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【名家】地热发电，温度还不够
发布时间：2019-12-19 来源：未知 点击次数： 打印 作者：admin
地热能是一种清洁低碳、分布广泛、资源丰富、安全优质的可再生能源。地热能开发利用具有供能持续稳定、高效循环利用、可再生的特点，可减少温室气体排放，改善生态环境。
中国工程院院士多吉认为，地热能在未来清洁能源发展中将占据重要地位，而且有望成为能源结构转型的新方向。地热能利用，尤其是地热能发电应给予充分重视。
地热发电方兴未艾
中国石油石化：多吉院士，您好!地热能发电作为地热能利用的重要方式越来越受到关注。我国是否具有良好的地热能发电的资源禀赋?
多吉：我国地热资源分布非常广泛。因受地质构造、岩浆活动、地层岩性、水文地质条件等因素的影响，总体分布不均匀，但具有明显的规律性和地带性，总体呈现“东高中低，西北低西南高”的热流格局。
我国地热资源多为中低温地热，主要分布在大型沉积盆地和造山带的断裂带上。有利于发电的高温地热主要分布在喜马拉雅地热带上的西藏南部、云南西部、四川西部以及台湾省。目前我国已发现高温地热系统200多处。
有数据显示，西南地区的高温地热年可采资源量折合1800万吨标准煤，发电潜力7120兆瓦。其中，西藏高温地热资源量居全国之首，高于沸点的地热显示占全国的1/2，背景资源量达3.096×1018焦耳，可采资源量达2988兆瓦。
中国石油石化：我国目前地热能发电装机情况如何?
多吉：截至2015年底，世界上已有24个国家进行地热能发电上游开发，地热电站约有250座。2015年世界水热型地热能发电装机容量已达到1.26万兆瓦，与2010年相比增加了1700兆瓦，增长达16%，增速还是比较快的。
我国地热能发电始于20世纪70年代。1970年12月，第1台中低温地热能发电机组在广东省丰顺县邓屋发电成功。1977年9月，第1台1兆瓦高温地热能发电机组在西藏羊八井发电成功。中国成为世界上第8个掌握高温地热能发电技术的国家。
在丰富高温地热资源支持下，西藏利用地热资源发电位居我国第一位。主要集中在青藏铁路沿线，包括那曲、当雄、羊八井、羊易、尼木等多地。至1991年，西藏羊八井地热能电站装机容量已达25.18兆瓦，其供电量曾占拉萨市电网的40%~60%。虽然目前西藏已经形成以水电为主，地热、风能、太阳能等多能互补、点多面广的电力体系，但尤其对拉萨市而言，地热能发电不可或缺。
截至2017年底，中国地热能发电装机容量为27.28兆瓦，发电1.35亿千瓦时/年，实现替代标煤4.13万吨/年，减排二氧化碳10.73万吨/年。但目前，全球地热能发电排名前十的国家分别是美国、菲律宾、印度尼西亚、墨西哥、意大利、新西兰、冰岛、日本、肯尼亚、萨尔瓦多。而我国排名世界第18位，还未能跻身前十之列。
发展受多方面影响
中国石油石化：根据您的介绍，我国应该算是比较早开始利用地热能发电的国家，但为什么我国地热能发电的世界排名靠后?
多吉：毋庸置疑，我国地热能发电已经取得了有目共睹的成绩，但也存在着一些问题。这些问题不只影响地热能发电，而且影响着整个地热能产业的发展。
资源家底不清是我国地热能利用面临的第一大问题。我国进行过两次全国性地热能资源评价，但仅对少数地热田进行了系统勘查，研究基础薄弱，分省、分盆地资源评价结果精度低，与发达国家相比存在明显差距。目前中国仅有实测大地热流数据1230个，而美国实测的大地热流数据达17000多个。在干热岩型地热能勘查开发方面，美国已进行了40多年的研究探索，取得了多方面研究成果。德国、法国、英国、日本、澳大利亚等国也开展了卓有成效的工作，而中国才刚刚起步。因此，急需开展全国性的高温地热资源勘查评价工作，为科学开发地热能发电利用提供资源保障。
技术问题是地热能开发利用的关键性问题，不仅关系到地热开发的经济性，更关系到地热开发的可持续性。我国地热利用起步早，但进步慢。20世纪七八十年代，我国地热利用跟国际水平是同步的，技术水平不分上下，发电装机容量世界排名第8位。低温70℃能够发电，即使是在海拔4000多米，温度、品位不高的情况下都能发电，这在国际上都是没有先例的。然而，由于开发利用中的科研投入不够，地热利用技术发展失衡，人才培养及创新开发平台缺失，我国逐渐落后于其他国家，特别是资源勘查、高温地热井钻井等核心技术落后。在长达30多年的时间里，中国地热界中唯一能“拿出手”的项目也只有羊八井。探采技术不成熟已经成为我国地热能发电开发利用的主要瓶颈。
资源家底不清、核心技术落后都凸显了投入不足的问题，特别是国家投入不足。由于受地质条件复杂性的影响，我国地热资源勘查具有一定风险，民营企业确实难以承受全部风险。发展地热前期需要国家投入，引导市场、拉动市场。像走路一样，国家财政需要探路，发现比较稳定的路之后，企业再跟进。核心的、公益性的投入需要国家去做。在这方面，美国发展地热有环境保护、前期风险投入等。而我国，以羊八井为例，其发电系统设定年限是30年，但由于缺乏资金投入，系统更新不及时。再就是维护成本，现在运行维护人员是100多人。如果技术跟进，自动化程度提高，只需7-8人即可。因此，地热能产业发展需要国家加大投入，进行基础研究、关键技术研发、人才培养等。
国家投入不足之外，政策激励措施力度不够明确也是一大问题。目前中央和地方政府出台了一些财政和价格鼓励政策，对加快浅层地热能开发利用及促进北方地区清洁供暖具有积极的引导作用，但政策不完善，执行不到位、不充分。例如电价补贴方面，《关于促进地热能开发利用的指导意见》提出完善价格财税扶持政策。按照可再生能源有关政策，中央财政重点支持地热能资源勘查与评估、地热能供热制冷项目、发电和综合利用示范项目。按照可再生能源电价附加政策要求，对地热能发电商业化运行项目给予电价补贴政策。但是，关于电价补贴的政策却迟迟没有落地。在国外，许多国家针对地热能发电已经采取了实质性的支持，比如法国地热能发电上网电价补贴后可以达到26欧分/度，德国则为25.2欧分/度。
前景依然广阔
中国石油石化：这些问题的存在会影响您对我国地热能产业发展前景的看法吗?
多吉：我认为我国地热能利用的前景还是广阔的。
根据相关机构预测，世界一次能源分品种需求中非化石能源的比重将逐步增大，至2050年将达到75%以上，而且2050年世界发电量结构中，清洁能源将占主导地位，其中地热能将占5%以上。就我国一次能源需求而言，油气对外依存度越来越高，不利于国家能源安全。替代能源的技术储备非常紧迫。
《地热能开发利用“十三五”规划》提出，到 2020 年，中国地热能年利用量折合7000 万吨标准煤，在一次能源消费总量中占比将达1.5%左右，比2015年提高1个百分点，“十三五”时期地热能利用增量将占非化石能源增量的1/3。国家已经有了明确的规划，投入已经开始有所加大。
习近平总书记在全国科技创新大会上指出，向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题。我们必须积极响应这一号召，向地球深部的地热资源进军。
随着技术的进步，地热利用的成本下降是必然趋势。利用地热可采用热管技术，可以做到只取热，不取水。也就是说先打井，把地下的热通过如水、油、超导等介质传出来。这就不存在有人担心的水位下降、地下水源污染等问题，可以使地热真正成为可持续的绿色能源。
中国石油石化：根据您的判断，未来地热利用的新的突破口会在哪里?
多吉：增强型地热系统(EGS，干热岩)的开发利用有望成为新的突破口。目前，美国、法国、德国等8个国家均对增强型地热系统进行了试验研究。截至2017年底，累计建设增强型地热系统示范工程31项，累计发电装机容量约为12.2兆瓦。但仍然受到技术难度大、开发成本高、风险大等困扰。干热岩的低渗透性和水力压裂技术的不稳定性导致了开发的效率低。
目前流行的增强型地热系统是基于钻井技术的增强型地热系统(Enhanced Geothermal Systems-Drill，简称EGS-D)。从1970年代，发达国家已开始研究EGS-D，并取得了进展。
中国原创的基于开挖技术的增强型地热系统概念模型(Enhanced Geothermal Systems-Excavation，简称EGS-E)具有突破地热利用的规模局限，克服水力压裂技术的弊端，实现井下发电、井下水循环，避免大高程抽水二次耗能，同时结合深部矿产资源开采开发深地热，提高综合经济效率等优势。EGS-E突破了EGS-D技术的瓶颈，将是继高铁技术之后的又一引领世界的中国创造。
期望中国地热能发电尽快升温，成为优化能源结构、应对气候变化、打赢蓝天保卫战的重要力量，为高质量绿色发展和生态文明建设做出更大贡献。