我国开发利用地热资源的几点思考

■ 檀之舟/朱 林

（1.中国石油大学（北京）中国能源战略研究院，北京 102249；2.中国石油规划总院，北京 100083）

0 引言

改革开放以来，社会经济持续高速发展，但是粗放的经济发展模式积累下了许多生态环境问题，在近年来集中凸显。近海生物资源枯竭，淡水水系污染，异常气候持续增多，全国性大范围长时间的雾霾现象频发等现象，对人的身体健康和生活品质都造成较大的影响。

随着国民经济水平的不断提高，中国城镇化和工业化不断推进，对于能源的需求也在与日俱增，在我国现行以化石燃料为主的能源结构下，能源消耗的增加必然导致二氧化碳排放总量呈持续上升趋势。而应对全球的生态环境变化，尤其是气候变暖问题，削减人类活动中的碳排放量是解决问题的关键所在，其中最重要的就是要控制或减少来自化石燃料消费的二氧化碳排放。如何处理好保障国家能源安全与保护生态环境的关系，实现能源行业，尤其是石油石化这类高碳密度和碳排放强度能源行业的绿色可持续发展，已成为许多专家学者研究的热点问题。

根据在《巴黎协定》中达成的共识，中国政府明确承诺到2030年每单位GDP碳排放量较2005年下降60%～65%。在当前化石能源发电仍在发电结构中占主要部分的情况下，大力发展地热发电产业，对于实现发电领域降耗减排有着重要意义，也是未来能源发展的趋势之一。为缓解经济发展与生态环境保护的矛盾，我国提出将生态文明建设作为基本国策，并将能源革命作为我国生态文明建设的战略重点[1]。采用先进能源技术，推进能源发展转型，已成为世界各国的共同选择。面对日趋严重的环境问题，发展低碳绿色可再生能源成为全社会的共识，同时也是实现能源生产和消费结构转型的必然选择。

1 地热资源是未来的优势能源

地热能，是世界上第三大可再生能源[2]，具有储量巨大、分布广泛、来源稳定和绿色环保可循环的特点。经过多年的试验性生产实践和探索，并将石油开发技术充分应用于以干热岩为主要形式的地热能开发，目前世界上已形成一套以发电为主的地热能开发系统——增强地热系统（Enhanced Geothermal System，简称EGS）。

增强地热系统是指通过在低孔低渗的地热层中人工建立工程热储，大量采出经济热流用于工业用途的系统[3]。一般而言，具有经济开采价值的地热层埋藏深度为地下3～10km。首先通过钻井技术钻成若干口生产井和回注井连接地下结晶质干热岩层，之后采用水力压裂等井下作业措施产生裂缝，使高温岩层的渗透率增加，形成人工热储。再将冷水通过地面上的一个（或几个）井注入裂缝层，然后将经过裂缝加热的热流体从生产井采出用以发电、供暖或制冷等其他用途。这套回注井、采出井和地下人工热储形成高温热流体闭环系统即为增强地热系统。

地热能具有许多传统能源和其他可再生能源所不具备的优势。主要体现在以下几个方面：

首先，地热能源储量极大。中国陆上埋藏深度为3～10km的干热岩储量为20MEJ（1EJ=1018J），相当于7.1×1014t标准煤。假设其中可经济开采储量占总储量的1%，以2015年全国能源生产总量362000 (万吨标准煤)计算，则中国陆上干热岩储量是2015年全国能源生产总量的1961倍[4]。

其次，地热能源分布广泛。地热资源在全国各地均有分布，其中东南沿海地壳板块边缘是地热资源的密集区域，具有较大的开发潜力。此外，华北（渤海湾盆地）、东北（松辽盆地）等地区也有较为丰富的地热资源。而这些地热资源密集区域，往往也是人口较为稠密的地区，对于能源的需求量大，开发地热能源有利于缓解地区能源供应紧张问题。

第三，地热能源发电稳定。由于地热能源埋藏于地下深处，其生产发电受外界环境影响较少，且可以实现全年全天候24小时运行发电。中国最早的地热电站龙源羊八井电站2011年全年可利用发电约在4000小时左右，而光伏发电年可利用小时数仅为1133小时[5]，风电全年平均为2000小时左右。

此外，地热能源还具有循环可再生、环境无污染的特点。地热电站正常的生产周期为15～20年，之后如果继续开采会导致地层温度降低，无法获得经济热流用以发电。但只要关停地热井的生产50～300年，热储会得到周围地层的热量补充，又恢复到较高温度。此外，地热能源发电不会像常规火力发电那样产生大量二氧化硫、固体尘粒等空气污染物，对环境影响较小，还可利用CO2作为工作介质，在发电的同时实现二氧化碳的地质储存，能在一定程度上减少大气中温室气体的含量[6]。

纵观世界能源发展史，从第一次能源革命发现了火的保存方法与应用，到第二次能源革命煤炭和石油得到了大规模的应用，到第三次能源革命天然气和电力的推广和使用，每一次能源革命都带动了人类文明更进一步的发展。从木材到煤炭，从煤炭到石油，再从石油到天然气，能源不断从从高含碳向低含碳、从高排放向清洁化方向演进。地热能的开发完全符合能源发展的历史规律，具有极大的开发潜力。

2 世界地热资源开发整体情况概述

20世纪70年代，由于全球性的石油危机，世界各国纷纷积极探索开发石油的替代能源，地热能作为一种可再生能源受到追捧，大批地热项目在全球各处落地，比较著名的有美国Fenton Hill地热项目、法国Soultz地热项目等。这些带有试验性质的项目开发，为后来的EGS项目的发展积累了宝贵的经验和大量的实验数据。

自20世纪90年代开始，随着可以开发中低温热藏的双工质循环发电技术的成熟，以及更先进的水力压裂工艺的产生，全球范围内再次掀起了一轮开发地热发电的热潮，地热发电规模以平均每年5%的速度高速增长。2015年全球地热发电累计装机容量已达到13.2GW。Bertani等对地热发电的预测结果显示，全球地热发电装机容量到2050年将达到70GW，若考虑EGS发电，则装机容量将达到140GW[7]。

美国是进行干热岩开发研究最早的国家，也是目前世界上地热发电装机容量最大的国家，在2014年已达到3525MW[8]。1974年，美国洛斯阿拉莫斯国家实验室在芬顿山钻出了第一口实验性质的干热岩开发深井，开启了干热岩研究的热潮。芬顿山EGS项目最大钻孔深度达4500m，岩石温度为330℃，水力压裂区深度为3600m，注水回收率为75%～80%。其发电功率最初为3MW，在项目末期达到10MW。在芬顿山的EGS研究中，获得了许多有价值的数据。该实验项目积累了丰富的经验，展现了干热岩应用的良好前景，为地热能的开发利用发挥了巨大的引领作用。

政策方面，在1970年，美国以立法的形式对地热资源进行了界定，将地下蒸汽、高温地下水和其他地热资源都划归地热资源。2009年2月，美国出台《美国复苏和再投资法案》，提出了对在建和已投入生产的地热和其他可再生能源项目进行税收减免的优惠政策。在资金方面，美国政府和社会对于地热开发项目的资金投入也在不断增加。到2012年，全美地热能产业已吸引投资近8亿美元。

日本从1986年就开始对EGS开发的关键技术，如水力压裂、人工热储建立和致密地层钻井等进行研究，并于1990年在日本肘折地区建立了一座试验性质的EGS发电站。该增强地热系统于1993年进行了第一次试循环，但是结果并不理想；次年进行了进一步热储层压裂改造之后，人工热储的规模得到扩大，热储层的渗透率也有所提高，获得了较好的结果。该电站于2002正式开始发电，并运行至今。

1986年，在欧盟委员会的支持下，德法两国共同参与了苏尔士EGS（Soultz EGS）项目的建设。在第一期项目建设阶段（1987—2007年），共钻了5口地热井，其中EPS1井深度为2200m，为科学观测井；GPK1和GPK3深度分别为3600m和5000m，为注入井；GPK2和GPK4深度均为5000m，为采出井。在该阶段，还利用水力压裂手段和化学手段对热储层进行了刺激改造，增加热储层渗透性。在第二期项目建设阶段（2007—2009年），建成了一个试验性发电站，该电站采用ORC循环进行发电，净发电功率为1.5MW。

在政策方面，2016年德国通过《可再生能源法》修订案，该法案规定德国国内包括地热能在内的可再生能源发电享有优先上网的权利，德国电网运营企业对于这部分电力还有进行电价补贴的义务。

菲律宾作为一个煤炭石油等传统能源匮乏的国家，能源短缺问题长期制约其国内经济发展，但是该国以地热能为主的可再生能源资源却十分丰富，具有极大的地热发电潜力。为发展地热能这一清洁环保可再生的新能源，菲律宾政府在1978年通过《地热法》，在2008年通过《可再生能源法》，为地热能开发提供了优厚的财税优惠政策。此外，菲律宾政府积极寻求与日本等拥有先进地热发电技术的国家合作，于1998年建成了国内最大的地热电站Malitbo发电站。目前，菲律宾地热发电已占全国总发电量的两成左右，基本实现能源自给。菲律宾还计划在2030年新增1.4GW地热装机容量，总投资预计超过75亿美元。

3 我国地热资源开发现状及存在的问题

3.1 开发现状

中国也积极参与地热能源的开发，是目前世界上直接利用地热资源量最大的国家。1977年，西藏羊八井电站建成，到1991年装机容量达25MW，占中国地热发电量的88%[9]。虽然我国地热直接利用量处于世界第一，每年平均地热水开采量达3.68亿m3[10]，但是主要用于供暖和制冷，地热发电发展相对滞后，尤其是以深层干热岩为目标的地热能开发进展却较为缓慢。

2009年8月，保定市雄县人民政府与中国石化集团新星石油公司签订战略合作协议，合作开发地热资源，开发形式主要是利用地下热水进行发电。截至2016年底，新星石油公司子公司绿源公司在雄安新区范围内签约供暖面积达683.4万m2，钻井98眼，建成换热站45座，铺设地热管网110km，实现供暖面积430万m2。

2017年9月，国土资源部中国地质调查局宣布，在青海共和盆地3705m深处钻获236℃的高温干热岩体，实现了我国干热岩勘探的重大突破。但目前我国尚未有关于开发干热岩资源用于发电的报道。

在全面深化生态文明建设的大背景下，优化能源体系，改变以煤为主的能源供给结构，是能源革命的核心命题。中共中央、国务院在2015年发布《加快推进生态文明建设的意见》，《意见》指明了能源供给革命要以绿色、低碳为方向，优化能源结构[11]。不断提高非化石能源在一次能源消费结构中的比重，加大清洁能源、可再生能源发展力度，其中就包含地热能。在地热发展规划方面，为保障国家能源安全，保护生态环境，应对气候变化，2014年6月，国务院办公厅发布《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》。该《行动计划》提出将发展清洁能源作为能源结构调整的工作重心，大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源的消费比重。因地制宜，积极发展地热能产业，到2020年，实现地热能利用规模达到5000万t标准煤[12]。2016年12月，国家发改委颁布的《可再生能源“十三五”规划》中强调，要加快地热能的开发利用进程[13]。

2017年1月由国家发改委、国家能源局和国土资源部联合发布的《地热能开发利用“十三五”规划中》中进一步明确提出，将新增地热发电装机容量500MW，在华北、江苏、福建等地积极推进地热发电工程建设，建设若干中低温地热发电工程[14]。

3.2 存在的问题

我国虽然很早就进行了地热能源开发利用的研究，但是通过综合对比分析国内外地热发展现状不难看出，我国地热利用还主要局限于供暖方面，在地热发电领域仍落后于世界领先水平，主要存在以下问题制约着我国地热发电的发展：

首先是地热发电的核心技术落后于世界领先水平。在高温或特高温钻完井工艺领域，仍存在许多技术障碍需要克服。此外，缺少一个系统的地热发电开发理论，用于指导EGS发电站的选址、建设和生产运营。目前尚未形成一套完善的适合我国国情的EGS开发评价体系，从地热勘探到地热开发，主要还是沿用石油工程开发中的经验，尚未形成适用于地热开发的地质筛选模型，以及预测发电量的产热发电生产动态模型。

其次，地热发展存在着政策和资金支持力度不足的问题。地热能的开发与石油工程开发有着许多相似之处，都是高投资、高风险、长周期的项目。纵观世界地热能开发的历史，政府和资金雄厚的能源巨头往往在地热开发的过程中起着主导作用。而目前国内对于地热能项目的扶持力度远不如太阳能、风能等可再生能源。

第三，缺乏统一的开发规划，资源管理及利用不规范。目前我国对于地热资源的概念尚不明确，尚未出台法律对地热资源进行统一的法律界定。尽管国家有关部门已经出台地热开发方面的规划，但是相关配套政策和法律尚未跟进。制度领域的空白是导致我国地热发电发展缓慢的主要制约因素之一。而这一空白导致无论是政策制定，还是资源管理，都处于无法可依的尴尬境地。各级政府都没有明确的地热资源管理部门，职能不明确导致存在管理缺失或管理交叉的现象，行政效率低下，一定程度上也影响了地热资源的开发利用。

4 促进我国地热能开发的几点思考

针对目前我国地热开发过程中存在的一些问题，结合国外地热发电行业的发展经验，笔者认为可以从以下几个方面入手，推进地热能在我国的发展进度。

4.1 加大地热发电科研投入

世界上地热发电强国如美国、日本和瑞士等国，都十分注重对地热发电技术的研究。美国政府更是直接将用于增强地热系统科学研发的资金投入提高25%。我国政府应鼓励各大高校及科研院所开展地热开发的相关研究，对地热发电的核心技术进行重点攻关，为地热产业发展提供技术支持。

4.2 政府应加大政策和资金方面的扶持力度

从美国、菲律宾等国家发展地热发电的经验来看，地热发电项目具有明显的政策主导和资金主导特点。尽管国家已经出台系列地热发电发展规划，但是为实现地热发电项目真正落地，还需要政府加大政策扶持力度，如对地热产业减免税费并提供贷款担保，以及实施地热发电电价补贴政策等。

4.3 完善或增修地热开发相关法律

立法先行，扫清地热开发管理的制度障碍，为地热发电项目提供制度保障，是美国、日本及菲律宾等国地热产业迅猛发展的重要前提。我国也应通过立法的形式，对地热资源属性进行法律界定，明确各级政府的管理部门和管理职能，推进地热发电和地热电消费。只有法律完善、制度合理、管理高效，才能最大程度消除地热开发运行无序的现象，为地热产业的蓬勃发展提供良好环境。

4.4 引导传统石油开发企业积极参与地热开发

地热能开发与石油开发一样，具有高投资、高风险、长周期的特点。地热开发项目周期往往要持续20年以上，且需要巨大的初期投资，这些都需要有雄厚的资金作为支撑。而石油石化企业，尤其是中石油、中石化、中海油恰恰拥有这样的资金优势。地热能是一个与石油工业具有天然血缘关系的可再生能源，石油开发行业在地热开发中具有十分明显的优势。

根据大陆热流图显示，几乎所有油田都拥有具有开发潜力的热储层，有利于实施试验性开发研究。此外，部分老油田二次采油已进入中后期，具有井网成熟、含水量高的特点。部分区块由于井下温度高，采出液温度可以达到50℃甚至60℃以上。若将一些经济可采性差的油田区块改造成为地热生产区块，可以极大降低地热开发成本。

在技术方面，从勘探到开发，从开发到生产，石油开发过程的全套技术几乎全部可以在地热开发中得到应用。目前现有钻井技术和水力压裂的技术手段已经可以支持开发埋藏深度为3000～6000m范围内的干热岩储层。而这两个关键技术都已十分成熟，并在石油工程的生产过程中得到了充分的应用。因此，石油开发企业在地热能开发中具有先天技术优势。

5 结语