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国内外地热投资、资源分布与开发运营模式大全

青春地矿三院2022-05-09 08:04:00

地热发电投资和运营成本

(一) 投资成本

地热项目具体的投资与资源特征和现场条件有着非常密切的关系。资源的温度、深度、化学特性和渗透性是影响投资和发电成本的主要因素,温度将决定发电系统的转换技术(如选择闪蒸还是选择双循环),以及发电的整体效率;现场的位置及交通、地形、当地气候条件、土地利用类型及所有权都是电厂建设和并网所需考虑的成本因素。

在美国,地热能发电平均投资成本约为4000 美元/kW。中国西藏羊八井电站不计算勘探和打井成本,单位投资成本约为1.2万元/kW;龙源电力羊易电站的投资成本约在2.3~2.4万元/kW,折合3700美元/kW,略低于美国的平均投资成本。

根据有关报道,印尼330MW的萨鲁拉地热能发电项目,已于2014年6月开工,预计于2016、2017、2018年分三期建成。项目总投资11.7亿美元(单位投资为3545美元/kW)。项目距今已经筹备了25年,现在由于日资的介入,才使得项目资金得以解决;日本东芝公司将为这座地热电站项目提供3套地热汽轮机和发电机。

菲律宾地热发电的单位投资(包括勘探、钻井、发电厂、回灌井等)折合3100~6200美元/kW。2009年11月,菲律宾政府拿出19个地热发电项目招商引资,总装机容量620MW,总投资为25亿美元,计算平均单位投资为4032美元/kW。

台湾宜兰清水地热电站,装机容量为3MW,总投资为2.3亿台币,单位投资折合2400美元/kW。

综上情况,地热发电单位装机容量的投资差别较大,从2400~6000美元/kW,即240~600万美元/MW,其单位投资远高于水电项目的100~200万美元/MW。

地热能发电的投资主要在热源寻找、热能开采以及热能转换三个方面。其中,热源寻找相对于其他两个方面算是成本比较低的;热能开采涉及到的对井、水平井、水力压裂都是成本较高的,而且风险也比较大,压裂失败会导致热水穿透岩层,导致热能开采不上来;热能转换的成本也很高,主要是在提高热电转换效率、仪器腐蚀问题以及热能转换后地热水回灌问题等。

随着页岩气在中国的成功开发,水力压裂的技术越来越成熟,可以借鉴到地热能开发发电上面来,成功的减少地热勘探开发的风险,降低成本和损失。另外,地热发电可以利用油田弃井,提高了资源利用效率。

(二) 发电成本

地热能发电的发电成本主要由两部分组成:电力生产运行及维护成本和分期偿还的初始投资(折旧摊销费用)。前期高额的勘探、钻井、建设等投资费用的分摊,约占地热发电成本的60%左右。

据美国统计估算,地热能发电的平均发电成本约为4.5~7美分/kWh(完全成本),由地热能所生产的电力价格为5~11 美分/kWh,为鼓励地热能资源的开发利用,美国对地热能发电有优惠的税收政策。

目前暂无菲律宾、印尼的地热发电成本资料,但菲律宾的售电价格折合0.23美元/kWh。台湾方面预计,未来在台湾建设地热能电站,其投资成本为100万美元/MW(不包括勘探投资),发电成本为0.06美元/kwh。

中国西藏羊八井电站,由于运行效率低,电站发电成本在0.7元/kWh左右,电站以0.25元/kWh的价格向西藏电网供电,其亏损由国家发改委给予补贴。羊八井地热储层分为浅层和深层两部分,目前开发利用的是地热田中补给能力有限的浅层资源。深部钻探资料表明,地热田深部高温地热水具有不结垢、热焓值高、产量稳定等特点, 具有很高的开发价值。如开发深部高温地热,发电成本可下降为 0.2~0.3元/kWh, 具有较强的商业竞争力。

龙源羊易地热电站打井深度已达1450m,属干热岩层。按照之前的可研报告,该地热井计划稳产10~20年,预计8~10年可收回投资。

综上所述,目前地热发电的单位总成本费用高于水电项目(约为0.03美元/kWh)。资本结构及财务状况(贷款周期和利率)对最终的电力生产成本有着重大影响,这些金融方面的因素还会影响到施工期间的利息成本或进度推迟所造成的相关成本。

国内外地热开发利用模式

(一)全球地热能利用模式

目前,全球已有80多个国家实现对地热能的直接利用,有24个国家开展了地热发电,平均利用系数为73%,绝大部分是高温发电站。截至2013年,全球地热能发电累计装机容量已达12.5GW,同比增长9.3%。从区域分布来看,亚太地区与北美地区装机容量仍然占主导地位,分别为4.5GW和3.4GW。

2011年以来,全球地热能发电新增装机容量保持了快速增长的势头,这主要归功于地热能发电在新兴经济体的蓬勃发展。2013年,全球新增装机容量已达到1061MW,比2012年的645MW增长了64%。

2000~2013年,全球地热能直接利用累计装机容量增长速度惊人,从15GW增至50GW以上,地热能直接利用的能量也从50TWh增长至120TWh。中国是世界上地热能直接利用总量最大的国家,年利用地热能已超过20TWh,其次是美国和瑞典。

1、亚太地区地热能融资领跑全球

地热能发电项目需要大量的资金支持,因此对发展中国家而言,开发地热能发电项目高度依赖公共资金。可以说,这类资金有助于地热能在新兴市场的发展,对全球地热能行业的发展起到了至关重要的作用。

2013年,全球地热能项目的融资总额为25.5亿美元,较2012年的18.5亿美元增长了38%。在各种融资类型中,项目融资从2012年的11.6亿美元下降到了5.1亿美元,降幅为56%;而股票市场融资则增长迅速,达到了16.5亿美元,是2013年地热能项目最重要的融资渠道。从地热能融资的区域分布来看,2013年,亚太地区的此类融资额为17.2亿美元,帮助其成为了全球地热能融资额最高的地区。

2、欧美占据地热能发电主要市场

美洲的地热能发电市场以美国、墨西哥和尼加拉瓜为主。受政策驱动,2013年,美国新增装机容量180MW,全国累计装机容量达到3.4GW。除此之外,美国还有约180个项目正在开发过程中,装机容量为2.5GW。但由于政策的不确定性,部分项目也面临着延期的风险。

2013年墨西哥地热能发电累计装机容量已达到1014MW。该国联邦电力委员会(CFE)在Los Humeros新建了一座地热能电站,装机容量为25MW,采用的是一次闪蒸技术。此外,其在Los Azufres还有一座50MW的电站正在建设。

尼加拉瓜方面,Ram电力公司San Jacinto Tizate项目的总装机容量达到了77MW。截至2013年,尼加拉瓜累计装机容量为159MW。

欧洲地热能发电市场主要有意大利、德国、冰岛和土耳其。2013年,意大利累计装机容量约为875MW。2011年6月,新版可再生能源法(EEG)通过后,德国地热能发展的大环境得以改善,开始有资金支持示范项目建设。在过去的几年中,其地热能发展虽然缓慢,但也形成了持续增长的趋势。

冰岛正在建设4个新项目,其中Reykjavik Energy公司50MW的Fuji一次闪蒸机组已基本建成。由于所处的区域居民较少,该国地热能电站面临电力过剩的风险,限制了其进一步的发展。

冰岛斯瓦塔森吉地热发电厂

在土耳其,由于实行了新的上网电价,地热能发电项目的增长也很迅速。该国新的上网电价为0.105美元/千瓦时,采用土耳其本国生产设备的最高为0.132美元/千瓦时。目前,土耳其一些地热能电站已投入运营,250MW的电站也正在建设中。

3、亚太和非洲地热能发电紧随其后

亚太地区的地热能发电市场主要有中国、印度尼西亚、日本、菲律宾和新西兰。在印度尼西亚,地热能发电项目的进展远远落后于该国地热能发电的潜力。2013年,其累计装机容量仍停留在1.2GW。印度尼西亚待建项目的装机容量为860MW,2018年累计装机容量有望达到2GW。

在Wasabi公司2012年建成一座2MW的小型电站后,日本累计装机容量一直停留在537MW。自2012年福岛核泄漏事件以来,日本积极寻求替代核电的能源方案,并决定克服各种困难大力发展地热能。日本现有4座电站正在建设,预计到2020年,其地热能新增装机容量将达到50MW。

2013年,新西兰建成了位于Kawerau的地热能电站,使得全国地热能电站累计装机容量达到了782MW。预计到2020年,该国还将有6个新项目建成投产,新增装机容量有望增至250MW。

截至2013年年底,菲律宾地热能发电累计装机容量已达到1.9GW,另有1.4GW项目计划在2030年前完成,总投资额或将达到75亿美元。

非洲地区只有肯尼亚的地热能市场发展迅速。既肯尼亚KenGen公司投资建成兆瓦级Eburro电站后,又在Olkaria建设完成了另外4座70MW的电站,使肯尼亚累计装机容量激增到了485MW。

(二)中国地热能利用

地热能是与太阳能、风电并重的可再生能源。地热能利用效率较高,地源热泵依靠1kW的驱动能(电力)能带出2.5kW的浅层地热能;地热发电平均利用效率达73%,为光伏发电的5.4倍,风力发电的3.6倍。

我国地热能资源直接利用量连续多年位居世界首位。在利用方式上,形成了以西藏羊八井为代表的地热发电,以天津、陕西、河北为代表的地热供暖,以沈阳为代表的浅层水源热泵供热制冷,以大连为代表的海水源热泵供热制冷,以北京、东南沿海为代表的疗养与旅游, 以及以华北平原为代表的种植和养殖的开发利用格局。

虽然地热能资源开发利用正以平均每年12%的速度增长,但与丰富的地热能资源相比,中国地热能利用尚未达到规模。目前我国每年开发的地热能不到年可利用量的千分之五,进一步开发利用和替代燃煤的潜力巨大。

1、地源热泵的开发利用

目前中国以地源热泵为代表的浅层地热能开发走在了发电利用的前面。过去20年,中国地源热泵呈现高速发展态势。1995年全国地源热泵的装机容量仅为0.8MW,2000年是9.7MW,2005年631MW,2010年超过4000MW,到2015年已经超过10000兆瓦。

从2005~2010年,中国地源热泵平均装机容量年增长46%,利用能量年增长35%。2010~2015年,我国地源热泵装机容量和年利用量分别增长2.8倍和3.5倍,平均年累计增长率分别达到22%和28%,增长有所减弱。1995年,中国地源热泵装机容量只占全球装机总量的0.04%,到2015年时,这一比例已飙升至23.61%。

地源热泵利用原理图

近三年来,我国地热能供暖面积每年新增约1亿平方米。截至2015年,我国浅层地热能供暖面积达到3.92亿平方米,中深层地热能供暖面积达到1.02亿平方米,合计4.94亿平方米,全国地热能供暖实现替代标煤1450万吨。

,京津冀蕴藏丰富的地热能资源,规划区13个地级以上城市浅层地热能每年可开采热量折合标准煤9200万吨。若采用地源热泵系统开发利用浅层地温能,可实现建筑物夏季制冷35亿平方米,冬季供暖29亿平方米。

目前,京津冀地区采用浅层地热能供暖制冷面积8500万平方米,占全国利用浅层地热能供暖制冷总面积的20%,是我国浅层地热能开发程度最高、用于建筑物供暖制冷规模最大的地区之一。

2、地热发电的开发利用

相较于方兴未艾的地源热泵,地热能发电目前仍处于起步的发展阶段。除了西藏和云南腾冲,中国的浅层地热能资源大部分属于中温(90~150℃)和低温(低于50℃)资源。西藏羊八井是我国地热发电的标杆,但是标杆之后再无标杆。2015年,中国地热能发电约1.35亿kWh,实现替代标煤4.13万吨。

1970年以来,我国先后在广东丰顺、河北怀来、江西宜春、湖南灰汤、辽宁熊岳、广西象州和山东招远等7个地区建设了中低温地热能发电站,在西藏羊八井建设了中高温地热能发电站。因发电效率、经济效益等原因,目前仅广东丰顺和西藏羊八井尚在发电。到2013年年底,我国地热能发电总装机容量仅为27.78兆瓦,在世界24个地热能发电国家中,我国仅排名第18位。

地热能储量如此丰富,地热能发电本身又是清洁环保的绿色能源,之所以未能实现大规模开发的原因之一是因为利用地下热水进行发电的模式,在试运行的阶段通常能够满足电力需求,但在运行一段时间后,由于地热水和设备的金属特性,以及复杂的地质状况,造成的结垢腐蚀与堵塞,再加上维护需要的专业人员的缺乏,使很多地热能发电厂后期效果递减,而地热能本身资源具有分散性和随机性,开发的初投资又相对巨大,在之前只有国家才能负担得起,因此市场化进程缓慢。

二十世纪80年代和90年代,西藏还曾建设朗久2MW和那曲1MW地热发电机组,但分别因地热井产汽不足和地热水结垢严重,在运行数年后关停。同期在台湾清水和土场也曾建过共3.3MW两台发电机组,后也因结垢严重而关闭。

中国地热能发电在沉睡数十年后开始逐步苏醒。2009年及2010年国电龙源电力在西藏羊八井新增了两台功率为1MW的全流发电机组,2013年发电1050万kWh。2011年华北油田在留北油田利用油井副产的热水安装了一台400kW机组发电成功。同年,民企江西华电电力有限公司在西藏羊易地热田试验成功400kW螺杆膨胀机发电,2012年又增设500kW快装机组发电。

,积极为“十三五”和今后的地热能发电做准备,但这需进行地质调查、地球化学和地球物理勘查,然后在选定的位置钻勘探孔,钻井完钻后要做产能测试,这些实施过程需要一定时间;科技部“十二五”《中低温地热发电关键技术研究与示范》项目的成果可供利用,但还达不到产业规模。

3、雄县模式

2009年,河北省政府与中石化集团在河北雄县启动合作试点,打造我国首座无烟城,为地热能集中利用提供了一种行之有效的模式,得到了社会各界广泛认可。

经过7年建设,雄县实现地热供暖能力达450万平方米,城区实现地热集中供热全覆盖,基本实现了二氧化碳、二氧化硫、粉尘“零”排放,可替代标煤12万吨/年,减排二氧化碳28万吨/年,形成了技术可复制、经验可推广的“雄县模式”。目前已滚动发展至容城、博野、辛集等15个市(县)区,在河北省实现供暖面积达1500万平方米。

“雄县模式”的成功得益于“四个统一”:统一政策,由政府统一制定地热勘探、开发、运行维护、暖费收取等方面的优惠政策;统一管理,成立地热管理办公室,对地热能的综合利用进行统一管理;统一规划,编制的地热能发展专项规划,纳入城市建设和经济发展总体规划之中;统一开发,授予新星公司地热能资源开发特许经营权,进行整体开发。

预计河北省2017年能源消费总量将达到3.5亿吨,积极开发利用地热等可再生能源,对缓解传统化石能源消耗压力、减少温室气体排放、治理大气雾霾等都具有十分重要的意义。

“雄县模式”被推出之后的几年中,我国地热界相继打造了“南通小洋口模式”和“广东丰顺模式”,即在南方有条件地区,利用浅层地热能、中低温地热能资源,打造“分布式地热供暖、制冷系统”来解决长三角和珠三角地区冬季供暖、夏季制冷(空调)问题。中国石化“十三五”期间将在全国再造20座无烟城,实现新增供暖、制冷面积1亿平方米。

地热能的利用形式

人类很早以前就开始利用地热能,例如利用温泉沐浴、医疗,利用地下热水取暖、建造农作物温室、水产养殖及烘干谷物等。但真正认识地热资源并进行较大规模的开发利用却是始于20世纪中叶。地热能的利用可分为地热发电和直接利用两大类,而不同温度的地热流体可能利用的范围也不同。

            不同温度的地热能利用范围

序号

地热温度

利用范围

1

200~400℃

直接发电及综合利用

2

150~200℃

双循环发电、制冷、工业干燥、工业热加工

3

100~150℃

双循环发电、供暖、制冷、工业干燥、脱水加工、回收盐类、罐头食品

4

50~100℃

供暖、温室、家庭用热水、工业干燥

5

20~50℃

沐浴、水产养殖、饲养牲畜、土壤加温、脱水加工

近年来,国外对地热能的非电力利用,也就是直接利用,十分重视。因为进行地热发电,对地下热水或蒸汽的温度要求一般都要在150℃以上,否则将严重地影响其经济性。

与地热发电相比,地热能的直接利用比传统地热发电的热能利用效率高出很多,可达50~70%,而且应用范围远比地热发电广泛。目前地热能的直接利用发展十分迅速,已广泛地应用于工业加工、民用采暖和空调、洗浴、医疗、农业温室、农田灌溉、土壤加温、水产养殖、畜禽饲养等各个方面,收到了良好的经济技术效益,节约了能源。

在全部地热能资源中,中、低温地热能资源是十分丰富的,远比高温地热能资源大得多。但是,地热能的直接利用也有局限性,由于受载热介质----热水输送距离的制约,一般来说,热源不宜离用热的城镇或居民点过远,否则就会产生投资多、损耗大、经济性差等问题。

综上所述,地热能利用主要在以下四方面起重要作用。

(一)地热发电

地热发电是地热能利用的最重要方式,如果地热资源的温度足够高,利用地热能的最好方式就是发电。地热发电和火力发电的原理是一样的,都是利用蒸汽的热能在汽轮机中转变为机械能,然后带动发电机发电。所不同的是,地热发电不象火力发电那样要备有庞大的锅炉,也不需要消耗燃料,它所用的能源就是地热能。按照载热体类型、温度、压力和其它特性的不同,可把地热发电的方式划分为蒸汽型地热发电和热水型地热发电两大类。

1、蒸汽型地热发电

蒸汽型地热发电是把蒸汽田中的干蒸汽直接引入汽轮发电机组发电,但在引入发电机组前应把蒸汽中所含的岩屑和水滴分离出去。这种发电方式最为简单,但干蒸汽地热资源十分有限,且多存于较深的地层,开采技术难度大,故发展受到限制。蒸汽型地热发电主要有背压式和凝汽式两种发电系统。

 蒸汽型地热发电原理图

2、热水型地热发电

热水型地热发电是地热发电的主要方式。目前热水型地热电站有两种循环系统:

(1)闪蒸法地热发电。当高压热水从热水井中抽至地面,于压力降低部分热水会沸腾并“闪蒸”成蒸汽,蒸汽送至汽轮机做功;而分离后的热水可继续利用后排出,当然最好是再回注人地层。

(2)中间介质法地热发电。通过热交换器利用地下热水来加热另一种低沸点的工作流体,使之沸腾而产生蒸汽,然后以蒸汽去推动汽轮机,并带动发电机发电。

 双循环中间介质法地热发电原理图

3、技术难点

(1)回灌

地热水中含有大量的有毒物质,会对环境产生恶劣的影响。地热回灌是把经过利用的地热流体或其他水源,通过地热回灌井重新注回热储层段的方法。回灌不仅可以很好地解决地热废水问题,还可以改善或恢复热储的产热能力,保持热储的流体压力,维持地热田的开采条件。但回灌技术要求复杂,且成本高,至今未能大范围推广使用,如果不能有效解决,将会影响地热电站的立项和发展。

(2)腐蚀

地热流体中含有很多化学物质,其中主要的腐蚀介质有溶解氧、H+、CI-、H2S等,再加上流体的温度、流速、压力等因素的影响,地热流体对各金属表面都会产生不同程度的影响,直接影响设备的使用寿命。地热电站腐蚀严重的部位多集中在负压系统,其次是汽封片、冷油器、阀门等。腐蚀速度最快的是射水泵叶轮、轴套和密封圈。

(3)结垢

由于地热水资源中矿物质含量比较高,在抽到地面做功的过程中,温度和压力会发生很大的变化,进而影响到各种矿物质的溶解度,结果导致矿物质从水中析出产生沉淀结垢。如在井管内结垢,会影响到地热流体的采量,加大管道内的流动阻力进而增加能耗;如换热表面结垢,则会增加传热阻力;垢层不完整处还会造成垢下腐蚀。

4、环境影响

(1)空气污染。在开采地热能的过程中,所含有的各种气体和悬浮物将排入大气中,对环境造成影响。

(2)化学污染。地热水的形成一般为大气降水经过地下深循环,与周围岩石进行化学物质交换,岩石中各种化学组分进入水体,使地热水中含有对环境有害的成分及放射性成分。

(3)尾水。目前的地热能资源大多以单一利用为主,当热能利用后,尾水温度仍很高。这些尾水的排放,促使局部空气和水体温度升高,改变生态平衡,影响环境和生物生长,造成热污染。

(4)噪声污染。噪声污染一般是由钻探和地热井放喷造成的。在钻探过程中,各种机械噪声对人的身体造成影响。另外地热井放喷时其噪声值可达120dB以上,虽然时间很短,但其尖声也使人耳受到伤害,使野生动物和家禽受到影响。

(5)地面沉降。几乎任何热储中长期抽出流体都有可能导致可以检测到的地面沉降。地热流体也一样,当地热流体抽出量超过天然补给量时,地面沉降就会发生,其实际沉降量取决于抽出的流体量和热储岩石的硬度。

(二)地热供暖

将地热能直接用于采暖、供热和供热水是仅次于地热发电的地热利用方式。因为这种利用方式简单、经济性好,倍受各国重视,特别是位于高寒地区的西方国家。冰岛早在1928年就在首都雷克雅未克建成了世界上第一个地热供热系统,现今这一供热系统已发展得非常完善,每小时可从地下抽取7740吨80℃的热水,供全市居民使用。

此外利用地热能给工厂供热,如用作干燥谷物和食品的热源,用作硅藻土生产、木材、造纸、制革、纺织、酿酒、制糖等生产过程的热源也是大有前途的。目前世界上最大两家地热应用工厂就是冰岛的硅藻土厂和新西兰的纸桨加工厂。我国利用地热供暖和供热水发展也非常迅速,在京津地区已成为地热能利用中最普遍的方式。

(三)地热务农

地热能在农业中的应用范围十分广阔。如利用温度适宜的地热水灌溉农田,可使农作物早熟增产;利用地热水养鱼,在28℃水温下可加速鱼的育肥,提高鱼的出产率;利用地热能建造温室,育秧、种菜和养花;利用地热能给沼气池加温,提高沼气的产量等。将地热能直接用于农业在我国日益广泛,北京、天津、西藏和云南等地都建有面积大小不等的地热温室。各地还利用地热能大力发展养殖业,如培养菌种、养殖非洲鲫鱼、鳗鱼、罗非鱼、罗氏沼虾等。

(四)地热行医

地热在医疗领域的应用有诱人的前景,目前热矿水就被视为一种宝贵的资源,世界各国都很珍惜。由于地热水从很深的地下提取到地面,除温度较高外,常含有一些特殊的化学元素,从而使它具有一定的医疗效果。由于温泉的医疗作用及伴随温泉出现的特殊的地质、地貌条件,使温泉常常成为旅游胜地,吸引大批疗养者和旅游者。我国利用地热治疗疾病历史悠久,含有各种矿物元素的温泉众多,因此充分发挥地热的行医作用,发展温泉疗养行业是大有可为的。

 

地热能的资源分布

(一)全球地热能资源分布及特点

地球内部蕴藏着难以想象的巨大能量,世界地热能资源储量丰富。离地球表面5000m、15℃以上的岩石和液体的总含热量约为14.5×1022kJ,约相当于4948万亿吨标准煤。如果计算地热能的总量,则相当于煤炭总储量的1.7亿倍,地热能资源要比水力发电的潜力大100倍。即使按照可供利用地热能的1%计算,仅地下3公里以内可开发的热能,就相当于2.9万亿吨标准煤。

就全球来说,地热能资源的分布是不平衡的。明显的地温梯度每公里深度大于30℃的地热异常区,主要分布在板块接触带、火山带、地震带、造山运动带、大洋中脊带,以及海沟区等。

1、板块地带

迄今已发现赋存地热的板块地带有欧亚板块、非洲板块、印度板块印度洋东部、南极板块、南北美洲与太平洋板块东西两侧。

2、火山带

经查明赋存地热的火山带有环太平洋火山带(如日本、台湾、菲律宾、印度尼西亚、夏威夷群岛等)、从地中海到中亚洲东西走向的地中海火山带(如法国、意大利、我国西藏和云南等)、非洲大陆东侧的东非火山带(如肯尼亚等)、大西洋中脊北端活火山带(如冰岛等)。

3、地震带

环太平洋地带是由一系列岛弧、海沟、活火山、灭火山组成的一个环形条带区,既是地震带,又是地热带,国外称之为“火山带”。

4、阿尔卑斯和喜马拉雅山运动带

造山运动带也是地热资源广泛分布区,如奥地利、意大利、法国、匈牙利、中国的部分地区

世界地热能资源分布图

(二)中国地热能资源分布

据地热勘查资料统计显示,我国拥有丰富的地热能资源。地热能资源总量折合标准煤8532亿吨,可开采资源量相当于标准煤2560亿吨,主要集中在东部和西南部地区。

据统计,在全国范围内的几千眼地热井出口温度绝大部分低于90℃, 平均温度约54.8℃,可直接进行开发利用,适合于发电、供热、供热水、洗浴、医疗、温室、干燥、养殖等。

 中国地热能资源分布图

我国常规地热资源以中低温为主,埋深在200~3000m,中低温地热系统主要分布在东南沿海诸省区和内陆盆地区,如松辽盆地、华北盆地、江汉盆地、渭河盆地以及众多山间盆地区。,我国浅层地热能资源量每年相当于95亿吨标准煤;中深层地热能中的中低温地热能资源量相当于13700亿吨标准煤。全国已发现中低温地热系统2900多处,总计天然放热量约为1.04×1014kJ/a,相当于每年360万吨标准煤当量。

我国高温地热能资源主要分布在西藏南部和云南、四川的西部及台湾地区,如西藏羊八井地热田、云南腾冲地热田等。全国已发现高温地热系统255处,经过评估总发电潜力5800MW。在西藏羊八井地热田ZK4002孔,孔深2006m,已探获329.8℃的高温地热流体。


地热能未来发展趋势

十八届五中全会提出创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念,进一步明确了中国能源转型发展方向。未来10~15年,我国将处于油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的双重替代期和能源结构优化的攻坚期。到2020年,非化石能源占比要达到15%。

在举世瞩目的2015年巴黎世界气候大会上,中国提交的国家自主贡献文件中明确:控制煤炭消费总量,到2020年,风电装机达到2亿千瓦,光伏装机达到1亿千瓦左右,地热能利用规模达到5000万吨标准煤。巴黎气候大会协定的通过,为我国浅层地热能提供了更大的发展空间。

地热能资源具有清洁、高效、稳定、安全等独特优势。在所有可再生能源中,地热能的可利用效率最高,利用系数达到80%,能够在治理雾霾、节能减排、调整能源结构等方面发挥独特作用。数据显示,我国地热能资源约占全球资源量的六分之一。在能源消费结构中,地热能利用每提高1个百分点,相当于替代标准煤3750万吨,减排二氧化碳约9400万吨。

(一)开发障碍

地热能行业产业链长,地质勘探、产品研发、制造、系统设计安装、售后服务等涉及面广,属于技术密集型产业。目前,我国地热资源勘探和开发利用程度较低, 存在着前期投入不足、核心技术薄弱、国家配套扶持政策缺乏、地热尾水回灌比例偏低造成环境污染、过度开采造成地面沉降或塌陷等一系列次生地质灾害、资源管理体系不健全等现实问题, 制约着地热能产业发展的进程。

1、地热勘察工作落后

由于国家对地热能资源勘察的投入不足,全国地热能资源的总量一直是个概数,各地区的地热能资源状况也大都是模糊的,以至于部分地区的地热能开发和利用已经展开的如火如荼,但该地区的地热能资源状况尚未进行勘察和评价。

一些地热能开发区没有进行正规的地热能勘察工作,为了满足商业目的,直接进行地热钻井,由于缺乏科学的精度,从而影响对该地区地热能资源的分析与评价,盲目开采,不但无法达到长期利用收益的效果,也造成了资源的浪费,并且增加开发的风险性。

2、地热开发水平低,浪费资源

目前中国的地热能开发过程中,模式相对较为单一,对于开采出来的地热能资源,只应用其一定温度阶段的能量,而其他阶段的温度白白浪费掉了,缺乏综合的梯级利用理念及实践,降低了地热能资源利用的效率,也造成了资源的浪费。

3、地热开发缺乏科学规划和指导

由于一些自发的开采项目,缺乏科学的规划与指导,导致开采分布过于集中,而开采量也没有经过科学规划,开采后不进行地下水的补充,最终造成地下热水资源水位和水温下降,影响开采后的收益,同时也破坏了资源存在的环境,影响了资源的可持续利用。地下水资源如同蓄电池,可再生是在一定程度下实现的,因此在开采过程中,需要合理布局,长远规划。

4、地热开发技术有待提高与推广

目前我国利用浅层地热能进行供暖和制冷取得了一定的成效,但距离地源热泵技术的普及仍有很大的距离,这一方面说明仍旧有巨大的市场空间可供发展,但也说明目前市场对于地源热泵的采用仍旧处于观望状态。在技术上面的提升,可以降低成本,提高能效,而依据其自身能源特点的优势,也能广泛取得市场的认可,得到进一步的推广。

5、亟待政策支持

到目前为止,我国尚未出台一部专门性地热资源管理法律或行政法规。地热资源开发利用管理制度亟待完善,主要表现为:在城市建设总体规划中,没有明确优先使用地热能等可再生能源;与风电、太阳能发电相比,缺乏统一的优惠政策环境;研发投入和人才培养不足,难以满足大规模开发的需求。

地热资源的法律概念模糊,缺乏统一的立法,且存在地热资源多头管理、政出多门等问题,严重制约了地热资源的科学规划、合理开发,不利于地热行业的发展。

(二)产业规划

近年来, 国家大力发展可再生能源的政策,为地热能产业的发展带来重大机遇。2014年6月,国家能源局、,要求各地“近期地热能开发利用规划以浅层地温能供暖(制冷)、中深层地热能供暖及综合利用为主,具备高温地热资源的地区可发展地热能发电。远期发展中温地热发电和干热岩发电,并提高地热综合利用水平。“

2014年能源局启动了地热能开发利用的‘十三五’规划编制工作,在国家层面编制地热能发展规划还是第一次,这也意味着‘十三五’时期,国家将地热能发展放在重要位置,将全方位推进地热能发展。

根据规划,“十三五”地热供暖/制冷面积累积新增11亿平方米,其中浅层地热供暖制冷7亿平方米,中深层地热供暖4亿平方米,至2020年达到16亿平方米,重点在京津冀鲁豫陕晋等地区开展供暖,在长江流域等地区开展浅层地热能供暖制冷。另外,地热能发电装机容量新增500MW,到2020年实现装机容量530MW。目标实现后,到2020年底,地热供暖将年替代标煤7210万吨,减排二氧化碳1.77亿吨,对于降低我国碳排放总量和碳强度意义重大。如果按照设计目标完成,到2020年,我国地源热泵装机容量和利用容量都可以到世界第一,届时地热在我国能源结构中占比将达到1.5%。

(三)发展趋势及建议

中国地热能发电技术在世界上并不是很突出,特别是中低温的地热能资源发电与国外有一定差距。我国使用的螺杆膨胀机发电技术,相比国外如UTC等技术效率较低,但国外对我国实行技术封锁。因此,我国应在这方面加紧攻关,如果能够突破,则会有非常广阔的发展空间。更长远、更先进的地热发电技术,目前的热点集中于干热岩和增强型地热系统。干热岩使用的是一种深部的地热能资源开发技术,难度极大,国外也是还处于技术攻关阶段,我国应该跟踪这种先进技术,从长远来看应是一个发展方向。

和其他可再生能源起步阶段一样,地热能形成产业的过程中面临的最大问题来自于技术和资金。地热产业属于资本密集型行业,从投资到收益的过程较为漫长,一般来说较难吸引到商业投资。可再生能源的发展一般能够得到政府优惠政策的支持,例如税收减免、政府补贴以及获得优先贷款的权力。在相关优惠政策的指引下,投资者们将更有兴趣对地热项目进行投资建设。

“十三五”地热能大发展,光凭企业的积极性还是不够的,更需要国家政策支持。除了建筑节能示范项目、可再生能源示范县和国家智慧城市试点等支持,还应出台适应新发展的新政策,一些过去的优惠政策还需要落实。政策支持不只有补贴一种办法,中国将成为全球最大的碳交易市场,通过碳指标交易,以及二氧化碳和、粉尘等指标的拍卖,地热发展会获得资金的支撑。另外,政府正在大力推进的PPP(政府和社会资本合作)模式也将有效促进地热的发展。

地热能的开发利用,未来需要把握好以下几个方面的问题:

1、把握好地热能开发利用与环境保护的关系。目前地热行业的准入门槛比较低,地热尾水的回灌比例还比较低,在一些地区已经造成了一定程度的环境污染。今后,中国需加强地热能项目的技术规范和项目管理,使尾水回灌成为地热能开发利用项目的硬性要求。

2、做好地热能开发利用和城市总体建设规划的衔接。有关部门需要做好地热能产业产能布局和产业链的规划工作,将重点放在高精尖技术的突破上,避免地热能产业链盲目集中于技术含量不高的环节,造成局部产能过剩、全行业整体竞争力不强。此外,要协调好地方政府发展规划和地热发展的相关规划,使之与国家总体规划保持一致,避免地方政府盲目上项目、过度投资。

3、因地制宜地推动多种形式的地热能开发利用。在中深层地热能资源丰富的京津冀地区,大力推广地热替代燃煤供暖,促进京津冀地区压减煤炭消费,改善区域的大气环境。在冬季供热需求增长较快的长三角等南方地区大力推广前层地热能供暖制冷工程。在西藏,尤其是藏南地区,高温地热资源丰富,重点发展高温地热发电,并且利用地热发电的尾水用于居民供暖。在东部中低温地热资源较好的地方开展中低温地热发电的规范。

4、创造良好的政策环境,支持地热产业发展。相关主管部门研究制定地热供暖作为城镇基础设施的投资支持政策、地源热泵供暖制冷的用地价格政策、地热发电上网的价格政策等等,把地热供暖纳入城镇基础设施建设,在市政工程建设用地、用水、用电价格等方面给地热能的开发利用提供政策支持。

5、加大地热能开发利用的技术创新,完善技术支撑体系。要尽快建立国家级研发平台,加强技术研发工作以提高创新能力;要将地热能资源的有效利用列入各级政府的产业发展和科研攻关计划,增加投入,纳入预算;要促进企业和科研单位结成战略伙伴关系、建立创新联盟,使创新覆盖整个产业链的所有重要环节;要制定相关的技术标准、规范,规范地热能资源的开发利用;要在技术上吸收国外成功的先进经验(如开采与回灌技术、发电与热利用技术),引进用于中低温地热利用的热泵技术,实现地热资源的梯级综合利用,提高地热能源的利用率,进而保护生态平衡,实现可持续发展。

编    辑|邱然 包峻帆

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