所謂小眾能源,顧名思義就是相對于火水核風光等主流能源電力而言的,因其在我國能源電力結構中占比很小而得名的,主要包括天然氣分布式能源、生物質能、地熱能、海洋能等。其中,有些能源開發利用在現階段尚處于起步和成長階段,但在未來能源轉型中具有重要的戰略意義。如果發展和使用得當,往往能帶來“四兩撥千斤”效應,有望成為不可或缺的補充能源甚至在一些特殊應用場景中可堪當大任,為我國的能源安全和環境保護做出獨特的貢獻,成為實現“雙碳”目標的關鍵工具之一。

看點一，分布式天然氣真能夠“燃”起來嗎

分布式天然氣是以天然氣為原料,能在用戶端就近提供清潔、經濟、高效的冷熱電等多種能源形式的系統,并借助能源梯級利用,使系統綜合能源利用率高達70% 以上。相較于同類型的燃煤燃氣電廠,天然氣分布式能源項目在二氧化碳等溫室氣體排放量上顯著減少、二氧化硫等有害氣體排放量較低。得益于其“低碳清潔基因”,外加能源利用效率高、建設期短、啟停靈活、輸出能源類型多等優點,分布式天然氣早已深融浸透于能源清潔低碳轉型的血脈里,備受關注。作為一個典型的“貧油少氣”資源稟賦的國家,天然氣發電在我國電力版圖中占位一直不高,一個重要原因是成本居高不下和氣源難以保障。據測算,我國氣電綜合成本在0.59 ～ 0.72 元/ 千瓦時,遠高于煤水風光核等主流電源的發電成本。我國還面臨著天然氣對外依存度較高、儲氣能力不足、市場機制不順等問題。天然氣進口易受國際市場供需關系、地緣政治及各類突發事件的影響,氣源供應穩定性和價格不確定性較大。

即便受到上述條件的制約,但作為一種高效、清潔、經濟的天然氣利用方式,分布式天然氣發電在能源轉型的大潮中扮演著不可或缺的角色。近年來,隨著環保政策的持續發力,國家政策鼓勵發展天然氣分布式能源等高效利用項目,大力推廣以氣代煤、以氣代油等措施,為分布式天然氣發展提供了廣闊的發展空間。其應用場景越來越廣闊,不僅廣泛應用于工業園區和高檔游樂園區等冷、電及蒸汽需求較穩定的場景,而且受到酒店、醫院和數據中心等負荷較小且波動范圍較大的用戶青睞,有望成為我國實現“雙碳”目標的重要選擇路徑之一。

看點二，生物質能將迎來發展的“第二春”嗎

生物質能是指通過利用自然界的植物以及城鄉有機廢物轉化、生產的能源,主要由農作物秸稈、畜禽糞便、林業廢棄物和生活垃圾構成的。而前兩者占到70% 以上。作為自然界唯一含碳的可再生能源,我國是生物質的“制造”大國而非利用上的強國,生物質能源化利用率僅為11.8%,遠低于生物質資源利用率較好的歐美發達國家。當前,我國生物質能發展面臨著行業頂層設計缺位、政策支撐不夠、標準體系不全、思想認識不足等問題,給生物質能高質量發展帶來了較大制約。

近年來,在國家政策的激勵下,我國生物質能呈現出快速發展的態勢：一方面發電利用規模日益增長。截至2024 年底,生物質發電并網裝機容量達4599 萬千瓦,年發電量超2083 億千瓦時,可滿足2 億居民家庭生活用電。另一方面生物質的非電利用規模持續加大。生物天然氣、生物質清潔供暖和生物液體燃料等產業已初具規模,生物質供熱達5 億焦耳,生物天然氣產量約5 億立方米,并在生物柴油、生物燃料乙醇、生物甲醇、可持續航空燃料等領域的發展取得了較大進展。從收益率角度來看,雖然生物質發電毛利率已跌破15%,但生物天然氣毛利率超過30%,生物柴油更是突破40%,是一個大有前途的朝陽產業。

我國作為世界上最大的發展中國家和農業大國,要從生態文明建設和鄉村振興建設的戰略高度充分認識到生物質能開發利用的極端重要性,將其納入可再生能源家族的不可或缺成員,努力探索生物質能多元化發展的新途徑,在做好生物質發電的基礎上,加大開拓生物制氫（甲醇）、纖維素乙醇、可持續航空燃料等高端液體燃料以及生物基材料等產業化應用規模,確保關鍵技術取得重大突破,構建可持續的商業化、產業化發展路徑,真正實現其變“廢”為寶、煥發出“第二春”。

看點三，生物質發電能走出“虧損泥潭”嗎

顧名思義,生物質能發電就是將生物質所具有的生物質能轉化為電能的過程,實現從廢棄物到能源的華麗轉身,一般包括農林生物質發電、垃圾發電和沼氣發電等三大主要形式。在我國4599 萬千瓦生物質發電裝機中,農林生物質發電裝機容量約1709 萬千瓦,垃圾焚燒發電裝機容量約2638 萬千瓦,沼氣發電為252 萬千瓦。這幾年,隨著電力市場化的邁進、電價補貼的退坡,不少生物質電廠陷入越發越虧損的“陷阱”,甚至一些電廠被迫關停運轉,給生物質發電行業帶來了較大困擾。作為典型的“小電廠、大燃料”,生物質發電出現大面積虧損有其多方面的原因。

一是補貼退坡且遲遲不到位,導致生物質電廠現金流非常緊張,運營日益困難,甚至不得不依靠借債貸款度日。

二是由于供應鏈不穩定而出現燃料市場競爭加劇、價格劇烈波動、成本大幅增加。這種成本倒掛現象讓企業難以覆蓋運營成本,就以秸稈發電為例,全國秸稈理論資源量超8 億噸,但可收集量僅一半左右,且70% 集中在東北、華北。

三是受政策變動和技術不穩定雙重限制,生物質電廠年發電小時數下降。運行效率低下,設備利用率不足,進一步壓縮了利潤空間。要讓生物質發電盡快擺脫虧損,需要采取多管齊下的策略。一是加大技術創新。如傳統生物質發電因原料含水率高、熱值低飽受詬病,但新一代“微波裂解”技術已將秸稈熱值提升40%,發電效率逼近煤電水平。二是優化運營管理。破除原有小農、小規模、分散化的傳統思維模式,走“規模化、產業化、標準化”的路子。三是拓寬利潤來源。挖掘生物質發電發揮參與電力調峰、輔助服務的能力,探索生物質發電與熱電聯產、綜合能源服務、綠電直連等相結合的新盈利機會,切實筑牢發展根基。

看點四，生物質摻燒將成為煤電降碳改造的新利器嗎

2024 年10 月,國家發展改革委、能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》,將“生物質摻燒”列為煤電低碳化改造的首要方式。雖然生物質燃料熱值只有煤炭的三分之一,但因其含硫量和灰分比煤要低,在電廠鍋爐或工業窯爐中摻燒一定比例的生物質燃料,可有效減少二氧化碳和二氧化硫等氣體排放,對減少溫室氣體排放和環境保護很有幫助。譬如,山東壽光電廠是國內首個100 百萬千瓦超超臨界鍋爐大比例摻燒生物質粉體燃料的科技創新項目,年設計生物質摻燒量高達25萬噸,年減少煤炭消耗12.5 萬噸,年減排二氧化碳31 萬噸,并探索出了一套可復制、可推廣的生物質摻燒技術及運行模式。生物質摻燒的形式主要有直燃摻燒、混合摻燒、氣化摻燒（發電）等。

要實現大型煤電機組生物質耦合摻燒的前提條件,就是必須有足夠且較穩定的生物質燃料供應。據測算,我國農業廢棄物、木材和森林廢棄物、城市有機垃圾以及藻類等主要生物質資源的年產生量高達90 余億噸,若能實現60% 回收利用率,每年資源能源化利用量將達到77 億噸。此外,發展生物質能產業與國家“雙碳”目標高度契合。預計到2030 年,我國資源能源化利用的生物質可替代約43 億噸標煤,減排22 億噸二氧化碳。聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）明確將“生物質能 +碳捕集（BECCS）”列為實現碳中和的核心技術路徑。由此可見,生物質摻燒是未來煤電實現自我凈化的主要可行途徑,但現在仍面臨不少的技術難題。如生物質摻燒原料中氯離子及鉀、鈉等堿性金屬含量過高或摻燒比例擴大時,容易導致鍋爐制粉系統堵塞、鍋爐受熱面腐蝕結焦等問題。但這些問題都是暫時的,未來隨著相關關鍵技術被陸續攻克,生物質燃料摻燒自然而然成為燃煤企業未來必須搶占的“減碳高地”。

看點五，地熱供暖將開啟城市更新的新引擎嗎

大家知道,地球內部蘊含著巨大的能量,地熱是唯一來自地球內部的能量。2025 年5 月中共中央辦公廳、國務院辦公廳發布《關于持續推進城市更新行動的意見》,明確將供熱、燃氣、供水等地下管網作為基礎設施更新的重要方向。地熱供暖作為一種極具潛力和發展前景的供暖方式,正嶄露頭角。不少北方城市以城市更新為契機,加快優化集中供熱結構,大力發展地熱能等清潔取暖方式,引領著城市建設邁向新的時代。目前,我國集中供暖仍以化石燃料為主。據城鎮供熱協會2024年統計的數據,燃煤燃氣供熱占全國集中供熱熱源的95％以上,地熱等可再生能源和工業余熱等供暖占比還不到 5％。我國北方因采暖而產生的二氧化碳年排放量約10 億噸,占全國碳排放總量的10％左右,同我國交通行業碳排放水平大致相當。這表明,為確保“雙碳”目標的順利實現,探尋新的清潔供暖方式勢在必行,地熱供暖無疑是其中的最佳選擇之一。

而我國地熱資源豐富,資源量占全球地熱資源的1/6,地熱直接利用多年穩居世界第一。預計到2025年底,我國水熱型地熱能供暖面積達到近9 億平方米,淺層地熱能供暖制冷面積超過12 億平方米。總體來說,相較于其他集中供暖形式,地熱供暖作為一種低碳甚至零碳的供暖方式,具有高效節能、低碳環保、節約空間、熱量穩定等顯著優勢,能夠大幅降低煤炭等傳統能源在供暖領域的使用,有效避免二氧化碳等溫室氣體的排放,在打造低碳和零碳社區方面具有獨特的作用。同時,地熱能可以與太陽能、空氣能、工業余熱、分布式天然氣等進行融合發展,打造 “地熱能+”多能互補示范工程,不僅能大幅減少對單一供能資源的依賴,有效增強社區能源供應的穩定性和可靠性,而且會進一步提升能源的利用效率,切實降低能源消耗和使用成本。

看點六，我國地熱發電能否實現后來居上嗎

我國地熱發電起步雖早但進展慢。1970 年,我國在廣東豐順建成第一座地熱試驗電站,裝機容量60千瓦,成為世界上第七個地熱發電的國家。1977 年建成的西藏羊八井地熱電廠更是被國人所熟知,在國際上亦享有盛譽。但從全球看,美國、印尼、菲律賓地熱裝機容量位列前三名,分別占全球裝機容量的23.7%、14.7% 和12.3%。我國目前地熱裝機規模為61.47MW,排世界第十九位,僅占全球地熱發電裝機量的0.22%,同我國電力強國地位極不相稱。其中,西藏羊八井和羊易兩大電站合計裝機容量為41MW,占全國地熱發電裝機容量的67% 以上。預計到“十四五”末,我國地熱發電裝機量突破100 兆瓦。我國地熱發電為何步履蹣跚？無外乎以下幾方面原因。

一是電站經濟性差。前期投入大,上網電價高,使用成本貴,如西藏羊八井新建的地熱電站上網電價高達0.93 元/千瓦時,遠高于風光等新能源上網電價。

二是資源分布不合理。適合于發電用的高溫地熱資源（150℃以上）主要分布在藏南、川西、滇西地區等經濟落后地區,占全國高溫地熱資源80% 以上。

三是配套政策不到位。采礦權獲取難度大,缺乏明確的電價補貼政策,還要繳納不菲的礦產資源稅和水資源費,讓本來經營困難的電站雪上加霜。總之,地熱發電具有超強的穩定性、年利用小時高（如羊易電站年發電高達8732 小時）,且占地面積小、部署靈活、對生態環境影響小等優勢,但要想實現后來居上需要采取多管齊下策略。首先要加大關鍵設備和核心技術攻關,全面提升地熱資源勘測水平,精準找到適合發電的“熱源”,真正摸清“家底”；其次要優化開發模式,積極探索梯級利用新途徑,最大化利用好資源,盡可能攤薄開發成本；再次要健全配套政策,優化電價補貼機制,鼓勵社會資本投入,做好稅費減免,開展融資便利等。

看點七，干熱巖發電將成為未來能源的“顛覆者”嗎

干熱巖是一種埋藏在地下深處（一般在地下2 千米～ 1 萬米）的高溫（通常在150℃以上）巖石資源,被稱為地球內部的“天然鍋爐”。2019 年,河北省煤田地質局在唐山馬駒營地下3965 米的深處發現了溫度高達150℃的干熱巖層,標志著我國在干熱巖勘探研究取得了重大突破。2025 年,中石化海南福深1 井更是創造了深度達5200 米、溫度超188℃的干熱巖地熱井深度紀錄,并建成了首個深層地熱產學研一體化現場試驗研究平臺和開發利用示范平臺。目前我國探明的干熱巖資源總量高達856 萬億噸標準煤,約占世界總儲量的六分之一,大致可供我國使用4000 年。干熱巖發電是通過向地下注入高壓冷水,經高溫巖體加熱后轉化為高溫蒸汽帶動發電機發電,冷卻水可循環使用。

與傳統的化石燃料發電不同的是,干熱巖發電是一種無溫室氣體排放的清潔能源形式,具有儲量豐富、可持續性強、出力穩定等特點,是替代傳統能源的理想選擇。干熱巖發電雖然看起來很“豐滿”,但現實很“骨干”,目前,其距商業化運用仍有很長的路要走,除需要突破勘探和開采的技術瓶頸外,還面臨著高昂的開采成本和地震風險,也缺乏相應的政策和技術標準的支撐。目前,中美歐等國都在布局這個“地下能源版圖”。美國能源部2024 年發布《地熱未來計劃》,擬投入16 億美元建設超深層地熱示范項目。

意大利Enel GreenPower 與冰島Clessidra 公司,已啟動地中海3000 米干熱巖聯合開發。我國也在奮起直追。預計到2035 年,增強型地熱系統技術成本有望大幅下降 80%。這將使地熱能開發成本與配備碳捕獲技術的煤炭或天然氣相當甚至更低,進一步提升地熱能在能源市場中的競爭力,推動其在發電、供暖等領域的廣泛應用。到時,干熱巖發電或許會取代傳統的高碳能源,成為未來能源的“顛覆者”。

看點八，海洋能將奏響能源的“藍色交響曲”嗎

海洋大約覆蓋了地球表面的71%,蘊含著巨大的能量。海洋能通常指潮汐能（含潮差能和潮流能）、波浪能、溫差能、鹽差能。據統計,全球海洋可再生能源的可開發儲量高達76.35 萬億千瓦時,大約是全球用電總量的3 倍。而我國近海區域蘊含的海洋能總量約為15.8 億千瓦,技術開發量可達6.5億千瓦。其中,沿海潮汐能理論裝機容量達1.9 億千瓦；近岸波浪能理論平均功率達1600 萬千瓦；潮流能理論平均功率近1400 萬千瓦；溫差能資源可供開發的裝機容量約3.7 億千瓦。近年來,隨著海洋強國戰略的提出,我國海洋能規模化利用呈現出加速態勢。除傳統海上風電光伏開發、海上油氣開采外,我國在海洋能開發上呈現出多點開花的局面：浙江江廈潮差試驗電站已歷經40 余年歲月,年均發電量約600萬千瓦時；2022 年2 月,世界單臺容量最大的潮流能發電機組“奮進號”在浙江舟山秀山島成功下海；2023 年6 月,世界首臺兆瓦級漂浮式波浪能發電裝置“南鯤號”成功；2024 年9 月,亞洲首個工業級海上風電制氫示范項目穩定產氫。

目前,我國波浪能、潮流能、潮汐能裝機規模,分別位居世界第一、第二、第三位,海洋裝備與國際先進水平基本同步,實現了從“跟跑”到“領跑”的重大轉變。海洋能作為一種戰略性新興產業,產業鏈條長、帶動能力強,成了各國競相發展的重點領域,但目前仍處于起步和研發示范階段,總體投入成本太高,關鍵核心技術有待攻關,整體技術成熟度還沒達到商業化規模應用的水平。其發展面臨諸多因素制約。今年3 月,自然資源部、國家發展改革委等六部門頒布《關于推動海洋能規模化利用的指導意見》（以下簡稱《意見》）,提出力爭到2030 年,海洋能裝機規模達到40 萬千瓦,建成一批海島多能互補電力系和海洋能規模化示范工程,海洋能應用場景不斷拓展豐富,奏響能源的“藍色交響曲”。

看點九，融合發展將成為打造海洋強國的新范式嗎

《意見》明確支持開展海洋能多領域融合試點,包括“引導海洋能與海水淡化、海上油氣平臺、防波堤等融合發展,支持海洋能為海洋觀測監測裝備及平臺、海洋工程等提供綠色能源保障,鼓勵深遠海海洋牧場加裝海洋能發電設備”。在這一背景下,“海上風光+ 海洋牧場”“海上風電+ 海水制氫”“海上風光+ 海洋油氣”“海上風光+波浪能”等形式多樣的融合發展模式應運而生,被視為未來海洋資源開發利用的主導方向,為海洋能立體化發展探明了一條新途徑、提供了新范式。我國大陸海岸線總長度約為1.8 萬千米,470 多萬平方千米海域面積分布著7600 多個島嶼。這些島嶼遠離大陸主電網,孤島供電困境一直是無數偏遠海島難以逾越的生存壁壘。通過開展波風光儲多能互補的供電模式,為優化海島能源結構提供技術支撐,從而改寫孤島的命運。

譬如,福建積極開展海島多能互補項目,利用波浪能、風能、太陽能等多種能源,解決偏遠海島的供電難題。有些沿海省份將海洋能與海水淡化、海上油氣平臺、防波堤等結合起來,或者支持深遠海海洋牧場加裝海洋能發電設備。這種“跨界合作”不僅能降低成本,而且能最大化利用資源。總體上講,海洋能融合發展仍處于培育階段,規模比較小,需要進一步加強引導,加大示范規模和產業培育力度。隨著“單30”政策實施和新能源全面入市的到來,深遠新能源開發將成為海洋能源發展的主陣地。而海上新能源總體成本較高,全面入市交易有一定的難度。如果采用融合開發模式,積極推動“海洋能+”發展模式,大力探索海洋能綜合利用新場景,形成一批代表性的海洋能立體化、規模化綜合利用示范項目,不僅能帶動全產業鏈一體化發展,而且能顯著提高項目經濟的可行性,為建設海洋強國開辟新的天地。

看點十，可燃冰將點燃海洋能源開發新希望嗎

20 世紀60 年代,科學家在探索海洋的過程中發現了一種可以燃燒的“冰”,被形象定義為“可燃冰”。這種“冰”實際上是天然氣水合物,并非全新能源品種。可燃冰一經發現,就被人們看作是未來能源。據專業研究機構數據表明,我國南海地區的“可燃冰”資源量相當于650 億噸石油,可供我國使用130 年以上。然而,每件事物都有其兩面性,可燃冰雖好,但面臨的問題也不小。其除面臨高效安全提取和轉運技術難題外,盲目開采還會對海底地質結構和生態系統造成巨大的破壞。我國可燃冰開發曾名噪一時,早在1998 年就通過國家立項、1999 年就開始在南海和陸地凍土區的可燃冰調查工作,是繼美國、日本、印度之后,第四個通過國家級研發計劃在海底鉆獲可燃冰的國家。2017 年5 月,我國在南海神狐海域可燃冰試采實現了連續187 個小時的穩定產“冰”。這是我國首次實現海域可燃冰試采成功,是“中國技術”“中國裝備”所凝結而成的突出成就,讓“冰火交融”從夢想變成了現實。后來,隨著風光等可再生能源技術的突飛猛進,成本大幅降低且更加環保的能源逐漸占據市場主導地位,可燃冰就變得聲息漸消了。

總體而言,盡管可燃冰儲量豐富,但開采經濟性一直是各國研究的重點之一。僅就開采成本而言,據相關資料信息,南海深水氣田為0.75 ～ 0.95 元/ 立方米,渤海氣田為0.6 ～ 0.7 元/ 立方米,山西煤層氣則為1.2 ～1.4 元/ 立方米,而可燃冰開采成本高達8 元/ 立方米。可見,成本居高不下是可燃冰實現商業化應用的最大“擋路虎”。但不可否認的是,可燃冰仍具有巨大的開發潛力和商業價值。一旦其開采技術取得革命性突破,這些沉睡在海底的“寶藏”將被喚醒,從而真正造福于社會。但愿人類在追求進步和財富的同時,不要忘記對自然的敬畏之心。