年终特稿 | 郑克棪：中国地热的回顾和展望

1970年紧随李四光倡导中国地热能开发利用的号召，从水文地质转入了地热队伍。我当初不到30岁，如今已成了“八零后”。作为中国的“第一代”地热人，经历了中国地热事业的全过程，我愿意回顾这不寻常的五十二年经历，来谈一下对今后中国地热前景的预想。

1. 新能源曾经的先驱

1.1 地热开发早于其它可再生能源

20世纪70年代世界第一次石油价格危机，引发各国政府探寻新能源。我国地质部长李四光教授倡导开发利用地热能，他指出：“地下热能的开发与利用，是个大事情。这件事，就像人类发现煤炭、石油可以燃烧一样。这是人类历史上开辟的一个新能源，也是地质工作的一个新领域”。

李四光是国际知名地质学家，他的看法真是高瞻远瞩。当时世界上新能源的态势，地热能已表现出骄人的先驱业绩，世界第一个地热发电的意大利当时装机335兆瓦，世界第二个地热发电的新西兰当时装机192兆瓦，世界第三个地热发电的美国当时装机521兆瓦，这3个国家的地热发电总装机已达1048兆瓦。如果比较一下，当时世界风电装机不及地热的30%，太阳能发电仅地热的1‰(图1)。但后来2002年和2007年风力和太阳能分别超越了地热。

图1 地热、风力和太阳能发电进程对比(据李克文)

中国地热当时轰轰烈烈掀起了第一次高潮：1970年广东省丰顺县地热发电成功，使中国成为世界第8个地热发电国家。70年代全国建成7处中低温地热发电厂，西藏羊八井高温地热发电成功。北京城区勘探发现地热田，地热用于供暖、医疗、温室和水产养殖等。天津地热会战地热综合利用赫然成为了全国前来学习的榜样。遗憾这第一次高潮维持不到10年，因为没有地热产业的支撑，事业单位、大学和研究所在完成研究报告后，就逐渐退出了舞台。

1.2 地热能的优势召唤起行业发展

所有可再生能源都是极低的碳排放量，然而地热能更具吸引人的优势，因为其它可再生能源都有间歇性和波动性，能量密度也较分散低位，但地热发电可承担基础负荷，高温地热的能量密度大。世界能源理事会统计当今世界同样装机容量的发电设备，风电一年平均运行1840小时，太阳能平均运行1230小时，但地热可平均运行6300小时，我国新建的西藏羊易地热电站一年运行8500小时(全年共8760小时)，即地热的能力系数高达0.72~0.97，与核电相当，高于火电。

地热能的优势说明了运营地热可以得到更大收益，这无疑就吸引了能源投资商选投地热能的兴趣，从而促进了市场经济下中国地热行业的发展壮大。

1.3 强大产业队伍是行业发展的基础

70年代中国第一次地热高潮的没能持久，就是因为没有地热产业的支撑。我国改革开放实施市场经济后，地热产业队伍才逐渐形成，并得以发展壮大。在市场经济初期“摸着石头过河”之后，90年代中期起开发商投资温泉休闲娱乐，适应了社会大众的需求，快速得到市场回报，于是从京津和沿海掀起了温泉开发热，带动了地热行业的快速形成。1995年我国地热直接利用的热量进入世界排名的第二位，是当时世界第一冰岛的80%。

20世纪末，在世界发达国家已大发展的地源热泵引入中国。这种节能减排的新事物因技术门槛相对较低，利润回报较高，经北京、沈阳等地的试点开发，迅速形成热潮，席卷全国。与之相应，是产业队伍迅猛发展，从而更支持了地源热泵(地热)产业的壮大。2000年我国地热直接利用的热量比1995年猛增85%，跃居世界排名第一，比世界第二、第三的美国和冰岛均高55%。这是产业队伍的强大支撑了行业的大发展。

2. 地热为什么走不快

2.1 走向世界的中国地热在国内的囧景

中国自2000年拿下地热直接利用世界第一后，迄今一直保持，并进一步发扬光大，在此后的每5年统计中，中国的5年增长率依次为44%、66%、131%和154%，2020年中国地热直接利用的热量占世界总量的43.4%，绝对稳居世界霸位。

但是，在国内的可再生能源发展大潮中，地热始终只是不起眼的小弟弟。我国“十一五”国家重点支持风能，风力发电增加了670倍;“十二五”国家重点支持太阳能，太阳能发电增加了100倍;然而“十三五”国家重点支持地热能，地热发电仅增加了46%，只完成了计划指标的4%。

2.2 资源条件制约了决策者

为什么中国地热发电壮大不起来呢?政府高层决策者常说的一句话是“你地热那点量太小了”，这确实有一定道理。

虽然中国地热资源评价给出了水热型地热资源储量折合8530亿吨标准煤，但这些储量大多是中低温地热资源，还不代表全能取出，作为利于发电利用的高温地热资源30年发电潜力仅8459兆瓦(2020年全国太阳能发电装机已87300兆瓦)，而且很多高温地热资源分布在交通条件较差的西藏、滇西山区。另外说干热岩资源相当于860万亿吨标准煤的说法，但目前技术能采出的量微乎其微，进展也甚慢。

2.3 技术难度仍有待应对克服

地热资源隐藏在地下深部，不像风能和太阳能在地面就可测量。尤其高温地热田都是裂隙热储，不像层状热储可保障高成井率，虽然钻井前的地球物理勘查做精做细，多种方法中还用上了人工地震高精度解释断裂位置，但不少高温井钻探仍然失败。中石油长城钻井公司在肯尼亚高温钻井的成井率创世界先进，但他们仍用超低频地震物探选井的方法，在东非其它地方不全成效。

还有设备方面，我国最新建成的西藏羊易地热电站用的是进口名牌奥玛特发电设备，年运行8500小时;其前的羊八井地热电站用的国产发电设备，扣除维护保养后的年运行6000小时，这是技术差距。

3. 地热今后该怎么办

3.1 曾寄厚望的干热岩进展不大

科学家对干热岩的研究已历50年，虽然一直被看作前瞻性地热资源前程无量，但迄今的进展不大。曾经在2006年美国麻省理工学院《地热能的未来》研究报告描绘了EGS的庞大前景，掀起了世界新一波高潮，也确实于2011年法国苏尔兹实现了兆瓦级(1.5MW)发电，接着2012年德国实现了兰道3MW和印希姆5MW发电，再接着又有美国1.7MW和澳大利亚1MW，这几年的飞跃似乎一下子突破了关键，马上就可全面推广了。然而甚为遗憾，最近几年几无新进步。

2020年世界地热大会因疫情推迟了一年，刚在冰岛闭幕，大会论文报告，至2019年世界干热岩共64处试验，涉20个国家，中国列第63个在青海“进行中”。EGS技术成功35处，发电8例，其中兆瓦级发电6处，共13.2MWe，仍在运行11.2MWe。但2016年后未有新建增长，美国实施了FORGE计划支持，期望不借用水热型+压裂，能创建出硬碰硬的人造致裂系统，以利广泛可复制推广，但仅见少量研究成果报告，未有新增的EGS发电实例。

3.2 期望退一步的突破(换热)

近些年的EGS深化研究没有突破性的成果，似乎反而引发了对初衷的质疑，因为最初是说高温水热型地热资源严格受特定地热地质条件的制约，因此寄希望于干热岩到处可以开发的广泛前景。然而，世界的几十处试验结果，说明了如英国那样90℃的资源条件，能换出的热量太小了，相对于昂贵的钻井成本，就失去了开发意义，因此必须提高干热岩的品位下限，有提出4000m深度150℃，但更多的主张180℃。这样，就把原来划归干热岩的资源削去了一大块。

还有，原来设想的压裂技术，要在地下岩体中造出数立方千米体积的人造裂隙系统实在是太难了，于是不少专家提出了就靠钻井的换热技术吧，有U型对接井，有上部500m大口径井往下钻十几个分叉井，有2口直井在井底钻出几个水平连接的叉井……。这类试验还在进行中，换出的热量不够，只能借助周围环境能有高地温，再加上热泵。

3.3 地热+储热可以解困突围

还有什么解困之法呢?有!而且应该更靠谱些，就是储热技术。太阳能和风力发的电，受上网限额之外成为“弃电”，要储电很难，要技术，要设备，体积也不可能无限大。但是地下储热相对容易得多，一个地热田，小到数平方千米，大到数百平方千米，如此庞大的地下空间与“储电”设施相比简直是无限大。

意大利国家电力公司ENEL在美国内华达州斯蒂尔沃特地热电站实施的联合发电，2009年组合了太阳能光伏，2015年又组合了太阳能热发电，它们给地热发电因中午环境温度增高而致的效率降低很好实现了发电增效。后来项目接着考虑了利用太阳能储热的进一步增效，但尚未见到它们实施进展的报告。

图2 超超临界地下储热发电设想

2020年世界地热大会有论文提出了地下储热超超临界发电的研究设想(图2)。计划利用广大地面的太阳能集热(如太阳能热发电)，将聚热塔收集的高热不是当即用于发电，而是将高热储存到地下热储。水的超临界点是温度374℃和压力220巴，太阳能聚热温度可高达600℃构成超超临界，这样的高热补充和增强了现有的高温热储，用来发电就比现有的地热发电系统效率更大大提高了。现有地热田的地下热储是天然的，不需要干热岩那样靠压裂来人造热储(太困难了);现有热储的温度不够高，就靠太阳能聚热来注入增温。该设想已经用数学模型拟合，是有可能实现的，这样就增加了原显不够的地热资源，就可以充分发挥“地热+”的效益了。

中国地热和世界地热一样，都需要有超超临界储热这样的创新，来引领地热产业的大规模发展，从而更有能力在实现碳达峰、碳中和目标任务中承担起更大责任。

(作者系中国技术监督情报协会地热产业工作委员会专家委员会主任)