生物质气化技术（东华炉） - 中国化学工程所属东华工程科技股份有限公司研发的“东华炉”生物质气化核心装置已中试成功，装置于2025年9月建成，11月一次投料成功并产出合成气 [3] - “东华炉”为鼓泡流化床气化炉，以纯氧/蒸汽为气化介质，可处理秸秆、树枝、牛羊粪便等农林牧废弃物，产出合成气，用于生产绿色化学品或可持续航空燃料，相比化石原料可降低70%~90%碳排放 [4] - 该技术通过调整床料组成和床层高度解决了行业痛点，碳转化率可达98%以上，合成气中焦油含量大幅降低，并配套余热回收锅炉防止碱金属粘污，确保装置长周期稳定运行 [5] - 项目落户内蒙古通辽，利用当地丰富的试验原料和完备的煤化工基地配套，旨在实现草原废弃资源高值化利用，带动经济发展，并减轻周边煤化工产业对原料煤的依赖 [6] - 团队正持续优化工艺并进行连续试验，对技术的适用性和可复制推广价值有信心，旨在为经济新增长点提供支撑，实现生态保护与产业发展的良性循环 [7] 聚光解水制氢技术 - 全球首条基于“聚光解水制氢”技术的商业化生产线于2025年12月在四川攀枝花投运，一期年产氢约200吨，项目带头人为中国科学院过程工程研究所研究员段东平 [7] - 技术采用144台定日镜聚光，聚焦于32米高反应塔，塔内24台制氢反应器运行，产出纯度99.9%的氢气和98.6%的氧气，每立方米反应器制氢效率达13立方米/小时，比当前最好实验室数据高出百倍以上 [8] - 核心技术为“多面体钛酸锶聚光量子制氢”，实现太阳能到氢化学能的“一步式”能量转换，相比传统晶硅光伏+电解水制氢技术，提高了产氢速率和效率 [8] - 项目产业化初期面临资金瓶颈，团队于2023年自筹3000万元启动资金（其中1000万元为团队成员个人积蓄）建设郑州中试基地，后续测试数据符合预期，制氢成本规模化后可控在8~12元/千克 [9] - 攀枝花一期项目投产后测试产能比设计指标高出10%，成本优于预期，当前制氢成本约19元/公斤，预计千吨级产能下成本可降至16元/公斤，二期项目已在筹备，预计产能达1100吨/年 [10][11] - 氢气主要目标应用场景为冶金、化工等工业领域，以提供廉价绿氢，同时在西藏等高原有独特应用前景，因技术可联产氧气，经济性将成倍提升 [11] 地热供暖（雄安新区） - 雄安新区已基本实现地热供暖全覆盖，采用“即采即灌”模式，例如人才家园小区一个采暖季可替代标煤4847吨，减排二氧化碳11636吨，为2000多户家庭供暖 [13][14] - 雄安被誉为“地热宝库”，地下蕴藏1256平方千米的地热田，从2009年开始探索，如高铁一号能源站取用地下2000米左右热水，经换热回灌实现资源反复利用，目前供热面积260万平方米 [15] - 高铁一号能源站全部投产后每年可提供热源160万吉焦，每个采暖季可实现温室气体减排14.14万吨，类似的地热站在雄安已有100多座 [16] - 除地热外，雄安科创中心中试基地结合浅层地热、屋顶光伏、光储存一体化及数字孪生平台，构建“近零碳”智慧能源微网，为3万平方米园区提供电、热、水、冷一体化服务 [16] - 中石化新星绿源地热能开发有限公司通过智慧调控中心，对全国7个省份、60多个县市、1000多个小区的地热供暖站点进行24小时实时监控 [17] 可控核聚变研究（新奥集团） - 新奥集团自2017年涉足可控核聚变领域，2018年启动首台实验装置“玄龙-50”建设，仅用273天建成投运，创造国内同类装置建设速度纪录 [19] - 当前第二代装置“玄龙-50U”于2025年实现全球首次兆安级氢硼聚变放电、1.2特斯拉强磁场、氢硼等离子体高约束模放电等一系列突破，处于世界同类装置前列 [19] - 研究团队认为实现可控核聚变的预期时间可能从50年缩短至20年，目标是提供廉价、清洁的电能，以满足未来包括人工智能在内的大量能源需求 [18] - 新奥聚变团队目前有300余人，鲜少有人中途退出，公司通过设立专项奖学金等多所院校，旨在吸引人才投身聚变领域 [20] - 公司规划在2035年进入聚变示范堆阶段，并设定2026年为关键时间点，计划在今年实现氢硼聚变反应 [20]

生物质气化技术 - 中国化学工程所属东华工程科技股份有限公司研发的“东华炉”生物质气化核心装置已中试成功，该装置于2025年9月建成，11月一次投料成功并产出合成气[3] - “东华炉”是以纯氧/蒸汽为气化介质的鼓泡流化床气化炉，原料适应性好，可使用秸秆、树枝、牛羊粪便等农林牧废弃物，产出合成气[4] - 该技术产出的合成气可用于生产高价值绿色化学品或可持续航空燃料，相对于化石原料可降低70%~90%的碳排放量[4] - 研发团队通过调整床料组成和床层高度解决了行业痛点，“东华炉”碳转化率可达98%以上，合成气中焦油含量大幅降低，并配套余热回收锅炉延长设备寿命[5] - 技术成功运用意味着草原废弃资源可实现高值化利用，带动当地经济发展，并有望减轻当地煤化工产业对原料煤的依赖[6] - 团队已将重心转向工艺持续优化升级，并计划依托“东华炉”进行连续试验，以支撑经济新增长点，实现生态保护与产业发展的良性循环[7] 聚光解水制氢技术 - 全球首条基于“聚光解水制氢”技术的商业化生产线于2025年12月在四川攀枝花投运，一期年产氢约200吨[8] - 项目采用“多面体钛酸锶聚光量子制氢”原创技术，能实现太阳能到氢化学能的“一步式”能量跨越，极大提高产氢速率和效率[9] - 项目现场有144台定日镜将太阳光聚焦于32米高反应塔，塔内24台制氢反应器析出纯度99.9%的氢气和98.6%的氧气，每立方米反应器制氢效率达13立方米/小时，比当时最好实验室数据高出百倍以上[8] - 2023年产业化初期，团队自筹3000万元启动资金（其中1000万元为团队成员个人积蓄）建设郑州中试基地[9] - 经济性测算显示，规模化推广后制氢成本可控制在8~12元/千克，攀枝花一期项目调试成本约19元/公斤，千吨级产线成本有望降至16元/公斤[10][11] - 项目投运后测试产能比设计指标高出10%，成本优于预期，二期项目已在筹备，预计氢气产能将达1100吨/年[10] - 氢能未来主要应用场景在冶金、化工等工业领域，同时光解水技术在高原地区因同时产氢产氧，经济性将成倍提升，有望成为当地支柱产业[11] 地热供暖应用 - 雄安新区人才家园小区采用地热供暖，一个采暖季费用约2000多元，室内恒温可达25℃[14] - 供热站采用“即采即灌”模式，一个采暖季可替代标煤4847吨，减排二氧化碳11636吨，为周边2000多户家庭供暖[15] - 雄安城区已基本实现地热供暖全覆盖，地下蕴藏1256平方千米的地热田，从2009年开始探索地热供暖[16] - 雄安新区高铁一号能源站取用地下2000米左右热水，通过回灌技术实现资源反复利用，目前供热面积260万平方米，全部投产后每年可提供热源160万吉焦，每个采暖季可减排温室气体14.14万吨[16][17] - 雄安已有100多座地热站，并通过智慧平台对全国7个省份、60多个县市、1000多个小区的地热供暖进行24小时监测[18] - 雄安新区科创中心中试基地结合浅层地热、屋顶光伏、数字孪生平台等，构建“近零碳”智慧能源微网，为3万平方米园区提供电、热、水、冷一体化服务[17] 可控核聚变研究 - 新奥集团自2017年涉足可控核聚变领域，2018年启动设计首台聚变实验装置“玄龙-50”，仅用273天建成投运[19] - 当前第二代装置“玄龙-50U”在2025年实现了全球首次兆安级氢硼聚变放电、1.2特斯拉强磁场、氢硼等离子体高约束模放电等一系列突破[20] - 研究团队每天进行50至60次实验，目标是将实现可控核聚变的可能时间从“永远还需50年”缩短，让聚变能源成为廉价、清洁的电能[19] - 团队认为可控核聚变是唯一能同时满足未来大幅提升能源供给量（提高至少一个数量级）且安全、稳定、清洁要求的能源形式[19] - 新奥聚变团队已发展至300余人，鲜少有人中途退出，并与国内外多家科研院所、企业及配套产业有密切合作[21] - 按照规划，项目将在2035年进入聚变示范堆阶段，真正触及成本和商业化问题，2026年的关键目标是实现氢硼聚变反应[20][21] - 公司在中国科技大学、华中科技大学等多所院校设立专项奖学金，旨在鼓励人才投身聚变领域[21]

文章核心观点 文章通过实地探访四个位于中国不同地区的标志性能源项目，展现了中国在绿色能源和未来能源技术领域加速推进的深刻实践 这些项目涵盖生物质气化、聚光解水制氢、地热供暖和可控核聚变，体现了行业通过技术创新将废弃资源高值化利用、实现清洁能源高效生产与供应、以及探索终极能源解决方案的努力 其核心在于描绘一幅中国式现代化进程中，能源结构向绿色、低碳、可持续方向转型的宏大叙事，并强调这些实践正在为国家塑造新的发展动能[1][2] 生物质气化技术（“东华炉”项目） - 项目由东华工程科技股份有限公司研发设计，在中化学（内蒙古）新材料有限责任公司建设运行，核心装置“东华炉”为鼓泡流化床气化炉，以纯氧/蒸汽为气化介质[3][4] - 技术以秸秆、树枝、牛羊粪便等农林牧废弃物为原料，产出一氧化碳和氢气组成的合成气，合成气可用于生产绿色化学品或可持续航空燃料，相比化石原料可降低70%~90%的碳排放量[4] - “东华炉”中试装置于2025年9月建成，11月一次投料成功，其碳转化率可达98%以上，并通过自主研发床料大幅降低合成气中焦油含量，防止结渣，配套余热回收锅炉延长设备寿命[4][6] - 项目选址内蒙古通辽，看重当地试验原料丰富和煤化工基地配套完备的优势，旨在实现草原废弃资源高值化利用，减轻周边煤化工对原料煤的依赖，促进生态保护与工业化协同[6] - 团队目前重心转向工艺持续优化升级，并计划依托“东华炉”进行连续试验，以验证技术的适用性与可复制推广价值，支撑经济新增长点[7] 聚光解水制氢技术（攀枝花“氢舟”项目） - 项目由中国科学院过程工程研究所研究员段东平带头，全球首条基于“聚光解水制氢”技术的商业化生产线于2025年12月在四川攀枝花投运，一期年产氢约200吨[8] - 技术核心为“多面体钛酸锶聚光量子制氢”原创技术，能实现太阳能到氢化学能的“一步式”能量转换，相比传统晶硅光伏+电解水制氢技术，极大提高产氢速率和效率[9][10] - 项目现场有144台定日镜将阳光聚焦于32米高反应塔，塔内24台制氢反应器运行，每立方米反应器制氢效率达13立方米/小时，比当时世界最好实验室数据高出百倍以上，产出氢气纯度99.9%，氧气纯度98.6%[9][10] - 项目产业化初期曾遇资金瓶颈，团队于2023年春节自筹3000万元启动资金（其中1000万元为成员个人积蓄）建设郑州中试基地，后续测试关键指标符合预期，规模化后制氢成本可控制在8~12元/千克[10][11] - 攀枝花一期项目投产后测试产能比设计指标高出10%，制氢成本约19元/公斤，规划中的二期项目预计年产氢1100吨，届时成本有望降至16元/公斤，目标应用场景为冶金、化工等工业领域及西藏的“氢氧产业”[11] 地热供暖系统（雄安新区项目） - 雄安新区已基本实现地热供暖全覆盖，利用地下1256平方千米的地热田资源，采用“即采即灌”模式，取用地下约2000米的热水，通过换热取热后回灌，实现资源反复利用[15][16] - 以人才家园小区为例，地热供暖一个采暖季费用约2000多元（面积137平方米，单价19元），室内可保持25℃恒温，一个供热站可为一个采暖季替代标煤4847吨，减排二氧化碳11636吨[14][15] - 雄安新区高铁一号能源站目前供热面积260万平方米，全部投产后每年可提供热源160万吉焦，每个采暖季可实现温室气体减排14.14万吨，类似的地热站在雄安已有100多座[16] - 地热供暖网络由智慧平台支撑，中石化新星绿源地热调控智慧中心可对全国7个省份、60多个县市、1000多个小区的地热站点进行24小时实时监控[19] - 在雄安新区科创中心中试基地，地热与屋顶光伏、光储存一体化、数字孪生平台等技术结合，构建起为3万平方米园区提供电、热、水、冷一体化服务的“近零碳”智慧能源微网[18] 可控核聚变研究（新奥能源研究院项目） - 新奥集团自2017年涉足可控核聚变领域，2018年启动首台实验装置“玄龙-50”建设，仅用273天建成投运，创造当时国内同类装置建设速度纪录，当前已发展至第二代装置“玄龙-50U”[21][22] - 2025年，团队在“玄龙-50U”装置上实现了全球首次兆安级氢硼聚变放电、1.2特斯拉强磁场、氢硼等离子体高约束模放电等一系列突破，技术水平处于世界同类装置前列[22] - 研究团队认为可控核聚变是能满足未来大幅提升能源供给量（提高至少一个数量级）且足够安全、稳定、清洁的唯一选项，目标是将实现聚变能源的时间从传统预期的50年缩短[21] - 团队规模已发展至300余人，人员稳定，鲜少中途退出，并与国内外多家科研院所、企业及配套产业保持密切合作与交流，强调人才和产业链协同是核心[22] - 公司规划在2035年进入聚变示范堆阶段，以触及成本和商业化问题，2026年的关键目标是实现氢硼聚变反应，并在多所高校设立专项奖学金以吸引人才投身聚变领域[22][23]

公司地热业务发展现状与规模 - 公司地热供暖能力累计达1.2亿平方米，较“十三五”末实现翻番 [1] - 地热服务覆盖11个省（直辖市）70余个市（县、区），服务120万户居民 [1] - 地热供暖每年可替代标煤近230万吨，减排二氧化碳超590万吨 [1] 公司技术运营与创新 - 公司通过“数智化”提升地热供暖精细化水平，实现数据实时采集、温度实时调控、问题实时监控 [1] - 公司创新形成六大核心技术体系，拥有地热资源开发利用重点实验室1个，技术专利130余项 [1] - 公司部署实施的中国最深地热科学探井福深热1井顺利完工，对探索南方高温地热发电具有重要意义 [1] 行业地位与标杆项目 - 公司是目前国内最大的地热能开发利用企业 [1] - 公司在河北雄县打造了中国第一个地热供暖“无烟城”，雄安新区地热供暖面积已超1200万平方米 [1] - 公司成功举办了2023年世界地热大会，其项目正在成为全球地热利用样板 [1]

行业技术突破 - 山东省黄河流域深部高温地热资源探测取得重大突破 成功钻成华东地区温度最高的“水热型”地热井“东高热1”井 井底温度达162摄氏度 井口出水温度达138摄氏度 单井涌水量达每小时101.3立方米 [1] - 高温“水热型”地热资源指主要储层温度大于150摄氏度的地热资源 其高温水汽混合物可直接用于技术成熟的地热发电 [1] - 此次探测初步圈定了总面积近40平方千米的高温地热田 [2] 资源储量与能源潜力 - “东高热1”井每年可释放热量达67.9万吉焦 相当于约2.7万吨标准煤燃烧产生的热量 [2] - 初步估算该高温地热田储存总热量折合标准煤约4.78亿吨 [2] - 若全部用于发电 该井可实现日发电量约2.52万度 能满足近万人的日常用电 [2] - 若用于供暖 可满足约50万平方米建筑的清洁采暖 [2] - 若直接将高温蒸汽用于工业生产 每年可提供蒸汽约9.4万吨 替代标准煤约1.88万吨 [2] 经济效益与社会效益 - 按照多场景梯级利用路线测算 “东高热1”井及其后续地热田规模化开发后 每年可产生经济效益约4.5亿元 [2] - 规模化开发后 预计每年可减少二氧化碳排放量约18.43万吨 [2] - 仅“东高热1”井用于工业蒸汽 每年即可减少二氧化碳排放约4.89万吨 [2] - 项目惠及城乡居民约18万人 [2] 战略意义与行业影响 - 此次成功标志着东营市在深部高温地热勘查领域实现了“从0到1”的关键突破 [3] - 项目为山东省绿色低碳高质量发展先行区建设持续输出“地热动能” 并为服务黄河重大国家战略注入绿色动能 [3] - 项目形成了高温地热资源找热理论“寻宝图” 为在类似地区寻找同类资源提供了关键理论指引 [3] - 山东省地矿局已在全省共划定地热田96处 实现了中低温地热资源调查评价省内“全覆盖” 为深部探测工作提供了基础 [1]

项目概况与运营 - 全国首个百万平米级油田特色多热源耦合供暖示范项目已投入运营，为京津冀地区超过20万住户提供清洁地热供暖 [1] - 该项目总供热面积达269万平方米，室内平均温度保持在22摄氏度以上 [1] - 项目年减排二氧化碳7万吨，相当于植树约2000公顷 [1] 技术与模式 - 项目综合运用地热及油田余热资源，形成油田特色多热源耦合清洁供暖模式 [1] - 公司通过整合生产井、换热站和油田管线，综合利用多套地热资源和油田集输余热，实现全程清洁能源供暖 [1] - 公司在中深层地热资源开发方面形成了“取热不耗水、等量同层回灌”的技术系列 [2] 资源潜力与战略布局 - 华北油田区域内地热资源丰富，可满足20亿平方米的供暖面积 [2] - 公司积极落实国家“双碳”战略，探索油田余热资源开发利用模式，并在京津冀地区建成多个地热综合利用项目 [2] - 公司成功建成北京市首个中深层地热供暖试点示范项目，并在雄安新区钻探了河北省最深的地热井 [2]

行业政策与规划 - 党的二十届四中全会审议通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》提出加快建设新型能源体系并促进清洁能源高质量发展 [1] - 西藏设立7个清洁能源供暖特许经营试点以推动供暖向绿色低碳转型 [1] - 那曲的清洁能源供暖探索与国家“十五五”时期美丽中国建设取得新的重大进展的目标同向发力 [2] 项目运营与规模 - 那曲市色尼区南部新城清洁能源集中供暖试点项目二期于今年10月投运 [1] - 项目覆盖城区面积约145万平方米 [1] - 项目采用地热集中供暖，供暖季长达7个月 [1] - 在换热站有5台换热设备正在运行，另外还有3台备用 [2] 技术模式与环保优势 - 采用水热型地热利用技术，地热水不进入市政管网，而是通过换热站取热 [2] - 地下水会百分之百同层回灌，全程不与外界接触，以保护地下热储层并避免腐蚀管网 [2] - 相比煤炭等传统能源，地热供暖能够实现零污染、零排放 [2] - 高原地区地热资源的开发对环境保护具有重要意义 [2] 经济效益与社会影响 - 用户享受政府补贴后，一个供暖季按每平方米13元交费，减轻了经济负担 [1] - 地热集中供暖使室内温度可保持在二十摄氏度左右，替代了烧煤或牛粪取暖 [1] - 那曲市已累计淘汰燃煤锅炉313台，有效改善了城市生活环境 [2] 资源潜力与多元应用 - 那曲地热资源水温高、热量足，有很高的开发价值 [2] - 除供暖外，地热资源还可用于发电，并进一步拓展至农业、养殖业等领域 [2] - 高原地区昼夜温差大，地热可以为温室大棚或养殖设施提供稳定热源 [2]

文章核心观点 在“双碳”目标引领与“十五五”能源转型关键期，小众能源（包括天然气分布式能源、生物质能、地热能、海洋能等）的战略价值愈发凸显，其合理开发利用将成为主流能源的重要补充，为能源安全、生态保护及“双碳”目标落地提供支撑 [1] 分布式天然气 - 分布式天然气以天然气为原料，可就近实现冷热电多能供给，综合能源利用率超70%，兼具低碳清洁、启停灵活等优势 [3] - 行业核心制约为成本与气源：气电综合成本0.59~0.72元/千瓦时，远高于主流电源；天然气对外依存度高、储气不足 [3] - 政策红利注入发展动力：《天然气利用管理办法》（2024年修订）将其列为“优先类”，叠加“十五五”燃气调峰电站投产高峰规划，其应用场景覆盖工业园区、酒店、数据中心等多元需求 [3] 生物质能 - 我国是生物质“制造”大国，但能源化利用率仅11.8%，远低于欧美 [5] - 2024年底生物质发电装机4599万千瓦，年发电量超2083亿千瓦时；生物天然气、生物柴油等非电利用领域初具规模，其中生物天然气毛利率超30%、生物柴油突破40% [5] - “十五五”期间需从战略高度推进开发，在巩固发电基础上，拓展生物制氢、纤维素乙醇等产业化应用 [5] 生物质发电 - 生物质发电包括农林生物质、垃圾、沼气发电三类，2024年装机分别为1709万千瓦、2738万千瓦、252万千瓦 [7] - 受电力市场化推进、电价补贴退坡影响，不少电厂亏损关停，亏损成因包括补贴退坡滞后导致现金流紧张、燃料供应链不稳定（秸秆可收集量仅为理论量的50%且集中于东北、华北）、政策变动与技术不稳定叠加导致发电效率偏低 [7] - “十五五”脱困需多管齐下：技术上推广“微波裂解”等技术提升秸秆热值40%；运营上走“规模化、产业化、标准化”道路；盈利上挖掘调峰服务潜力，探索热电联产、绿电直连等新模式 [7] 生物质掺烧 - 2024年6月，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》将“生物质掺烧”列为煤电降碳首要方式 [10] - 生物质燃料含硫量和灰分低，掺烧可有效减排，山东寿光电厂项目年掺烧25万吨，减排二氧化碳31万吨，已形成可复制模式 [10] - 我国年生物质资源产生量超90亿吨，60%回收利用率即可保障能源化需求；IPCC已明确“生物质能+碳捕集（BECCS）”为碳中和核心路径 [10] 地热供暖 - 2025年《关于持续推进城市更新行动的意见》将供热管网列为更新重点，地热供暖成为北方城市清洁取暖重要方向 [12] - 当前我国集中供暖95%依赖化石燃料，北方采暖年碳排放约10亿吨，占全国10% [12] - 我国地热资源占全球1/6，直接利用规模世界第一，2025年底水热型供暖面积将近9亿平方米，为“十五五”规模化推广奠定基础 [12] 地热发电 - 我国地热发电起步早但发展滞后，目前装机仅61.47兆瓦，位列世界第十九，远低于美国、印尼等国 [14] - 滞后原因主要为：经济性差（羊八井电站上网电价0.93元/千瓦时）、高温地热资源80%集中于藏南等经济落后地区、配套政策不完善 [14] - 地热发电具有稳定性强、年利用小时高（羊易电站8732小时）等优势，“十五五”实现赶超需攻关核心技术、探索梯级利用降低成本、完善电价补贴与税费减免政策 [14] 干热岩发电 - 干热岩是地下2~10千米、温度超150摄氏度的高温岩石，我国探明资源量达856万亿吨标准煤，可满足4000年使用需求 [16] - 干热岩发电无温室气体排放，储量丰富，但目前距商业化仍有差距，需突破勘探开采技术、应对成本与地震风险 [16] - 中美欧均加速布局，我国预计2035年增强型地热系统成本下降80%，“十五五”作为攻坚期，若实现技术与成本突破，干热岩发电有望成为未来能源“颠覆者” [16] 海洋能 - 海洋能包括潮汐能、波浪能等，我国近海技术可开发量6.5亿千瓦 [19] - 近年我国海洋能规模化加速，“奋进号”潮流能、“南鲲号”波浪能装置相继投运，波浪能、潮流能装机居世界前列 [19] - 目前海洋能利用仍处于研发示范阶段，存在成本高、技术待攻关等问题；2025年发布的《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》提出2030年装机达40万千瓦 [19] 海洋能融合发展 - 《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》支持海洋能与海水淡化、海上油气平台等融合试点，“海上风光+海洋牧场”、“风电+制氢”等模式加速涌现 [21] - 我国7600多个岛屿中部分偏远海岛面临供电难题，波风光储多能互补模式已在福建试点成功，跨界融合可显著降低成本、提升资源利用率 [21] - 当前融合发展仍处培育阶段，“十五五”期间，面对深远海新能源开发成本高的挑战，推动“海洋能+”综合利用，打造规模化示范项目，可带动全产业链发展 [21] 可燃冰 - 我国南海可燃冰资源量相当于650亿吨石油，可供使用130年以上，但开发面临高效安全提取与生态保护难题 [23] - 我国1998年立项开发，2017年神狐海域试采成功，2025年大湾区全运会用其点燃圣火 [23] - 可燃冰商业化的最大障碍是成本高企，当前开采成本8元/立方米，远高于常规天然气；“十五五”若能实现开采技术革命性突破、降低成本，将为海洋能源开发注入新希望 [23]

河南省能源项目投资概况 - 河南省能源项目投资连续3年超过1000亿元人民币 [1] - 全省油气长输管道里程突破1万公里，位居中部地区第一 [1] 重点能源项目进展 - 许昌能信煤电项目按期投运 [1] - 信阳五岳抽水蓄能电站全面建成 [1] - 西气东输三线河南段投产送气，线路全长超过238千米 [1] - 西气东输三线中段于今年10月成功投产，完善了中部地区管网布局 [1] 民营企业参与情况 - 民营企业可参与风电、光伏发电、清洁高效煤电、新型储能、抽水蓄能、生物质发电、充电桩等领域的重大项目建设 [1] - 从项目数量看，民营企业建设光伏电站项目占比超过90%，生物质发电项目占比超过70%，清洁高效煤电项目占比超过20%，风电项目占比为20% [2] - 从投资额看，民营企业在地热供暖领域投资占比超过80%，充电桩领域占比超过70%，新型储能领域占比为25%，油气长输管道领域占比21% [2] - 从市场主体看，民营售电公司占比超过80%，规模以上充电桩运营商占比约为70% [2] 能源结构转型与装机容量 - 河南省电力总装机累计突破1.6亿千瓦 [2] - 可再生能源发电装机占比超过“半壁江山” [2] - 预计2025年全省可再生能源发电量将突破1400亿千瓦时，同比增长21% [2]

践行国家战略与能源安全 - 构建油、气、氢、电、地热多元协同能源供给体系 [1] - 承担山西省40%成品油供应任务 [1] - 天然气零售量年均增长率达95%，成为全省最大天然气零售商 [1] - 攻克深层煤层气开发关键核心技术 [1] - 建成1300万平方米地热供暖能力，服务近12万户居民，成为全省最大地热供暖企业 [1] 坚持绿色发展 - 每年投入2000余万元开展油气回收、废水处理等环保工程 [2] - 建成24座碳中和库站 [2] - 首创全燃气发电+全电驱储层改造技术模式，实现煤层气开发零碳排放 [2] - 年利用地热能替代标煤30万吨，减排二氧化碳78万吨，相当于植树115万棵 [2] 深化地企协同与民生服务 - 与地方政府签署合作协议，联合举办产销对接会助力山西特产外销 [2] - 开展支农惠农活动以降低农户用油成本 [2] - 建成255座爱心驿站和88座司机之家，提供便民服务超50万人次 [2] - 为4000余名贫困白内障患者免费实施复明手术 [2]