城市供暖、工业供汽、海水淡化、核能制氢等领域的应用，将为核能打开全新的市场空间。已于2023年底实现商运的石岛湾高温气冷堆（HTGR）是全球首座第四代核电站，其出口温度高、安全性好的特点，使其在高效发电和高温工艺热应用（如制氢）方面潜力巨大。“十五五”期间，对此类四代技术的持续研发和示范，将为中国抢占未来核能技术制高点奠定基础。

水力：常规水电技术高度成熟。抽水蓄能机组的制造已完全实现国产化。

n“十五五”研判：核心技术突破将集中在抽水蓄能领域。变速抽水蓄能机组将成为发展重点，相比恒速机组，其调节速度更快、范围更广、效率更高，能更好地适应电网的复杂调度需求。此外，利用数字孪生、大数据和人工智能技术，对大型流域的梯级水库群进行联合优化调度，以最大限度地发挥其发电、调峰和生态综合效益，将是技术应用的主要方向。

（二）储能与氢能技术：攻坚“长时”与“低成本”

储能：抽水蓄能是当前最大规模、最低成本的储能形式。在新型储能中，锂离子电池凭借其成熟的产业链占据绝对主导地位，但其安全性、资源依赖性和仅适合短时（4小时以内）储能的局限性日益凸显。

n“十五五”研判：技术路线将呈现“百花齐放”，共同目标是“更长时、更安全、更低成本”。一方面，为解决可再生能源数天乃至跨季节的波动性，全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能等长时储能技术，将在“十五五”期间从示范项目走向规模化商业应用。另一方面，钠离子电池因其资源丰富、成本潜力低、低温性能好，将在大规模储能和低速电动车领域对锂电池形成有力补充。固态电池的研发将持续推进，旨在从根本上解决电池的安全焦虑。

氢能：上游制氢以化石能源为主（灰氢）。中游储运主要依赖高压气态拖车，成本高、效率低。下游应用以燃料电池汽车为主，但核心材料和成本仍是瓶颈。

n“十五五”研判：全产业链的技术突破将协同进行：制氢方面，可再生能源电解水制氢是核心方向，成熟的碱性电解槽（AWE）将通过规模化生产进一步降低成本；效率更高的质子交换膜（PEM）电解槽将在关键材料（质子膜、催化剂）国产化后迎来成本拐点，更先进的阴离子交换膜（AEM）和高温固体氧化物（SOEC）电解技术将加速研发；储运方面，长距离输氢管道的建设将提上议事日程，是实现大规模、低成本氢气输送的根本解决方案，同时，液氢、固态储氢、有机液体储氢（如甲醇）等技术将在特定场景下得到应用；应用方面，燃料电池技术将聚焦于提升功率密度和寿命、降低铂催化剂用量，此外，氢燃气轮机、氢冶金、绿氨/绿甲醇等将成为氢能在发电和工业领域应用的重要技术方向。

（三）体系级使能技术：构建“坚强骨架”与“智慧大脑”

以特高压输电为代表的电网技术世界领先，为大规模“西电东送”提供了物理基础。数字化、自动化调度技术已广泛应用。

n“十五五”研判：技术的重心将从“物理输送”转向“智能控制”和“系统融合”：一是柔性直流输电、可控串补等电力电子（FACTS）技术的应用将更加广泛，以增强电网对大规模新能源并网的接纳和控制能力；二是AI算法将被深度应用于风光出力预测、负荷预测、电力市场交易决策和电网故障诊断，准确率将持续提升。数字孪生技术将构建与物理电网实时映射的虚拟模型，用于模拟、优化和预演电网的运行策略；三是虚拟电厂（VPP）技术将走向成熟，通过先进的通信和聚合控制技术，将海量的分布式资源（光伏、储能、电动汽车、智能家电）组织起来，作为可控单元参与电网调度，成为提升系统灵活性的重要力量。

新型能源体系的技术发展，正呈现出两大清晰的趋势：一是在能源单元层面，通过材料科学和工程技术的突破，不断追求能量转换效率的提升和成本的下降；二是在能源系统层面，通过数字化、智能化和电力电子技术的深度融合，致力于提升整个复杂系统的可观、可测、可控能力。展望“十五五”，后者的重要性将日益凸显，系统集成与智能控制技术将成为决定新型能源体系成败的关键胜负手。

产业链、商业模式与竞争格局

新型能源体系的构建，不仅是能源形式的组合，更是对传统产业链、商业模式和市场竞争格局的深刻重塑。

（一）产业链：从“链式”到“网状”的生态演进

传统能源产业链呈现线性的“开采-转化-输送-使用”链条。而新型能源体系的产业链则是一个各环节深度耦合、相互赋能的“网状”生态：

Ø“风光+储能”：风光电站配套建设电化学储能，已成为项目开发的标准配置，旨在平滑出力曲线、参与辅助服务市场，提升资产综合价值。

Ø“水+风光”：在西南地区，利用大型水电站的调节能力，与周边的风光资源“打捆”开发，形成“水风光一体化”清洁能源基地，实现多种能源的优化互补。

Ø“核+制氢”：利用核电站稳定、低成本的电力和蒸汽，进行电解水制氢或热化学制氢，是未来大规模、低成本生产“绿氢”（或称“粉氢”）的重要技术路径[15]。

Ø“源网荷储”一体化：在工业园区、大型社区等场景，整合分布式光伏、储能、充电桩、可调节负荷等资源，形成一个局域的、可与大电网灵活互动的微型能源体系。

产业链的“网状”演进，是系统协同需求的必然结果。未来，产业链的价值创造，将更多地来自于不同环节之间的优化配置与高效互动，而非单一环节的技术领先。

（二）商业模式：从“单一电价”到“多元价值变现”

传统发电企业的商业模式核心是“度电收入”（上网电价x上网电量）。在新型能源体系下，商业模式正向“电能量价值+绿色环境价值+系统服务价值”的多元化收益结构转型：

Ø辅助服务收益：抽水蓄能、独立储能电站、甚至灵活性改造后的火电机组，通过为电网提供调峰、调频、备用等服务，获得辅助服务补偿，这部分收入已成为其重要的利润来源。

Ø容量租赁/补偿：随着容量市场机制的逐步建立，能够保障电力系统可靠供应的电源（如核电、抽水蓄能），将有望获得稳定的容量电价，体现其作为“备用容量”的战略价值。

Ø绿证/碳交易收益：出售绿证和参与碳排放权交易，为所有清洁能源项目（包括水电、核电）开辟了额外的收入渠道，使其“环境效益”得以市场化变现。

Ø虚拟电厂（VPP）：通过聚合和优化控制海量的分布式能源资源，作为特殊电厂参与电力市场和电网运行，实现“零散资源”的规模化价值创造。

商业模式的多元化，是能源商品属性复杂化的直接体现。电力不再是同质化的商品，而是包含了时间、地点、可靠性、清洁度等多维度属性的复杂产品。能够精准识别并捕捉这些不同属性价值的企业，将在未来的市场竞争中占据优势。

（三）竞争格局：央企主导，专业化与平台化并存

以“五大四小”发电央企、两大电网公司以及中核、中广核、三峡等专业化央企为代表的“国家队”，凭借其在资本、技术、资源和政策理解力上的综合优势，在大型清洁能源基地、核电、特高压等资本密集、战略性强的领域占据绝对主导地位。

在储能系统集成、氢能核心装备（电解槽、燃料电池）、能源数字化等技术密集型细分赛道，涌现出一批掌握核心技术的民营企业和“专精特新”企业。同时，还有平台化的服务公司聚焦于虚拟电厂运营、绿证/碳资产管理、综合能源服务等“轻资产”领域，通过技术平台和商业模式创新，整合和优化能源价值链。

Ø“十五五”研判：竞争将不再是单个企业之间的竞争，而是以大型央企为核心，整合了设备制造商、技术服务商、金融机构的“生态圈”之间的竞争。传统能源企业、互联网科技巨头、高端装备制造商之间的边界将日益模糊，通过战略投资、成立合资公司等形式进行跨界布局，将成为常态。

风险与挑战

新型能源体系的构建是一项长期而艰巨的系统工程，面临多重风险与挑战。

Ø技术风险：新型储能技术的安全性、寿命和成本，氢能储运技术的效率与安全性，先进核能技术的商业化进程等，仍存在不确定性。

Ø经济性风险：在补贴全面退坡的背景下，新能源项目投资对上网电价、市场交易价格、利用小时数等因素高度敏感。电力市场建设的不完善可能导致价格剧烈波动，影响项目收益的稳定性。

Ø系统安全风险：大规模电力电子设备（如逆变器）的接入，降低了电力系统的转动惯量，对电网的频率和电压稳定提出了更高要求。极端天气事件对高度依赖气象条件的可再生能源出力的影响，也对系统的可靠性构成挑战。

Ø产业链安全风险：关键矿产资源（如锂、钴、镍、铀）的对外依存度，以及部分核心催化剂、特种材料的“卡脖子”问题，对产业链的自主可控构成潜在威胁。

十五五新型能源体系展望

展望“十五五”（2026-2030年），新型能源体系的建设将进入“加速成型期”。

Ø规模上：非化石能源发电量占比有望历史性地超过50%，成为中国电力的绝对主体。

Ø结构上：抽水蓄能和核电的装机规模将迎来显著增长，有效提升系统的稳定性和可靠性。

Ø技术上：新型储能技术将实现大规模商业化应用，成本持续下降；绿氢的生产成本有望在特定条件下具备市场竞争力。

Ø市场上：全国统一电力市场体系将基本建成，市场化交易电量比重将进一步提高，能源的商品属性和金融属性将更加凸显。

最终，一个更加清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的中国新型能源体系，将在“十五五”末期初具雏形，为2030年前实现碳达峰奠定坚实的基础。

引用：

[1]全国人民代表大会.(2009).《中华人民共和国可再生能源法》

[2]习近平.(2021).在中央财经委员会第九次会议上的讲话

[3]习近平.(2020).在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话

[4]习近平.(2014).在中央财经领导小组第六次会议上的讲话，提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略

[5]国家能源局.(定期发布).《全国电力工业统计数据》.(注：报告中2025年10月数据为基于最新发布数据及趋势的合理推算)

[6]国家能源局.(2021).《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》

[7]中国氢能联盟及相关行业协会.(年度发布).《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》

[8]中共中央、国务院.(2021).《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》

[9]国家发展和改革委员会、国家能源局.(2022).《“十四五”现代能源体系规划》

[10]国家发展和改革委员会.(定期新闻发布会).关于电力市场化交易的相关数据披露

[11]国家发展和改革委员会.(2023).《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》

[12]国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局.(2023).《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》

[13]中国核能行业协会.(年度发布).《中国核能发展报告》蓝皮书

[14]国家发展和改革委员会、国家能源局.(2022).《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》

[15]生态环境部、国家发展和改革委员会等.(2022).《减污降碳协同增效实施方案》，鼓励开展耦合“绿氢”的源头替代.