地大熱能：當前,“雙碳”目標持續推動能源轉型。作為能量密度遠高于其他可再生能源的地熱能資源,能否再次得到重視和發展?

作為來自于地球內部巖石圈中的天然熱能,地熱能不僅儲量豐富,而且是清潔低碳能源。和不同發電品種橫向對比,地熱發電有何特點?

地熱發電最大的優勢是低碳和穩定。

各種能源的二氧化碳排放差異巨大,不同能源的利用系數差異明顯。比較各種能源的二氧化碳排放率,煤炭和石油的二氧化碳排放率最高。天然氣的碳排放率只是比煤炭少了一半,屬中等排放。低排放的可再生能源中,生物質能和太陽能稍高,地熱能、風電和水電最低。

能源的利用系數是指在一年8760小時中能被利用多少小時的百分率。以《中國統計年鑒》發布的數據計算,我國火電的利用系數在54%上下。水電和生物質能的利用系數分別為42%和52%,太陽能和風電的利用系數僅為14%和21%。地熱能的利用系數為72%,核電的利用系數高達88%。地熱發電沒有波動性和間歇性,其等效利用系數達0.7%～0.9%,建設同容量機組能獲得最大的電力產出,穩定性甚至可以同火力發電相媲美。羊易地熱發電站是我國海拔最高的地熱電站,每年可穩定發電8732小時,中間只需數小時的停電檢修時間。相比之下,2022年我國風力發電年均利用小時數為2259小時,光伏發電為1202小時,水力發電為3500小時左右。因此,地熱發電的年均利用小時數是水電、風電、光伏的2～7倍。

在我國,供熱、溫泉洗浴等地熱能的直接利用已愈發受到人們的青睞。目前,地熱發電的發展現狀如何?

雖然地熱發電優勢明顯,但令人尷尬的是,我國地熱發電的建設規模落后于世界上很多國家。我國地熱發電起步不算晚。1970年,我國成為世界上第8個地熱發電國家,但近30年來發展緩慢。截至2022年底,全球地熱發電裝機量約1.6億千瓦,我國地熱發電裝機量僅為5萬多千瓦,占全球總裝機量的0.3%。

20世紀70年代,我國建成了7處中低溫地熱發電站,其中1971年江西省宜春溫湯67攝氏度地熱發電創造了世界最低溫度的地熱發電紀錄。但由于中低溫地熱發電效率低、成本高,大部分在運行數年后被放棄。

而高溫地熱資源在我國以西藏蘊含量最為豐富。20世紀70年代建成的西藏羊八井地熱電站,發電量曾占拉薩電網的近一半,冬季可承擔拉薩60%的用電,是國家地熱能開發的成功范例。此后,近20年我國地熱發電幾無進展。

接過羊八井地熱電站發展“接力棒”的是西藏羊易地熱電站。從2009年開始試運行,到2018年羊易一期1.6萬千瓦地熱發電項目完成上網。機組每年連續運行均在8300小時以上。在此期間,羊八井電站采用國產閃蒸機組年運行近7000小時,但因回灌不夠和設備老化,于2017年退役了900千瓦,并于2020年全部關停。2017年華能集團曾擬改造羊八井地熱電站,但由于未等到上網電價補貼政策而放棄。

目前,我國地熱發電僅剩羊易電站在維持運行,另有幾處數百千瓦的小機組。羊易地熱電站二期1.6萬千瓦項目已進入可研報告編制階段,計劃投資4.8億元,并規劃在取暖、蔬菜溫室、醫療和康養等方面展開應用。近幾年,中核集團進入西藏谷露地熱田進行勘查,2023年已成功鉆成5眼地熱生產井,產能超過擬開發的2萬千瓦發電指標,平均單井產能達到5600千瓦,高產井成井率達80%以上,遠超全球地熱電站單井平均產能。目前計劃進入建設階段,并計劃于2025年建成一期2萬千瓦地熱電站。

想要充分實現地熱發電的價值,如何突破產業發展卡點?

地熱發電項目建設成本主要集中在前期勘探鉆井環節。勘探成功后,若建設規模小,將無法形成規模效應,會推升地熱發電開發成本,從而陷入一種惡性循環。

不妨從世界地熱發電的鼻祖——意大利拉德瑞羅地熱電站的成功經驗來探尋發展之道。此前相關文獻表示,地熱電站的生命周期為25～30年。而該電站建成至今已經110余年,近10年內仍保持穩定產出。究其原因,一是設備更新,至1990年已將38萬千瓦老設備全部退役,逐步替換上了高效率的新設備,利用同樣的地熱資源可以發出更多的電,59.45萬千瓦的裝機容量已超過原有裝機規模。二是提升地熱資源利用效率,既加強了地熱尾水回灌,從而緩解了衰減,又向深部和外圍擴展鉆成了一批新的地熱生產井,新鉆井的地熱儲層滲透性較差,但增加了氫氟酸洗井工藝以提高產能。

我國地熱電站要實現有所盈利,可以像意大利拉德瑞羅項目模式那樣,適時對設備進行更新換代,實現長期發展以獲得更長久效益。所以,從長遠角度看,地熱發電是經濟可行的。

“十一五”期間,風電裝機5年增長了670倍。“十二五”期間,光伏發電裝機5年增長了100倍。“十三五”期間,本來大有希望的地熱能,僅完成了計劃指標的3.6%。為何會造成這么懸殊的落差呢?其中的原因是,風電和太陽能發電都享受到了上網電價補貼,地熱發電卻沒有補貼。由此可見,“卡點”在“補費退稅”。

當前,與地熱發電相關的法規政策函待進一步明確,例如電價補貼政策傾斜。美國、歐盟、土耳其、印尼等國家和地區均有地熱發電項目的早期上網電價補貼。此前,我國風電和光伏都享受到了國家優惠政策補貼。“十三五”期間,我國地熱發電沒有全國統一的補貼政策。西藏地熱發電項目的上網電價遠低于內地,例如羊易地熱發電站,此前的上網電價只有0.25元/千瓦時(北京是0.375元/千瓦時)。而且收回的電費里要除去運行成本消耗和稅費,未見盈利,基本是賠本經營。不僅如此,按照2020年新出臺的資源稅法,將地熱能列為能源礦產,并要求按原礦1%～20%或每立方米1～30元的稅率標準征稅。這項政策使得近一半的回收電費要支付地熱資源稅和水資源費。在目前電價水平下,地熱發電難以吸引市場更多投入,企業積極性不高。目前,補貼后的羊八井電站含稅上網電價為0.9元/千瓦時,并且已經納入全國可再生能源電價附加分攤項目,經濟效益較好。但由于我國地熱電價補貼政策為一站一議,缺乏全國統一補貼政策,后續開發的地熱電站收益預期無法保障。

我國地熱發電的障礙并非不可克服。土耳其和印度尼西亞脫離礦產資源法而制定、實施地熱法,對地熱勘探的風險適當補助,對發電實施上網電價補貼,后續投資者蜂擁跟進,旋即扭轉了落后局面,取得大幅增長。我國資源稅法目前對地熱能的收稅,特別是對百分之百回灌的地熱用戶按水量收稅的規定不夠合理。改善這些方面,才是助力我國地熱發電加快發展的“良方”。