二、新能源产业

根据《中国可再生能源发展报告2024年度》（下称《报告》）显示，通过“沙戈荒”大型风光基地的加速投产、水风光一体化基地的加快建设、海上风电深水远岸开发和分布式新能源在城乡全面加快渗透，预计2025年全年风电光伏发电装机新增2.8亿千瓦，进一步增强新能源和可再生能源供给能力。

  国家能源局副局长万劲松在当日的发布会上指出表示，2024年全国可再生能源发电装机新增3.7亿千瓦，全球占比超过六成。第一批“沙戈荒”基地基本建成投产，深远海海上风电项目试点实施。全球最大26兆瓦海上风电机组成功下线，N型电池基本完成市场主流电池技术迭代，“海上风电+”、海上风电制氢等示范项目陆续落地。《能源法》颁布实施，《可再生能源法》修订加快推进，绿证制度体系健全完善。我国可再生能源规模化发展跑出新速度、重大建设迈入新阶段、创新发展取得新突破、机制改革注入新活力。

  2025年和“十五五”时期是我国实现碳达峰目标，规划建设新型能源体系、构建新型电力系统的关键时期。《报告》指出，2025年我国可再生能源大规模发展的方向坚定不移。其中，预计常规水电投产规模500万千瓦左右，大型常规水电核准规模900万千瓦左右；抽水蓄能发电投产规模约800万千瓦，核准规模4000万至5000万千瓦；全国风电新增并网装机容量有望突破8000万千瓦；全国太阳能发电新增并网装机容量2亿千瓦。

   2025年随着新能源更大规模发展，新型电力系统加快建设，国内特高压输电通道与智能配电网协同推进，跨省跨区新能源消纳能力实现快速提升，抽水蓄能、新型储能等电力系统调节性资源同步建设，将为新能源消纳提供核心支撑。同时，可再生能源多元创新、产业牵引和集成发展的趋势明显，构网型技术与虚拟电厂技术逐步推广，源网荷储多元互动模式加快成熟。此外，可再生能源市场化发展的进程再度提速，随着电力市场化改革的持续深化，新能源和新型储能、虚拟电厂等将加快进入电力市场。

  值得注意的是，在新形势下，可再生能源面临的约束和挑战更多，新能源大规模发展的用地用海国土资源趋紧，消纳问题重新凸显，投资收益的不确定性上升。对此，万劲松希望全行业在今年及“十五五”期间，要积极推动集成发展，建立适应新能源发电特点的产业体系。深化体制机制改革，落实分布式光伏、抽水蓄能开发管理办法及上网电价市场化改革，建立适应新能源的电力市场体系。

以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利，第一批9705万千瓦基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。陆上6兆瓦级、海上10兆瓦级风机已成为主流，量产单晶硅电池的平均转换效率已达到23.1%。光伏治沙、“农业+光伏”、可再生能源制氢等新模式新业态不断涌现，分布式发展成为风电光伏发展主要方式。全球新能源产业重心进一步向中国转移，我国生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键零部件占全球市场份额70%。新能源四大产业链：

（一）余热利用

1、市场规模：政策驱动与降本增效双轮扩张

（1）全球市场规模预测

根据IEA（国际能源署）、彭博新能源财经数据，2025年全球余热利用市场规模预计达900-1100亿美元（复合年增长率约12%-15%），核心增长点包括：

工业领域主导（占比60%）： 钢铁、水泥、化工等高耗能行业余热回收率从35%提至50%，全球工业余热装备（换热器、余热锅炉）市场规模超500亿美元（阿尔斯通、西门子主导）。

中国工业余热潜力最大（占全球40%），年可回收热量超10亿吨标煤（工信部《工业能效提升计划》）。

发电与区域能源：燃气轮机联合循环（CCPP）余热发电效率突破60%（GE HA级机组），全球新增装机超50GW（市场规模200亿美元）。

城市级余热供暖（北欧区域供热网、中国“热电联产”改造）覆盖超2亿人口，2025年市场规模或达150亿美元。

新兴场景崛起：数据中心液冷余热回收（微软与芬兰合作供暖）、地铁制动能量转化（深圳地铁年节电1.2亿度），新兴领域增速超25%。

（2）中国市场加速领跑

政策强制+经济性驱动：2025年中国市场规模或占全球35%（超2500亿元人民币），核心逻辑包括：

“双碳”目标要求工业余热利用率提至50%（2022年仅30%），钢铁企业（宝武集团）单厂改造投入超10亿元。

北方清洁供暖刚性需求（住建部规划2025年余热供暖占比超20%），替代散煤1.5亿吨。

技术成本双突破：低温余热发电（ORC机组）成本降至800美元/kW（开山股份、冰轮环境主导），投资回收期缩至3年。

高效换热器（板式/热管式）国产化率提至70%（蓝科高新、隆华科技），换热效率超90%。

2、行业趋势：技术融合与模式创新

（1）技术突破方向

中低温余热高效转化：超临界CO₂循环发电（Echogen方案）将150℃低温热源发电效率提至15%（传统ORC仅8%），成本降低40%。

热化学储热（如氨分解）实现余热跨时空利用（德国DLR技术验证）。

多能互补系统集成：工业园“电-热-冷”三联供（远大集团方案）能源利用率提至80%以上，上海化工区年减碳30万吨。

余热+CCUS（碳捕集）协同（挪威水泥厂项目），捕集能耗降低50%。

数字化智能管控：AI优化余热网络调度（施耐德EcoStruxure系统），预测性维护降低停机损失20%。

区块链赋能的余热交易平台（欧盟HeatNet项目）实现跨企业热量共享。

（2）应用场景深化

高耗能工业：钢铁厂烧结余热发电（首钢京唐项目单厂年发电4亿度），吨钢能耗下降15%。

玻璃熔窑烟气回收（信义玻璃）预热助燃空气，燃料节省12%。

城市能源系统：污水厂水源热泵供暖（北京高碑店项目供500万㎡建筑），成本低于天然气30%。

数据中心余热农业大棚（荷兰埃因霍温项目），缩短作物周期20%。

交通与新兴领域：船舶发动机余热制冷（中船重工方案）降低燃油消耗8%。

氢能电解槽废热回收（Plug Power试点），制氢能耗降至45kWh/kg。

（3）政策与生态变革

国际政策加码：欧盟碳关税（CBAM）倒逼出口企业提升余热利用率（中国钢铁企业需达欧盟水平）。

美国《通胀削减法案》补贴工业节能改造（余热项目抵免30%税收）。

中国制度创新：余热资源纳入“绿证”交易（国家发改委试点），1GJ余热=0.2张绿证。

合同能源管理（EMC）模式占比提至50%（双良节能、天壕环境主导）。

供应链竞争：国际巨头（奥钢联、日本川崎重工）垄断高温余热发电核心设备（如烧结环冷机）。

中国在低温余热（ORC机组、热泵）领域成本优势显著，海外市占率提至25%。

（4）关键挑战与未来展望

技术瓶颈：200℃以下超低温余热发电效率仍不足10%（卡诺循环理论限制）。

腐蚀性烟气（化工尾气）换热器寿命仅3-5年（国际先进水平8年）。

经济性障碍：中小企业改造资金压力大（单条产线投资超千万），需金融工具（绿色信贷）支持。

余热供需时空错配（如夜间工业余热与白天供暖需求）。

标准缺失：全球余热计量与碳减排核算标准未统一，制约跨境交易。

责任编辑：旅游策划公司|农业策划公司|旅游规划公司|乡村旅游策划公司|企业咨询策划|品牌策划公司|企业咨询公司|家族管理办公室|城乡规划设计|项目可行性报告|养生养老策划公司|项目策划公司|规划设计公司|乡村旅游规划设计|农文旅规划设计