近年来，地热产业迎来快速发展的机遇期。贝哲斯咨询发布的一份最新报告显示：2022年全球地热能市场规模达372.67亿元；预计到2028年，全球地热能市场规模将达到533.6亿元。
中国拥有世界六分之一的地热资源储量，但比起发展迅猛的风电、光伏产业，我国地热能产业发展相对缓慢。面对世界地热能市场不断升温，我国地热能产业如何“赶海”?笔者跟随“媒体走进中国地热”采访团，前往雄安、西安、大理、腾冲等地热资源丰富的城市寻找答案。
中低温地热直接利用 确保安全是重点
据香港中文大学(深圳)城市地下空间及能源研究院院长、地热能科学技术(大理)研究院院长张大伟介绍，我国中低温地热资源直接利用量连续多年居世界首位。其中，北方地区中深层地热能供热面积累计为2.82亿平方米；温泉游泳开发利用地热能装机容量为5.7吉瓦；温室大棚种植装机容量为346兆瓦；水产养殖开发利用地热能装机容量为482兆瓦。
但随着中低温地热能的大规模开发利用，其对环境的影响也接踵而来。大量开采地下热水会造成热储层压力下降，在地下形成孔隙，并导致地层下沉。一旦这种下沉超过了地质条件和结构所能承受的强度，就可能引发地面塌陷等地质灾害。此外，由于地热开采要向几百到几千米深度的地层打井，也容易导致水化学污染和热污染等问题。
“早期地热开发引起了地下水位下降、热污染等问题，但在2014年以后，国家加强了对地热开发的监管。”中国石化新星石油公司首席专家刘金侠说，“当前我们主要是通过同层回灌技术来保证地层压力，同时也让水热型地热资源能够持续利用。”
中石化绿源地热能(陕西)开发有限公司副总经理张献喻表示，目前该公司在陕西省建设的迎宾路地热站已实现两口生产井的100%回灌，并且利用“取热不取水”的间接换热技术，避免地热尾水直接排放造成环境污染。
“回灌之前，我们还会对地热尾水进行处理，通过初级过滤和精效过滤，滤除水中的大颗粒杂质和化学沉淀物，在水质达标后再进行回灌，避免回灌井堵塞，也避免对地下水造成影响。”张献喻说。此外，回灌井与生产井的布局也需根据地质条件和水文条件进行测算，选择合适的地层。两口井离得太远，地层阻力过大，回灌速度缓慢，会给地面换热站造成压力；离得太近，易造成热突破，导致井底温度过低，从而影响生产井。
据介绍，中国石化绿源地热能开发有限公司还采用数字化技术，建设了全国首个地热供暖规模化智能远程监控平台——中石化绿源智能调控指挥平台，实现对联网地热站数据的长期动态监测和智慧调度，远程保障地热系统采灌均衡，实现长期安全运行。
高温地热发电 还需政策“撑腰”
截至2020年，国内在运行的地热电站有6座，分别为西藏的羊八井和羊易井两座地热电站，装机容量分别为26.18兆瓦和16兆瓦；四川康定地热电站装机容量0.28兆瓦；云南瑞丽地热电站装机容量1.6兆瓦；广东的丰顺邓屋地热电站装机容量0.3兆瓦；河北献县地热电站装机容量0.2兆瓦。这6座地热发电站合计装机量仅为44.56兆瓦，远未达到“十三五”规划提出的新增地热装机容量500兆瓦目标。
为何潜力巨大的地热发电行业近年来发展滞缓?业内人士表示，经济性问题是主要制约因素之一。
“举个例子，羊八井地热发电项目含税上网电价为0.9元/千瓦时，已纳入全国可再生能源电价附加分摊，目前看来经济效益较好。而一直未获得电价补贴的羊易地热电站的电网结算电价仅为0.25元/千瓦时，亏损严重，甚至一度面临关停困境。”曾参与西藏两家地热电站建设的西藏地热产业协会会长王善民坦言， 国内地热发电装机规模至少要达到200兆瓦，才能实现规模化，做到与燃煤火电标杆电价持平，实现平价上网。因此，地热发电站在运行前期，和风电、光伏一样需要电价补贴，以撑过规模化运行之前的“苦日子”。
南京天加能源科技有限公司执行总裁邓壮表示，高温地热资源的地理错配也是地热发电产业滞缓的原因之一。我国的高温水热型资源主要分布在滇西、藏南等地，地热资源分布与电力消纳需求不匹配，地热电站的建设、运营、电力输送成本始终居高不下。同时，地热资源属于矿产资源，地热电站开发建设需获取探矿权、采矿权，而采矿权非常难以获得。有些地热电站仅有探矿权，没有采矿权。例如2018年已经并网发电的某家地热电厂，虽然已完成矿权价款处置，但至今没有取得地热采矿权。
邓壮建议，相关部门应出台措施解决矿权问题，保障地热电站投资方项目开发、运营的合法性。同时，对符合清洁高效技术标准的地热项目，可减免地热资源税，以吸引更多开发企业投资相关产业。
张大伟则认为，除加强相关政策保障，确保企业“轻装上阵”外，要推动地热发电产业发展，还要加大对资源勘探的支持，加强对地热资源分布及应用的认识。同时，也要做好对应技术攻关，在理论、关键技术和装备方面实现突破，加快制定中深层地热能技术标准和规范，并在大理等资源条件好的地方建立一批地热发电先导示范区。
“目前筹划中的地热发电项目一旦有合理的电价补贴、政府引导和企业参与，就能很快建起来，并实现上规模、成产业。我希望在不久的将来，地热也像光伏和风能一样，形成一个完整体系，形成产业链。这需要大家共同努力。”中国工程院院士何继善说。
地热配套产业 有待商业化规模化
地热能与太阳能、风能相比的一大优势，在于可根据不同温度层次，进行分层梯级利用。高温资源进行地热发电后，带有中温的余水还可进行地热供暖，而供暖后的余水经处理后还可用于康养等用途，每个阶段的温度都可得到充分利用。因此，地热能资源的规模化开发利用，也会催生特色农业、特色旅游等一系列配套产业。
在“媒体走进中国地热”新闻通气会上，大理州能源局局长彭建华表示，大理将把弥渡县小河淌水片区作为首个试点。该试点是以20兆瓦装机发电为主的梯级综合利用开发，项目投资约10亿元，其中6亿元用于发电项目，4亿元投入综合利用项目。
“如果用地热能替代天然气，公司的能源消费成本可下降三分之一。”大理春沐源农业科技公司负责人曲健对小河淌水片区的地热梯级开发利用表示期待。据他介绍，该公司的温室大棚为了维持温度稳定，每年大约要消耗天然气100万立方米，能源消费成本超过500万元。
“我们温室对面就是地热开发区，实现规模梯级开发后90摄氏度的尾水可直接用于温室循环供热，能够完全替代现有的天然气锅炉，同时年可节约能源成本150万~200万元。”曲健说。
此外，由于水热型地热能主要依靠地下水将热量从地下深处带至近地表，根据所流经地层的不同，地热水会携带稀有气体等伴生资源。
“以渭河盆地为例，由于地层具备载体气藏形成条件，地热资源普遍伴生水溶氦气资源。”据中国石化新星石油公司咸阳地热站一位工作人员介绍，美国中东部地区的天然气中氦含量平均为0.8%，而咸阳附近多数地热井氦气体积分数大于1%，属于富氦天然气藏。目前，中国石化华北石油局有限公司咸阳三普分公司、中国科学院大连化物所膜技术国家工程研究中心、中石化绿源地热能(陕西)开发有限公司在三普2号地热井开展的水溶氦气提纯试验，已实现了水溶氦气浓度达到99%以上的目标，未来还将在咸阳建成年产万立方米级地热井水溶氦气先导性开发试验基地。
除伴生气体外，水热型地热能还可能携带矿产等伴生资源。据美国能源部网站7月24日发布的消息，美国能源部将为9个州的10个项目提供1090万美元，以推进从地热盐水中提取和转化电池级锂的技术研发。
“中深层高温地热资源中确实存在锂等矿产资源，但相对含量较低，其经济性有待考证。”中国地质大学(北京)能源学院教授张金川说，“或许未来吸附、过滤等提取技术取得突破后，地热提取伴生矿物产业会迎来商业化。”（中国化工报 靳雅洁）
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