地热能市场 大小和分享 2026-2035

地热能市场规模

根据Global Market Insights Inc.最近的一项研究，2025年地热能市场规模估计为669亿美元。该市场预计将从2026年的679亿美元增长至2035年的1,096亿美元，年复合增长率为5.5%。
 

• 为确保电网可靠性而制定的清洁稳定采购政策通过奖励高容量因数资源推动地热增长。例如，加州公用事业委员会（CPUC）在D.21-06-035号决议中下令在2023至2026年间新增1,150万千瓦净合格容量，并要求至少1,000万千瓦来自清洁稳定资源（如地热），以支持本世纪中期电网可靠性及深度脱碳目标。该政策信号提升了合同透明度，改善了容量市场中稳定可再生能源的估值，并增强了开发商和供应商的融资可行性。
   
• 公共研发与示范资金降低了技术风险，并加速了下一代地热技术的商业化进程。例如，美国能源部在《两党基础设施法》下宣布投入8,400万美元用于支持增强型地热系统（EGS）试点示范项目，覆盖多种地质环境。通过承担现场验证和数据生成成本，此类项目降低了地下资源不确定性的感知风险，吸引了私营资本的共同投资，并将地热资源基础扩展至传统水热区域之外。
   
• 通过成本下降与性能学习改善项目经济性，增强了地热作为稳定可再生能源容量的投资吸引力。例如，国际可再生能源署（IRENA）报告称，2024年全球加权平均地热发电度电成本下降了16%，从0.072美元/千瓦时降至0.060美元/千瓦时。更低的度电成本与稳定的容量因数相结合，使地热在资源充足性市场中更具竞争力，并推动了模块化二元与ORC系统在不同储层温度下的广泛应用，从而提高了项目预期收益。
   
• 监管支持的公用事业采购为项目提供了长期收入确定性，从而释放项目融资并加速规模化发展。例如，加州公用事业委员会（CPUC）在2024年批准了南加州爱迪生公司的中期可靠性合同，其中包含Fervo关联公司提供的地热（二元）供应，合同容量为70兆瓦与250兆瓦，供电将于2027年开始。此类批准验证了购电协议结构，降低了交易对手风险，并鼓励了更多与系统规划需求相匹配的地热容量项目落地。
   
• 脱碳政策与专项激励措施正将地热从发电领域扩展至大规模区域供热，尤其是在欧洲。例如，德国《高效热网联邦资助计划（BEW）》将在2026年前提供约35.7亿美元用于支持包括深层地热在内的可再生热源。此外，慕尼黑市政公用事业公司（Stadtwerke München）在2024年获得了5,220万美元联邦资金用于扩建地热区域供热项目，推动了公用事业与市政当局的多年建设进程。
   
• 各国主导的地热开发计划与PPP执行模式在新兴市场中降低了大型项目的风险。例如，ThinkGeoEnergy报道称，肯尼亚国家电力公司KenGen计划投资约2.48亿美元建设80.3兆瓦的奥卡里亚七号地热电站，该项目获得监管备案支持，并随后获得内阁批准，目标在2027年6月前并网供电。通过国家规划与许可审批的支撑，此类框架为EPC、钻井与运维服务提供商维持了可融资的项目管道。
   
• 通过底循环热电联产进行棕地优化是快速提升地热增量产能的有效途径，能够充分利用现有油井和蒸汽田。例如，印度尼西亚能源部强调了2027至2029年投产目标的热电联产扩容计划，而Pertamina Geothermal Energy与PLN签署的联合开发协议则聚焦于30兆瓦的乌鲁贝鲁底循环机组和15兆瓦的拉亨东底循环机组，两者均计划于2027年投产。此类增容项目能以更短的开发周期和更低的增量钻井强度提升产出。
   
• 能源安全需求与优惠融资正推动首个小型岛屿系统地热电站的建设。例如，《ThinkGeoEnergy》报道称，加勒比开发银行批准了一笔3480万美元贷款，用于支持多米尼克10兆瓦地热电站的建设，以解决该国电力结构中仍严重依赖柴油进口的问题。后续施工进展显示，项目将于2025年底前实现商业运营，展现了混合融资如何打破前期钻探与基础设施成本高企的项目瓶颈。

地热能市场趋势

• 产能扩张步伐稳健且高度集中，增量扩容占据主导。例如，《ThinkGeoEnergy》报道称，全球地热发电装机容量从2024年末的16,873兆瓦增至2025年末的17,173兆瓦，前十大国家占据了超过93%的装机总量。这一趋势表明，资本密集型市场中，成熟司法管辖区与重复开发商抢占了近期增长大部分份额，而新兴市场则在全球范围内为后续投产积累项目储备。
   
• 政策展望愈发将地热视为可变可再生能源的可靠补充，预示中期增量将显著增长。例如，国际能源署《2025年可再生能源报告》预测，2030年地热年新增装机将达到历史高点，约为2024年增量的三倍，增长动力主要来自美国、印度尼西亚、日本、土耳其、肯尼亚及菲律宾。这反映了全球对可靠性要求的提升、容量充足性需求以及地热在各国减碳路径中更深层次的整合。
   
• 领先运营商的市场集中度愈发凸显，在美国尤为明显。例如，美国能源部支持的《2025年美国地热市场报告》指出，Ormat与Calpine仍是主导运营商，共同占据了美国地热装机容量的绝大部分，同时通过新的电力购买协议推动商业活动增长。此类整合强化了运营专业知识、机队优化与采购议价能力，但也加剧了对优质资源区与并网容量的竞争。
   
• 先进地热技术正从研发转向现场示范，拓展了可开发地质条件与项目类型。例如，美国能源部在2024年2月报告称，其首轮增强型地热系统示范项目将为三个项目提供高达6000万美元资金，覆盖多样化地下条件。通过验证增产技术、监测手段与多井设计，这些示范项目降低了复制风险并加速供应商学习曲线，为未来商业化管线提供支撑，超越传统水热型项目的范畴。
   
• 执行与并网瓶颈正塑造采购行为，倾向于分阶段交付策略与过渡性合同。例如，加州公用事业委员会（CPUC）工作人员在2025年中期可靠性采购合规状态审查中报告称，尽管面临并网挑战，但各方仍取得了广泛合规进展，许多实体依赖过渡合同以管理时间风险。同时，CPUC文件在补充采购行动中描述了更大的灵活性与截止期限延长，强调了如何在整体组合层面通过项目管理降低进度风险。
• 政府主导的投资推广正在扩大亚洲地区的可投资地热项目储备，并释放出更激烈的项目开发权竞争信号。例如，ThinkGeoEnergy报道称，印度尼西亚能矿部在COP29上推介了12个地热发电项目，预计总投资需求约21.4亿美元，涵盖新建与改扩建机会。此外，国有主导的合作伙伴关系还凸显了在现有矿区增设二元/底循环机组等附加项目，表明从概念到采购的结构化路径正在形成。
   
• 现有地热资产的增容改造与提效正成为近期推动产能增长的关键杠杆，其见效速度远超新建项目。例如，ThinkGeoEnergy在2025年报道称，肯尼亚奥卡瑞亚一号电站（Olkaria I）的改造工程正推进至将装机容量从45兆瓦提升至63兆瓦，首台机组预计于2026年6月投运。这反映出业界正形成延寿增效、提高蒸汽利用率以最大化成熟储层收益、降低执行风险的普遍趋势。
   

地热能市场分析

• 全球地热能产业主要由美国、印度尼西亚、菲律宾、土耳其、新西兰、墨西哥、肯尼亚、意大利、冰岛和日本等国主导。该市场在2023年估值为625亿美元，2024年增至653亿美元，2025年进一步增长至669亿美元。这种稳步增长主要受益于可再生基荷电力投资的持续增加与地热勘探活动的不断拓展。
   
• 公共土地的开放与简化租赁流程是美国市场增长的关键驱动因素，为开发商扩大了可钻探目标的储备。例如，美国土地管理局于2024年10月8日宣布将举办一场地热租赁竞拍，提供66个地块、总面积约21.925万英亩，主要位于内华达州。定期举办的大规模租赁活动不仅提升了项目选择空间，还能助力基于组合的勘探策略，并为融资与供应链规划提供更早的许可与环评要求可见性。
   
• 拍卖式采购与标准化电价是菲律宾市场的核心增长引擎，提升了收入确定性并加速项目执行。例如，菲律宾能源部于2025年6月10日发布了第三期绿能拍卖中标公告，其中地热项目中标容量达30.887兆瓦，交付窗口为2025至2027年。正式中标与明确交付期限增强了项目可融资性，为贷款方尽职调查提供支撑，并鼓励开发商推进钻井、EPC承包及并网准备工作。
   
• 政府在可再生能源结构中优先发展地热是印度尼西亚市场的主要增长动力，有助于推动具备高成熟度的项目更快实现商业化。例如，印度尼西亚能矿部在2024年12月表示，地热是提升国家可再生能源占比的支柱，并预计年内将在苏利克默拉皮（Sorik Merapi）、萨拉克二元（Salak Binary）与伊真（Ijen）等项目取得进展。部长级的明确重视不仅提升了审批效率，还增强了投资者信心，并有助于为近期投运项目动员资本。
   
• 国家资源评估与政策支撑的规划是冰岛市场的核心增长驱动因素，确保开发活动与量化地下潜力及可持续性约束保持一致。For instance, 2025年9月由冰岛地质调查局（ÍSOR）为环境、能量与气候部编制的政府出版物，更新了地热评估并构建了未来利用路径。更新后的热流量与储层评估提升了选址筛选效率，降低了勘探不确定性，并为以电力为导向的扩张与升级提供更有序的投资决策支持。
   
• 国家主导的产能扩张与经验丰富的公用事业机构的执行，是肯尼亚的关键增长驱动力，助力可靠的基荷扩张并增强投资者信心。例如，肯尼亚电力公司（KenGen）于2022年3月宣布奥卡里亚一号额外单元6号83兆瓦地热电站建设完成，启动了并网活动与可靠性测试，向商业运营迈进。大型机组的交付培育了本地供应链能力，提升了运营学习曲线，并围绕已探明蒸汽田推动更多私营参与。
   
• 现有地热机组的现代化改造是墨西哥的务实增长驱动力，在维持基荷产出的同时提升了可靠性与控制性能。例如，CFE塞罗普列托地热综合体于2024年2月6日的采购文件涵盖多个发电机组PLC与励磁控制设备的采购，反映了电站自动化与电压调节系统的持续升级。此类再投资降低了强制停机率，延长了资产寿命，并在无需绿地勘探风险的情况下支持产能与效率的增量提升。
   
• 支持性监管环境与可再生能源持续建设是土耳其的关键增长驱动力，巩固了地热作为可调度可再生能源的角色。例如，能源与自然资源部报告称，截至2025年12月底，该国已拥有68座地热电站，地热发电量占总发电量的3.2%。清晰的国家级报告与电站统计传递出成熟的运营基础，有助于供应商生态系统、运营基准对比以及持续在效率与产能提升方面的再投资。
   
• 大型公用事业对地热基荷的投资以强化系统可靠性，是新西兰的关键增长驱动力。例如，Contact Energy的陶哈拉地热电站于2024年5月6日开始向电网供电，并于2024年11月22日正式投运，设计满发容量达174兆瓦。大型新机组的投运优化了供需平衡，减少了对化石调峰机组的依赖，并鼓励后续地热项目与供应链专业化。
   
• 市场透明度提升与项目标准化跟踪是其他地热市场的重要增长驱动力，降低了投资者与供应商的信息壁垒。例如，全球能源监测（Global Energy Monitor）的《全球地热发电跟踪器》于2025年3月发布摘要表格，涵盖运营产能、年度规划产能以及运营与潜在机组的主要业主。公开、可比的数据集支持基准对比、早期项目识别，并提高资本在开发商、钻井商与设备供应商间的配置效率。
   

• 单级闪蒸是主流技术，通过将地热储层中的高压热水减压（"闪蒸"）为蒸汽驱动涡轮机，剩余液体通常会回注。由于其在简易性、成熟涡轮机/分离器及高温水热田的强劲表现间取得平衡，该技术被广泛应用。美国能源信息署（EIA）将闪蒸电站列为最常见的地热类型，加州能源委员会则详细解释了闪蒸过程及通过增加更多级数以提高回收率的选项。
   
• 日本安比地热电站展现了单级闪蒸在中等规模开发中的市场可行性：该电站于2024年开始商业运营，明确采用单级闪蒸涡轮机，其电力输出在日本可再生能源支持框架下销售。这证明在资源温度适合闪蒸蒸汽的情况下，单级闪蒸仍是首选的"可银行化默认方案"，其工程执行简便且运营可预测，相比复杂的多级配置更具优势。
   
• 双循环电站正在获得更多关注，因其能开发中等温度地热资源并以闭环方式运行：利用地热流体加热二次工作流体使其汽化并驱动涡轮机，通常具有极低的大气排放。这扩大了可利用资源范围，超越了高焓值田区，并通过空气冷却在缺水地区支持开发，同时符合更严格的环保许可要求。加州能源委员会与EIA均将双循环视为中等温度资源的首选方案，并指出其闭环排放优势。
   
• 双循环/有机朗肯循环（ORC）扩张的明确商业信号来自土耳其持续推进的模块化ORC产能建设。例如，HEZ Enerji报告称，土耳其艾登的莫拉利地热电站在采用Exergy供应的ORC技术后已实现满负荷运行，此前还经历了分阶段调试，这展现了开发商如何通过分阶段投产降低风险，随后优化并提升至满负荷输出。这种"分阶段投入→优化→扩容"模式在成熟田区的双循环扩容及卤水发电机遇中较为常见。
   
• 双级闪蒸电站用于开发商希望从同一高焓流体中提取更多能量的场景。在第一级闪蒸罐产生高压蒸汽后，剩余热液可在第二级闪蒸罐中于较低压力下再次闪蒸，以产生额外蒸汽并提高涡轮机总处理量。加州能源委员会将这种两级再闪蒸概念描述为"提取比单级闪蒸更多能量"的实用方式，但需付出额外设备与复杂性的代价。
   
• 肯尼亚梅内盖伊勘探项目的地热设计工作，为双级闪蒸的权衡取舍提供了现实案例：研究人员比较了单级与双级闪蒸配置，以评估输出、回注条件及系统行为。分析显示开发商并非自动选择"更多级数"：双级闪蒸可增加可回收蒸汽量，但会引入不同的质量流量与回注动态，在特定田区化学性质与井口策略下，是否能提升电站净性能仍需具体评估。
   
• 三级闪蒸是一种专门用于极高焓值、两相田区的选项，开发商通过在三个压力级别分离蒸汽以追求最大能量回收。有文献记载的案例包括新西兰的Nga Awa Purua项目，该项目选择三级闪蒸分离系统以利用异常高能量的两相流体，并为大型单缸地热涡轮机供汽，证明在资源条件允许的情况下，三级闪蒸作为一种利基但强大的工具具有其价值。
   
• 从供应商角度来看，OEM能力也在不断扩展：三菱电力指出，其提供的蒸汽轮机产品线覆盖单级、双级和三级闪蒸循环，以匹配不同地热蒸汽条件。这在商业上意义重大，因为它降低了开发商在考虑多级闪蒸技术时的“技术风险”；标准化涡轮机机架和成熟配置有助于EPC（工程、采购、施工）进度安排、备件规划及长期运维策略，使得在储层条件允许时采用三级闪蒸技术更具可行性。
   
• 干蒸汽电站是最简单的转换路径：储层中的蒸汽直接进入涡轮机而无需闪蒸热水。这类电站较为罕见，因为真正的蒸汽主导型储层并不常见，但在这些储层存在的地区，干蒸汽发电能提供稳定的基荷运行，且地面设备相对简单。美国能源信息署（EIA）和加州能源委员会均将干蒸汽视为最古老的地热电站类型，并指出其典型应用案例为加州的盖瑟斯地热田。
   
• 干蒸汽技术的一个市场定义性案例是盖瑟斯地热田，该项目约为725兆瓦的地热综合体由Calpine公司拥有/管理，其公共采购和公用事业协议持续为可靠的地热发电产能签订合同。例如，2025年的一份发布显示，盖瑟斯扩容部分将新增供电量，并再次强调该综合体作为全球领先地热资产的规模。这凸显出干蒸汽技术的竞争优势不在于“新增装机规模”，而在于其长寿命基荷运行能力以及增量优化和井场管理。
   

• 美国地热能市场呈现持续增长态势，累计市场价值从2023年的153亿美元增至2024年的154亿美元，预计2025年将达到155亿美元。这种稳步扩张反映了对可再生能源解决方案的投资持续增加，背后是对低排放电力需求的上升以及政府推动清洁能源发展的激励措施。这些因素共同巩固了地热能在国家能源结构中的地位。
   

• 联邦政府对公共土地上项目的审批许可正在加速美国地热项目管道建设，通过降低开发不确定性并开辟新的资源区域。例如，土地管理局“待批地热项目”登记册（2024年12月更新）列出了获批的犹他州Fervo Cape地热项目，潜在产能高达2000兆瓦，同时还包含其他已批准的勘探与开发行动。此类批准表明监管准备就绪，提升了产能购买协议的信心，并催生了钻井和发电岛设备的更早采购。
   
• 在菲律宾，竞争性采购下的已签约产能是近期增长的主要驱动力，将投标转化为可落地的交付义务。例如，能源部于2025年6月25日宣布，能源开发公司（EDC）和Bac-Man地热公司正式接受GEA-3奖项，涵盖包括21.573兆瓦的Tanawon电站和5.645兆瓦的Bago二元单元1在内的地热设施。奖项接受缩短了执行时间表，支持财务关账，并让开发商、EPC公司及电网运营商围绕调试里程碑达成一致。
   
• 政府报告的产能增量与商业运营日期（COD）跟踪正在加速印度尼西亚的地热开发进程，通过提升可交付内容及时间节点的可见性。For instance, 能源与矿产资源部在2025年8月表示，地热在2025年上半年新增可再生能源装机中贡献了105.2兆瓦，并将Lumut Balai、Ijen和Gunung Salak等项目列为已实现商业运营的项目。清晰的商业运营日期（COD）认可增强了投资者信心，验证了许可进展，并有助于为后续阶段吸引资本。
   
• 强大的机构能力与透明的绩效报告为冰岛地热增长提供支撑，通过支持规范的储层管理和再投资决策。例如，国家能源管理局的公开仪表板报告显示，地热发电量达5,916吉瓦时，与水电和风电数据并列，为系统规划和资产优化提供了稳定的基础。可靠的运行数据提升了电厂可用性和油田性能的基准对比，强化了在现有高温系统内增容、升级改造及技术升级的商业可行性。
   
• 电网需求增长与地热作为主导基荷的作用继续推动肯尼亚的投资与运营优化。例如，肯尼亚能源与石油监管局（EPRA）《截至2025年6月30日年度统计报告》显示，可再生能源占电力结构的80.17%，其中地热占主导地位（39.51%），也是装机容量中最大份额。这些基本面支撑扩张计划，支持输电投资，并提升新机组与油田改造的银行可融资性。
   
• 有针对性的公共投资计划通过资助优先油田的研究、升级与扩展规划，助力墨西哥地热项目库的持续推进。例如，在墨西哥2023年联邦预算报告中，CFE获批约7,520万美元用于地热投资项目，包括多个地热区域的前期投资研究与产能相关工作。专项资金分配降低了开发摩擦，保护资源权益，并推动分阶段现代化改造与钻探，从而维持基荷产出。
   
• 由项目融资支持的私营部门扩建是土耳其地热产能增长的关键驱动力，通过模块化ORC与双工质机组扩容。例如，HEZ Enerji在2025年10月宣布土耳其艾登省24兆瓦Morali地热电站已实现满负荷运行（此前为分阶段调试），投资总额约1亿美元，采用ORC技术供应。新电厂满负荷运行增强了投资者信心，完善了本地供应链，并支持在已许可油田内持续扩建。
   
• 公用事业级投资与老旧资产的分阶段替换正推动新西兰地热产能扩张，通过锁定长期基荷供应。例如，Contact Energy在2024年11月通过新西兰证交所（NZX）确认将在EPC合同下建设101兆瓦Te Mihi二期地热电站，预计总建设成本4.301亿美元，目标2027年并网。长期承诺强化了承包商生态系统，并提升了对额外地热项目的融资意愿。
   
• 政府支持的风险缓释与固定电价（FIT）关联收入是日本地热新增装机的关键驱动力，尤其是中等规模项目。例如，岩手县14.9兆瓦Appi地热电站于2024年3月开始商业运营，项目获得JOGMEC债务担保及固定电价收购支持。该框架降低了融资门槛，支持多年钻探计划，并鼓励在合适的国家公园邻近资源区开发更多项目。
   
• 意大利地热行业的盐业特许权监管确定性是推动行业增长的核心动力，使运营商能够承诺进行长期投资与现代化改造。例如，2025年2月，在经过长期谈判后，托斯卡纳大区议会批准将恩尔绿色能源公司的地热特许权延长20年至2046年，从而解决了此前短期不确定性的问题。更长的特许权期限提高了投资回收能力，支持电厂效率升级，并为新增电厂项目在既有地热区域内建设提供了更清晰的路径。
   

地热能市场份额

• 2025年，全球市场份额前五的企业—— Pertamina Geothermal Energy、Ormat Technologies、Energy Development Corporation（EDC）、Star Energy 及 Calpine 共同占据约34%的市场份额。它们的市场优势根植于对大型、长期地热资源的控制权及规模化运营能力，这降低了执行风险并提升了运营连续性。Pertamina、Star Energy 和 Calpine 等公司受益于多油田或世界级项目集群，使其在许可、重复利用油井与基础设施以及棕地扩建方面积累了丰富经验。
   
• 这些企业的竞争优势还通过其集成的端到端能力进一步巩固，涵盖开发、钻探、工程及长期运营。Ormat 通过其双重角色——既是技术供应商又是电厂运营商——展现了这一优势，使设备设计与现场性能之间的学习反馈得以快速实现。EDC 同样通过集成管理、持续钻探、渐进式二元机组扩容及油田优化，实现产出稳定并延长油藏寿命。这种集成能力提升了电厂可用性、预测性生产曲线及未来扩建的融资可行性。
   
• 此外，这些领先开发商通过强大的购电协议结构、融资准备度及升级速度超越同行。其成熟的业绩记录使其能够签署长期购电协议并以更高可靠性执行分阶段产能扩张、改造及再发电项目。供应商影响力与可复制的开发模式加速了从概念到商业运营的进程，同时增强了对设备交付周期限制、钻探瓶颈及并网挑战的韧性。这种经过验证的执行能力为它们在全球地热开发商中赢得了决定性的竞争优势。
   

地热能市场企业

• Pertamina Geothermal Energy在印度尼西亚拥有强大的市场地位，通过在其地热工作区内结合自营电厂与联合运营资产实现覆盖。公司直接运营672兆瓦，并通过联合运营合同管理1,205兆瓦，从而接触多个生产蒸汽田及合作伙伴。在增长方面，PGEO 已寻求新的资源位置，如与雪佛龙合作的 Way Ratai 工作区，计划通过许可、勘探及潜在电厂开发推进，将项目管道扩展至核心油田之外。
   
• Ormat的市场地位建立在垂直整合之上，涵盖设计、设备制造、EPC交付、所有权及运营维护，支撑其多元化的地热业务版图。公司表示其在美国及多个国际市场拥有1.268吉瓦的地热与太阳能发电组合。近期动态包括与 Medco 合作在印度尼西亚将35兆瓦的 Ijen 地热电厂投入商业运营，以及与 Contact Energy 达成为其新西兰101兆瓦 Te Mihi 第二阶段项目提供EPC的谅解备忘录，进一步巩固了多年订单积压的可见度。
   
• EDC作为菲律宾领先的地热运营商，在莱特、比科尔、内格罗斯和棉兰老地区运营着13座综合地热发电站，总装机地热容量约为1,189兆瓦。公司的增长战略基于钻探驱动的油田优化和模块化扩容，以保护成熟储层的蒸汽供应。最新例证是2025年在索索贡启用的Tanawon地热电站，该项目扩大了基荷可再生能源产出，并标志着项目管线的持续执行。
   
• Star Energy Geothermal的地位依托于西爪哇三大核心资产——Wayang Windu、Salak和Darajat，其公布的运营容量分别为227兆瓦、377兆瓦和271兆瓦。这一集中式集群支持共享基础设施、运营协同效应和强劲的基荷特性。近期投资动能获得Barito Renewables宣布的3.46亿美元扩容与改造计划支持，该计划将在上述油田新增装机容量并提升电厂效率。
   
• Calpine的地热业务主要集中在加利福尼亚北部的The Geysers，这是一个725兆瓦的综合体，具备卓越的规模、长期运营历史和深厚的储层管理专长。公司通过钻探和集汽系统升级延长资产寿命和产出，而非新建绿地项目。最新商业信号是MCE于2025年6月启动从Calpine增量开发扩容批次的供电，展现了Calpine如何将棕地升级转化为合同化、可靠的可再生电力供应。
   
• Contact Energy在新西兰市场保持领先，通过成熟地热机组与大型新建项目并行推进。其旗舰项目Tauhara地热电站于2024年11月正式投运，设计满负荷产能达174兆瓦，强化了可靠的可再生能源发电能力。财报显示，Contact在FY25的业绩“由地热扩张驱动”，地热发电量大幅提升，同时风险管理资产表现突出。持续的建设项目使地热成为其韧性战略的核心。
   

地热能市场的主要参与者包括：

• 安萨尔多能源
• Calpine
• Contact Energy
• Energy Development Corporation
• Enel Green Power
• Enertime
• Exergy International
• First Gen
• 富士电机
• GE Vernova
• 哈里伯顿
• KenGen
• 三菱重工
• Ormat Technologies
• Pertamina地热能源
• 雷克雅未克地热
• SLB
• Star Energy
• 东芝
• Turboden
   

地热能行业新闻

• 2025年6月，菲律宾能源部发布了绿色能源第三轮拍卖中标通知，共分配约30.887兆瓦地热容量，交付期为2025至2027年。中标方包括EDC和Bac-Man地热，涵盖Tanawon项目及二元机组扩容，这标志着地热首次纳入拍卖机制。该结果显示政策支持为购电确定性提供了保障，同时也凸显项目成熟度与商业条件仍是决定地热参与度的关键因素。
   
• 2025年2月，托斯卡纳批准了恩尔绿色能源公司（Enel Green Power）地热特许经营权延期20年，将运营权延长至2046年，并恢复了长期投资的可预见性。该决定是在特许经营权到期引发多年不确定性后做出的，旨在推动升级改造与新建项目，包括恩尔此前公布的数十亿欧元地热投资计划。对于意大利市场而言，此举降低了监管风险，支持了成熟资产的现代化改造，并有望在经历十年有限新增产能后重启新项目开发进程。
   
• 2025年2月，奥玛特科技（Ormat Technologies）与印尼麦德科电力（Medco Power）宣布印尼东爪哇Ijen地热电站首期35兆瓦机组投入商业运营，并通过一份30年购电协议向爪哇电网供电。这一里程碑标志着东爪哇首个地热电站正式投运，并推进了总装机110兆瓦的更大规模开发计划。对于市场而言，Ijen项目凸显了印度尼西亚地热项目的可融资交付能力，并助力东南亚地热开发重获投资者信心。
   
• 2024年7月，地热ORC系统领军企业Exergy International与租赁非洲有限公司（RentCo Africa Ltd）合作开发肯尼亚奥卡里亚（Olkaria）的井口地热项目。该公司将提供八套ORC系统，并凭借其高效径向出流涡轮机技术提供先进技术支持，助力RentCo扩大地热业务。
   

地热能市场研究报告涵盖了该行业的深度分析，并对2022至2035年的收入（单位：百万美元）与装机容量（单位：兆瓦）进行了预测，覆盖以下细分领域：

市场细分（按技术分类）

• 双工质循环
• 单级闪蒸
• 双级闪蒸
• 三级闪蒸
• 干蒸汽
• 背压式

上述信息已覆盖以下国家：

• 美国
• 墨西哥
• 土耳其
• 冰岛
• 意大利
• 德国
• 中国
• 菲律宾
• 印度尼西亚
• 新西兰
• 日本
• 肯尼亚
• 埃塞俄比亚
• 哥斯达黎加
• 萨尔瓦多
• 尼加拉瓜
• 危地马拉
• 其他地区