独家前瞻！“十五五”十大能源黑马，谁将逆袭？

文/徐进

中国能建集团投资有限公司二级管理专家、总经济师

所谓小众能源，顾名思义就是相对于火水核风光等主流能源电力而言的，因其在我国能源电力结构中占比很小而得名，主要包括天然气分布式能源、生物质能、地热能、海洋能等。其中有些能源开发利用现阶段在现阶段尚处于起步和成长阶段，但在未来能源转型中具有重要战略意义，如果发展和使用得当，往往能带来“四两拨千斤”效应，有望成为不可或缺的补充能源甚至在一些特殊应用场景中可堪当大任，为我国的能源安全和环境保护做出独特贡献，成为实现双碳目标的关键工具之一。

看点一，分布式天然气

真能够“燃”起来吗

分布式天然气是以天然气为原料，能在用户端就近提供清洁、经济、高效的冷、热、电等多种能源形式的系统，并借助能源梯级利用，使系统综合能源利用率高达70%以上。相较于同类型的燃煤燃气电厂，天然气分布式能源项目在二氧化碳等温室气体排放量上显著减少、二氧化硫等有害气体排放量也较低。得益于其“低碳清洁基因”，外加能源利用效率高、建设期短、启停灵活、输出能源类型多等优点，分布式天然气早已深融浸透于能源清洁低碳转型的血脉里，倍受关注。

作为一个典型的“贫油少气”资源禀赋的国家，天然气发电在我国电力版图中占位一直不高，一个重要原因是成本居高不下和气源难以保障。据测算，我国气电综合成本区大约在0.59-0.72元/千瓦时，远高于煤水风光核等主流电源的发电成本。另外，我国还面临天然气对外依存度较高、储气能力不足、市场机制不顺等问题，天然气进口易受国际市场供需关系、地缘政治及各类突发事件影响，气源供应稳定性和价格不确定性较大。

即便受到上述条件的制约，但作为一种高效、清洁、经济的天然气利用方式，分布式天然气发电在能源转型的大潮中扮演着不可或缺的角色，尤其是近年来，随着环保政策持续发力，国家政策鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，大力推广以气代煤、以气代油等措施，为分布式天然气发展提供了广阔发展空间，其应用场景越来越广阔，不仅广泛应用于工业园区、高档游乐园区等冷、电及蒸汽需求较稳定的场景，而且还受到酒店、医院和数据中心等负荷较小且波动范围较大的用户青睐，有望成为我国实现双碳目标的重要选择路径之一。

看点二，生物质能将迎来

发展的“第二春”吗

生物质能是指通过利用自然界的植物以及城乡有机废物转化、生产的能源，主要由农作物秸秆、畜禽粪便、林业废弃物和生活垃圾构成，而前两者占到70%以上。作为自然界唯一含碳的可再生能源，我国是生物质的“制造”大国而非利用上的强国，生物质能源化利用率仅为11.8%，远低于生物质资源利用率较好的欧美发达国家。当前，我国生物质能发展面临着行业顶层设计缺位、政策支撑不够、标准体系不全、思想认识不足等问题，给生物质能高质量发展带来较大制约。

近年来，在国家政策的激励下，我国生物质能呈现快速发展的态势：一方面发电利用规模日益增长。截至2024年底，生物质发电并网装机容量达4599万千瓦，年发电量超2083亿千瓦时，可满足2亿居民家庭生活用电；另一方面生物质的非电利用规模持续加大。生物天然气、生物质清洁供暖和生物液体燃料等产业已初具规模，生物质供热达5亿焦耳，生物天然气产量约5亿立方，并在生物柴油、生物燃料乙醇、生物甲醇、可持续航空燃料等领域的发展取得较大进展。从收益率角度来看，虽然生物质发电毛利率已跌破15%，但生物天然气毛利率超过30%，生物柴油更是突破40%，是一个大有前途的朝阳产业。

我国作为世界上最大发展中国家和农业大国，要从生态文明建设和乡村振兴建设的战略高度充分认识到生物质能开发利用的极端重要性，将其纳入到可再生能源家族的不可或缺成员，努力探索生物质能多元化发展的新途径，在做好生物质发电的基础上，加大开拓生物制氢（甲醇）、纤维素乙醇、可持续航空燃料等高端液体燃料以及生物基材料等产业化应用规模，确保关键技术取得重大突破，构建可持续的商业化、产业化发展路径，真正实现其变“废”为宝，焕发出“第二春”。

看点三、生物质发电能

走出“亏损泥潭”吗

顾名思义，生物质能发电就是将生物质所具有的生物质能转化为电能的过程，实现从废弃物到能源的华丽转身，一般包括农林生物质发电、垃圾发电和沼气发电等三大主要形式。在我国4599万生物质发电装机中，农林生物质发电装机容量约1709万千瓦，垃圾焚烧发电装机容量约2738万千瓦，沼气发电为252万千瓦。这几年，随着电力市场化的迈进、电价补贴的退坡，不少生物质电厂陷入越发越亏损的“陷阱”，甚至一些电厂被迫关停运转，给生物质发电行业带来较大困扰。

作为典型的“小电厂、大燃料”，生物质发电出现大面积亏损有其多方面的原因：一是补贴退坡且迟迟不到位，导致生物质电厂现金流非常紧张，运营日益困难，甚至不得不依靠借债贷款度日；二是由于供应链不稳定而出现燃料市场竞争加剧、价格剧烈波动、成本大幅增加，这种成本倒挂现象让企业难以覆盖运营成本，就以秸秆发电为例，全国秸秆理论资源量超8亿吨，但可收集量仅一半左右，且70%集中在东北、华北；三是受政策变动和技术不稳定双重限制，生物质电厂年发电小时数下降，运行效率低下，设备利用率不足，进一步压缩了利润空间。

要让生物质发电尽快摆脱亏损，需要采取多管齐下的策略：一是加大技术创新。如传统生物质发电因原料含水率高、热值低饱受诟病，但新一代“微波裂解”技术已将秸秆热值提升40%，发电效率逼近煤电水平；二是优化运营管理，破除原有小农、小规模、分散化的传统思维模式，走“规模化、产业化、标准化”的路子；三是拓宽利润来源，挖掘生物质发电发挥参与电力调峰、辅助服务的能力，探索生物质发电与热电联产、综合能源服务、绿电直连等相结合的新盈利机会，切实牢筑发展根基。

看点四，生物质掺烧将成为

煤电降碳改造的新利器吗

2024年10月，国家发改委、能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，将“生物质掺烧”被列为煤电低碳化改造的首要方式。虽然生物质燃料热值只有煤炭的三分之一，但因其含硫量和灰分都比煤要低，在电厂锅炉或工业窑炉中掺烧一定比例的生物质燃料，可有效减少二氧化碳和二氧化硫等气体排放，对减少温室气体排放和环境保护很有帮助。譬如，山东寿光电厂是国内首个100百千瓦超超临界锅炉大比例掺烧生物质粉体燃料的科技创新项目，年设计生物质掺烧量高达25万吨，年减少煤炭消耗12.5万吨，年减排二氧化碳31万吨，并探索出一套可复制、可推广的生物质掺烧技术及运行模式。

生物质掺烧的形式主要有直燃掺烧、混合掺烧、气化掺烧（发电）等。如果要实现大型煤电机组生物质耦合掺烧的前提条件就是必须有足够且较稳定的生物质燃料供应。据测算，我国农业废弃物、木材和森林废弃物、城市有机垃圾以及藻类等主要生物质资源的年产生量高达90余亿吨，若能实现60%回收利用率，每年资源能源化利用量将达77亿吨。此外，发展生物质能产业与国家双碳目标高度契合，预计到2030年，我国资源能源化利用的生物质可替代约43亿吨标煤，减排22亿吨二氧化碳。

联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）明确将“生物质能 + 碳捕集（BECCS）”列为实现碳中和的核心技术路径。由此可见，生物质掺烧是未来煤电实现自我净化的主要可行途径，但现在仍面临不少技术难题，如生物质掺烧原料中氯离子及钾、纳等碱性金属含量过高或掺烧比例扩大时，容易导致锅炉制粉系统堵塞、锅炉受热面腐蚀结焦等问题，但这些问题都是暂时的，未来随着相关关键技术被陆续攻克，生物质燃料掺烧自然而然成为燃煤企业未来必须抢占的“减碳高地”。

看点五，地热供暖将开启

城市更新的新引擎吗

大家知道，地球内部蕴含着巨大能量，地热是唯一来自地球内部能量。2025年5月中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于持续推进城市更新行动的意见》，明确将供热、燃气、供水等地下管网作为基础设施更新的重要方向。地热供暖作为一种极具潜力和发展前景的供暖方式，正崭露头角，不少北方城市以城市更新为契机，加快优化集中供热结构，大力发展地热能等清洁取暖方式，引领着城市建设迈向新的时代。

目前，我国集中供暖仍以化石燃料为主。据城镇供热协会2024年统计的数据，燃煤燃气供热占全国集中供热热源的95％以上，地热等可再生能源和工业余热等供暖占比还不到 5％。我国北方因采暖而产生的二氧化碳年排放量约10亿吨，占全国碳排放总量的10％左右，同我国交通行业碳排放水平大致相当。这表明，为确保双碳目标顺利实现，探寻新的清洁供暖方式势在必行，地热供暖无疑是其中最佳选择之一。而我国地热资源丰富，资源量占全球地热资源的1/6，地热直接利用多年稳居世界第一，预计到2025年底，我国水热型地热能供暖面积将达到近9亿平方米，浅层地热能供暖制冷面积将超过12亿平方米。

总体来说，相较于其他集中供暖形式，地热供暖作为一种低碳甚至零碳的供暖方式，具有高效节能、低碳环保、节约空间、热量稳定等显著优势，能够大幅降低煤炭等传统能源在供暖领域使用，有效避免二氧化碳等温室气体的排放，在打造低碳和零碳社区方面具有独特作用。同时，地热能还可以与太阳能、空气能、工业余热、分布式天然气等进行融合发展，打造 “地热能 +”多能互补示范工程，不仅能大幅减少对单一供能资源的依赖，有效增强社区能源供应的稳定性可靠性，而且还会进一步提升能源利用效率，切实降低能源消耗和使用成本。

看点六，我国地热发电

能否实现后来居上吗

我国地热发电起步虽早但进展慢。1970年，我国在广东丰顺建成第一座地热试验电站，装机容量60千瓦，成为世界上第七个地热发电的国家。1977年建成的西藏羊八井地热电厂更是被国人所熟知，在国际上亦享有盛誉。但从全球看，美国、印尼、菲律宾地热装机容量位列前三位，分别占全球装机容量的23.7%、14.7%和12.3%。我国目前地热装机规模为‌61.47MW‌，排世界第十九位，仅占全球地热发电装机量0.22%，同我国电力强国地位极不相称，其中西藏羊八井和羊易两大电站合计装机容量为41MW，占全国地热发电装机容量的67%以上。预计到“十四五”末，我国地热发电装机量突破100兆瓦。

我国地热发电为何步履蹒跚？无外乎以下几方面原因：一是电站经济性差，前期投入大，上网电价高，使用成本贵，如西藏羊八井新建的地热电站上网电价高达0.93元/度，远高于风光等新能源上网电价；二是资源分布不合理，适合于发电用的高温地热资源（150℃以上）主要分布在藏南、川西、滇西地区等经济落后地区，占全国高温地热资源80%以上；三是配套政策不到位，采矿权获取难度大，缺乏明确电价补贴政策，还要缴纳不菲的矿产资源税和水资源费，让本来经营困难的电站雪上加霜。

总之，地热发电具有超强稳定性、年利用小时高（如羊易电站年发电高达8732小时），且占地面积小、部署灵活、对生态环境影响小等优势，但要想实现后来居上，需采取多管齐下策略：首先要加大关键设备和核心技术攻关，全面提升地热资源勘测水平，精准找到适合发电的“热源”，真正摸清“家底”；其次要优化开发模式，积极探索梯级利用新途径，最大化利用好资源，尽可能摊薄开发成本；再者要健全配套政策，优化电价补贴机制，鼓励社会资本投入，做好税费减免，开展融资便利等。

看点七，干热岩发电将成为

未来能源的“颠覆者”吗

干热岩是一种埋藏在地下深处（一般在地下2千米~1万米）的高温（通常在150℃以上）岩石资源，被称为地球内部的“天然锅炉”。2019年，河北省煤田地质局在唐山马驹营地下3965米的深处发现了温度高达150℃的干热岩层，标志着我国在干热岩勘探研究取得重大突破。2025年，中石化海南福深1井更是创造了深度达5200米、温度超188℃的干热岩地热井深度纪录，并建成了首个深层地热产学研一体化现场试验研究平台和开发利用示范平台。目前我国探明的干热岩资源总量高达856万亿吨标准煤，约占世界总储量六分之一，大致可供我国使用4000年。

干热岩发电是通过向地下注入高压冷水，经高温岩体加热后转化为高温蒸汽带动发电机发电，冷却水可循环使用。与传统的化石燃料发电不同的是，干热岩发电是一种无温室气体排放的清洁能源形式，具有储量丰富、可持续性强、出力稳定等特点，是替代传统能源的理想选择。另一方面，干热岩发电虽然看起来很“丰满”，但现实很“骨干”，目前距商业化运用仍有很长路要走，除需要突破勘探和开采的技术瓶颈外，还面临高昂开采成本和地震风险，也缺乏相应政策和技术标准支撑。

目前，中美欧等国都在布局这个“地下能源版图”。美国能源部2024年发布《地热未来计划》，拟投入16亿美元建设超深层地热示范项目。意大利Enel Green Power与冰岛Clessidra公司已启动地中海3000米干热岩联合开发。我国也在奋起直追。预计到 2035年，增强型地热系统技术成本有望大幅下降 80%，这将使地热能开发成本与配备碳捕获技术的煤炭或天然气相当甚至更低，进一步提升地热能在能源市场中的竞争力，推动其在发电、供暖等领域的广泛应用。到时，干热岩发电或许会取代传统高碳能源，成为未来能源的“颠覆者”。

看点八，海洋能将奏响

能源的“蓝色交响曲”吗

海洋大约覆盖了地球表面的71%，蕴含着巨大能量。海洋能通常指潮汐能（含潮差能和潮流能）、波浪能、温差能、盐差能。据统计，全球海洋可再生能源的可开发储量高达76.35万亿千瓦时，大约是全球用电总量的3倍。而我国近海区域蕴含的海洋能总量约为15.8 亿千瓦，技术可开发量可达6.5亿千瓦，其中，沿海潮汐能理论装机容量达1.9亿千瓦；近岸波浪能理论平均功率达1600万千瓦；潮流能理论平均功率近1400万千瓦；温差能资源可供开发的装机容量约3.7亿千瓦。

近年来，随着海洋强国战略提出，我国海洋能规模化利用呈现加速态势。除传统海上风电光伏开发、海上油气开采外，我国在海洋能开发上呈现多点开花的局面：浙江江厦潮差试验电站已历经40余年岁月，年均发电量约600万千瓦时；2022年2月，世界单台容量最大的潮流能发电机组“奋进号”在浙江舟山秀山岛成功下海；2023年6月，世界首台兆瓦级漂浮式波浪能发电装置“南鲲号”成功；2024年9月，亚洲首个工业级海上风电制氢示范项目稳定产氢。目前，我国波浪能、潮流能、潮汐能装机规模分别位居世界第一、第二、第三位，海洋装备与国际先进水平基本同步，实现了从“跟跑”到“领跑”的重大转变。

海洋能作为一种战略新兴产业，产业链条长、带动能力强，成为了各国竞相发展的重点领域，但现仍处于起步和研发示范阶段，总体投入成本太高，关键核心技术有待攻关，整体技术成熟度还没达到商业化规模应用的水平，其发展面临诸多因素制约。今年3月，自然资源部、国家发展改革委等六部门颁布《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》（以下简称《意见》），提出力争到2030年，海洋能装机规模达到40万千瓦，建成一批海岛多能互补电力系统和海洋能规模化示范工程，海洋能应用场景不断拓展丰富，奏响能源的“蓝色交响曲”。

看点九，融合发展将成为

打造海洋强国的新范式吗

《意见》明确支持开展海洋能多领域融合试点，包括“引导海洋能与海水淡化、海上油气平台、防波堤等融合发展，支持海洋能为海洋观测监测装备及平台、海洋工程等提供绿色能源保障，鼓励深远海海洋牧场加装海洋能发电设备”。在这一背景下，“海上风光+海洋牧场”“海上风电+海水制氢”“海上风光+海洋油气”“海上风光+波浪能”等形式多样的融合发展模式应运而生，被视为未来海洋资源开发利用的主导方向，为海洋能立体化发展探明了一条新途径、提供了新范式。

我国大陆海岸线总长度约为1.8万千米，470多万平方千米海域面积分布着7600多个岛屿。这些岛屿远离大陆主电网，孤岛供电困境一直是无数偏远海岛难以逾越的生存壁垒，通过开展波风光储多能互补供电模式，为优化海岛能源结构提供技术支撑，从而改写孤岛的命运。譬如，福建积极开展海岛多能互补项目，利用波浪能、风能、太阳能等多种能源，解决偏远海岛的供电难题。还有些沿海省份将海洋能与海水淡化、海上油气平台、防波堤等结合起来，或者支持深远海海洋牧场加装海洋能发电设备，这种“跨界合作”不仅能降低成本，还能最大化利用资源。

总体上讲，海洋能融合发展仍处于培育阶段，规模比较小，需要进一步加强引导，加大示范规模和产业培育力度。尤其是随着“单30”政策实施和新能源全面入市的到来，深远新能源开发将成为海洋能源发展的主阵地，而海上新能源总体成本较高，全面入市交易有一定难度。如果采用融合开发模式，积极推动“海洋能+”发展模式，大力探索海洋能综合利用新场景，形成一批代表性的海洋能立体化、规模化综合利用示范项目，不仅能带动全产业链一体化发展，而且会显著提高项目经济可行性，为建设海洋强国开辟新的天地。

看点十，可燃冰将点燃

海洋能源开发新希望吗

早在上世纪60年代，科学家在探索海洋的过程中发现了一种可以燃烧的“冰”，被形象定义为“可燃冰”，这种“冰”实际上是天然气水合物，并非全新能源品种。可燃冰一经发现，就被人们看做是未来能源。据专业研究机构数据表明，我国南海地区的“可燃冰”资源量相当于650亿吨石油，可供我国使用130年以上。然而，每件事物的都有其两面性，可燃冰虽好，但面临的问题也不下，除面临高效安全提取和转运技术难题外，盲目开采还会对海底地质结构和生态系统造成巨大破坏。

我国可燃冰开发曾名噪一时，早在1998年就通过国家立项、1999年就开始在南海和陆地冻土区的可燃冰调查工作，是继美国、日本、印度之后，第四个通过国家级研发计划在海底钻获可燃冰的国家。2017年5月，我国在南海神狐海域可燃冰试采实现了连续187个小时的稳定产“冰”，这是我国首次实现海域可燃冰试采成功，是“中国技术”“中国装备”所凝结而成的突出成就，让“冰火交融”从梦想变成现实。后来，随着风光等可再生能源技术的突飞猛进，成本大幅降低且更加环保的能源逐渐占据市场主导地位，可燃冰变得声息渐消了。今年10月9日，在大湾区举办的第十五届全国运动会采用深海可燃冰点燃“圣火”，这是全球体育运动史上首次在深海海底原位获取运动会“源火”，让可燃冰再次走入人们的视野。

总体而言，尽管可燃冰储量丰富，但开采经济性一直是各国研究的重点之一。仅就开采成本而言，据相关资料信息，南海深水气田为0.75-0.95元/立方米，渤海气田为0.6-0.7元/立方米，山西煤层气则为1.2-1.4元/立方米，而可燃冰开采成本却高达8元/立方米。可见，成本居高不下是可燃冰实现商业化应用的最大“挡路虎”。但不可否认的是，可燃冰仍具有巨大开发潜力和商业价值，一旦开采技术取得革命性突破，这些沉睡在海底的“宝藏”将被唤醒，从而真正造福于社会，但愿人类在追求进步和财富的同时，也不要忘记对自然的敬畏之心。

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国家发改委1360号文：2030年建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系