作者：林伯强（厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）

　　近期霍尔木兹海峡关闭、化石能源价格剧烈波动、AI对电力需求的冲击以及气候变化压力交织叠加，使各国能源安全备受挑战，能源本土化势必再次得到重视。如何在满足AI用电快速增长的同时，实现低碳转型并保障能源安全，将成为全球共同面临的能源重大课题。中国在过去二十多年时间中，走出了一条以新能源（风电、光伏）、储能、电动汽车协同发展的新型能源发展路径。这条路径不仅支撑了中国能源低碳转型，也证明了能源本土化的最佳选择是“风电、光伏、储能与电动汽车”的深度融合：通过风光储解决发电侧自给，通过电动汽车在消费侧替代油气。今天，中国已经从技术和经济性两个维度证明，清洁能源替代化石能源已不再遥远，而是具备了现实的经济性和务实的可行性。

　　中国新能源协同路径加快成型

　　对于西方发达国家以及日本、韩国等主要经济体而言，能源安全正面临双重压力：一是地缘政治冲突导致国际油气市场剧烈波动，能源进口依赖度高的国家屡屡陷入供应中断与价格飙升的困境；二是既有的清洁能源成本居高不下，难以形成可持续的替代方案。2022年欧洲能源危机期间，由于俄乌冲突引发的供应紧张，欧盟批发电价一度飙升至约3.9元/千瓦时。尽管危机后价格有所回落，但欧洲工商业与居民电价仍处于全球较高水平。日本和韩国的工商业电价则分别为约0.81元/千瓦时和约0.91元/千瓦时。高电价不仅加重了居民和企业负担，也削弱了这些国家的制造业竞争力。

　　截至2025年底，中国风电、光伏产业已实现从政策驱动向市场驱动的转变。随着新能源渗透率提升，储能作为“能量时移”的关键技术，正从辅助角色走向核心地位。从储能环节看，中国产业链的成本优势依然显著。在度电成本方面，2026年最新行业数据表明，大型“光伏+储能”系统在并网模式下的平准化度电成本约为0.39元/千瓦时，若采用“风光互补+储能”系统，通过风电与光伏的出力互补，可显著提升供电可靠性，综合度电成本还可以下降。从趋势看，随着风机大型化、光伏组件效率持续提升、钠离子电池等低成本储能技术加速商业化，以及系统集成能力的不断优化，“风光+储能”系统的综合度电成本将进一步大幅度下降。据专家预测，到2030年前后，即便是最苛刻的“24小时完全离网”供电，“光伏+储能”度电成本也有望降至0.5元/千瓦时。届时，新型能源体系发电成本将具备与化石能源发电全面竞争的能力。

　　虽然欧盟可再生能源在发电量中的占比在2024年已达47%，但其系统稳定性依然高度依赖天然气发电进行调峰。根据BusinessStats的数据，欧洲工商业电价长期处于全球较高水平，平均约为1.17—1.4元/千瓦时；同期欧盟居民电价亦维持在较高区间，平均约为2.18元/千瓦时。这些价格水平在全球范围内普遍高于主要竞争经济体，也进一步推高了欧洲制造业的能源成本压力。在2022年能源危机后，欧洲虽然成功降低了对俄罗斯管道天然气的依赖，却陷入了对液化天然气的深度依赖。到2025年，美国供应的天然气已占欧盟进口总量的57%以上。这种从“固定管道”向“浮动航道”的转变，虽然在短期内解决了供应短缺的问题，却极大地增加了供应链的波动性和能源成本。当前，欧洲多数国家采用“边际定价”机制，这意味着即使可再生能源占比较高，只要天然气发电仍在系统中发挥重要作用，气价波动就会通过定价机制传导至整个电力市场。更严重的是，欧洲的电网基础设施未能跟上可再生能源发展的步伐。以荷兰为例，尽管该国在海上和陆上风电领域投资巨大，但实际发电量很少达到其潜在产能的三分之一，仅2026年前三个月就有近4 TWh的绿色电力被限制并网。

　　美国虽然拥有丰富的页岩气资源，但对化石能源的依赖同样显著。天然气和煤炭在2025年仍占据美国发电总量的近56%。从发电成本看，受页岩气资源禀赋影响，美国天然气发电的平准化度电成本约为0.33—0.75元/千瓦时，由于受各种因素影响，其煤炭发电的成本也不低，平准化度电成本达0.49—1.19元/千瓦时。将中国“风光+储能”项目的平准化度电成本与欧美主要经济体进行比较，其经济优势十分显著。最新行业数据显示，2025—2026年全球并网“光伏+储能”项目的平均平准化度电成本约为0.39元/千瓦时，明显低于欧洲工商业电价1.17—1.40元/千瓦时。与日本、韩国等发达国家相比，中国光储方案在度电成本上同样具备明显竞争优势。更重要的是，与欧美当前广泛采用的燃气轮机发电方案相比，中国“风光+储能”方案建设工期更短，且在长期成本稳定性上具有难以替代的优势。燃气轮机发电成本高度依赖天然气价格，而天然气价格又极易受地缘政治冲击。在欧美电力系统中，燃气轮机（特别是天然气联合循环机组）不仅是电网调峰的主力，更是目前数据中心等高可靠性用电场景的首选供电方案。2026年3月霍尔木兹海峡被封锁后，欧洲天然气价格一度暴涨64.3%，直接推高了燃气发电成本，而中国“风光+储能”方案一旦建成，后续运行成本极低，几乎不受国际燃料市场波动影响。

　　能源本土化正在打开新能源发展空间

　　能源本土化的完整闭环需要包含消费端的革命。电动汽车作为交通领域替代石油的最佳工具，与“风光+储能”方案具有战略协同性。电动汽车可以消纳本土生成的“风光+储能”电力，从消费终端降低对进口原油的需求。此外，未来大规模的电动汽车存量能够通过“车网互动”平抑电网波动，降低系统总成本，成为中国储能调峰体系的重要组成部分。采用中国“风光+储能+电动汽车”协同方案，全球各国可以逐步摆脱对进口油气的依赖，实现电价水平的下降与稳定供应，形成新的产业竞争力。以中国为例，2025年全国汽车终端消费的油品规模约为2.75亿吨。如果中国拥有1亿辆电动汽车，每年即可替代1.23亿吨原油。以2025年中国原油进口量5.78亿吨为基数，这一替代规模约为原油进口量的21%，将极大地缓解中国石油进口通道的压力。仅2025年中国新能源汽车销量就达1649万辆，且增长趋势仍将加快。

　　霍尔木兹海峡封锁等持续性地缘政治冲击，使欧美发达国家能源供应系统的结构性缺陷暴露无遗。与中国“风光+储能+电动汽车”技术路线日益显现的技术、成本与安全优势相比，各国依赖进口化石能源的策略则将面临前所未有的挑战和相应的调整。“风光+储能+电动汽车”除了可以为能源本土化提供基本条件和可行路径外，其体系从集中式供能向分布式供能转变，能够有效降低大规模供应中断带来的冲击。由此，分布式光伏、微电网和储能项目在全球快速增长，将大幅提升各国能源体系的韧性。

　　在数据中心等高端用电场景中，“风光+储能”方案将从“备选”走向“必选”。据估计，在未考虑补贴的情况下，集中式光伏与储能一体化项目的平准化度电成本为0.34—0.90元/千瓦时，显著低于天然气调峰机组0.95—1.80元/千瓦时的成本区间。“光伏+储能”建设周期只要6—12个月（集中式），而天然气电厂建设周期为2—7年（受制于燃气轮机排期）。从目前AI的快速增长看，只有“光伏+储能”才能真正解决美国数据中心能源需求的燃眉之急。

　　在传统化石能源路线因地缘政治摩擦而日益脆弱、成本日益高企的背景下，拥抱中国“风光+储能+电动汽车”方案是各国实现能源安全与气候目标双赢的务实选择。各国政策制定者应当以成本效益为决策依据而非地缘政治考量，取消对中国新能源产品的歧视性关税与非关税壁垒，建立长期稳定的采购与合作机制，并使本国新能源产业链与中国产业链共同成长。由此，国际社会应摒弃贸易壁垒和市场碎片化，转而通过技术合作与产业链融合，将中国的制造优势与各国发展需求相结合，从而在实现应对气候目标的同时，保障能源安全与经济社会可持续稳定发展。