利用地热

16 十一月 2023

バイスプレジデント兼副会長, Abdul Latif Jameel International

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利用地热

活火山壮观至极，任何人只要在边缘窥探一下，就能感受到其蕴含的巨大能量。每隔一段时期，人们都会见证火山喷发的壮美景观。1815 年，印度尼西亚坦博拉火山喷发，威力相当于 1883 年喀拉喀托火山[1]（尽管后者更加闻名）的 10 倍，火山喷发形成吞噬地球的巨型硫酸云。它会降低气温，扰乱气候模式，导致大面积农作物歉收，饥荒肆虐[2]。

May 18, 1980, 8:32 am: A 5.1 magnitude earthquake triggered a colossal eruption at Mount St. Helens. Ash blasted up to 16 miles into the atmosphere, and about 230 square miles was devastated within a few minutes. Photo Credit: USGS; colorization S Dullaway — 1980 年 5月 18 日上午 8:32：5.1 级地震引发圣海伦斯火山大规模喷发。短短几分钟，火山灰喷射到 16 英里（约 26 公里）高空，摧毁面积约为 230 平方英里（约 600 平方公里）。图片来源：USGS；colorization S Dullaway。

纵观近代，美国圣海伦斯火山在 1980 年喷发时，释放了高达 2,400 万吨的热能，相当于 1945 年向广岛[3]投放的原子弹的 1,600 倍。

地热能自地球内部储存的热量，为发掘庞大的地球能源储备开创了难得的机会。据美国能源部 (DOE) 估计，单单美国就拥有 5 太瓦热能资源，数量惊人，足以满足全球能源需求[4]。

相较于其他可再生能源，地热能既可发电又能供热，还具有提取矿物的增值潜力。将地热能作电力来源，不但可以实现稳定发电，而且电厂效率高，温室气体排放少，生态足迹规模小。倘若管理得当，它可以作为持久的可持续能源供应，可扩展性优越，运营成本低廉。通过直接供热，这不仅可以提高效率，还能降低供暖和制冷的耗电量。

尽管存在上述固有优势，但地热能发展面临挑战，严重阻碍其进步，即使某些能够轻易获得地热资源的地区也不例外。

地热项目往往开发时间较长，需要大量前期资本支出，而且初步勘探阶段风险较高[5]。另外，融资问题、政策和监管框架、机构和技术专长，以及技术进步需求同样面临重重障碍。迄今为止，上述挑战仍会影响发电和供热应用，严重妨碍地热能的充分利用。

1899 Geothermal scaled

然而，在创新技术及更富想象力的资金计划的推动下，情况正在逐步好转。

下面以日本为例进行说明[6]。2011 年福岛核事故发生后，日本政府启动电价补贴和上网电价 (FiT) 计划，再次大力呼吁开发可再生能源。FiT 面向项目开发商推出优惠价格并签订长期合同，鼓励利用地热资源向国家电网供电。在政策的激励下，60 多个地热发电厂拔地而起，每个发电厂的发电量高达 2 Mwe（兆瓦电），遍布 45 个地热田。这些小型地热发电厂的独特之处在于风险较低、投资要求较低而且无需大量勘探即可投入运营，这些优点使之成为其他地区项目的典范。

地热能的工作原理

地热能利用地壳内储存的热量。人类采用钻探技术，利用液体提取热量，然后再输送到地面。在地面上，热量从液体中提取，并转化为电能或直接作为热能使用。

不同深度和温度条件下都可能发现地热能，其中水热系统的开发最为广泛。此类系统将水注入深层渗透性岩石缝隙，建立热循环通道。

温度不同，地热能的利用方式有所不同，可分为以下三个等级：高温（150°C 以上）、中温（90-150°C）、低温（90°C 以下）。

高温地热能是理想的发电来源，而中温地热能则用于空间供暖、工业工艺和农产品应用。低温地热能用来为建筑以及温泉浴场和游泳池等热应用场景直接供热。[7]

Geothermal vs other nerGy tyoes

地热发电

干蒸汽、闪蒸和二元循环是发电厂用来将地热能转化为电能的主要技术[8]。干蒸汽发电站直接从地热储层中提取蒸汽，再将蒸汽输送到与发电机相连的蒸汽涡轮机以发电。最后，将排汽排进冷凝器，实现最佳利用效率。小型机组背压装置将排汽直接释放到大气中，不失为一种更简单、更具成本效益的解决方案。

闪蒸技术利用两相地热流体，是全球现有地热发电厂目前最常用的方法。该工艺在低压条件下通过闪蒸来汽化地热流体，分离蒸汽成分与液体成分。蒸汽通过与发电机相连的涡轮作膨胀功以发电。排汽排进冷凝器或释放到大气中。进一步闪蒸分离出的液体成分可产生额外电力。

二元循环发电厂将地热流体中的热量传递给沸点较低的二次工作流体，通过闭环系统发电。二元循环发电厂可在较低温度条件下运转，而且能够利用低至 70°-80°C 的地热资源发电，优势十分显著。

井口发电机是一种功率小于 10 MWe 的模块化装置，为地热田开发阶段早期创收提供了颇具吸引力的解决方案。井口发电机利用现有井，不仅可以缩短投资回报时间，而且具有多重优势，例如，管道长度较大型发电厂更短，安装时间也更短。

新兴市场的潜在颠覆者

包括若干新兴市场在内的 80 多个国家和地区已然成为重要的地热发电者。2022 年，印度尼西亚以 2,356 兆瓦发电量成为世界第二大生产国，菲律宾（1,935 兆瓦）、斯里兰卡（1,682 兆瓦）、墨西哥（963 兆瓦）和肯尼亚（944 兆瓦）紧随其后[9]。目前，部分国家和地区正在调整财政框架，以期吸引更多投资，推进地热能源的发展步伐。

这些新兴经济体意识到地热能的巨大潜力，纷纷确立宏伟目标，增加地热能在能源结构中的份额。印度尼西亚严重依赖煤炭发电，计划到 2025 年实现可再生能源占发电总量的 23%。为支持这一目标，该国政府向国有地热开发商 Pertamina Geothermal Energy (PGE) 划拨高额资本支出预算。2023 年 PGE 获得 2.5 亿美元资金支持，预计到 2027 年有望达到 16 亿美元。这些投资可以让 PGE 将地热发电能力从大约 700 兆瓦提升到 1,300 兆瓦[10]。

为吸引投资，印度尼西亚一直在积极寻求与外国企业建立伙伴关系。例如，在日本国际合作署的支持下，Mitsubishi Power 与 PGE 建立合作关系，在 Lumut Balai 2 期地热项目电站建造了 55 兆瓦机组。

PGE 还与意大利 Exergy 签署谅解备忘录，研究在本国联合开发地热能源[11]。意大利是世界第八大地热发电国。

另外，印度尼西亚还加强与阿联酋企业的伙伴关系，例如 Masdar，该公司收购了 PGE 首次公开发行股份并已提供首笔地热投资。

菲律宾同样致力利用地热能，力争到 2040 年实现可再生能源占能源结构 50% 的伟大目标[12]。在此期间，该国计划将地热发电能力提升 75%，目前正在制定行业发展激励政策。例如，菲律宾地热生产公司（隶属于当地企业集团 SM Investments）宣布计划开发 5 个新的地热项目，预计将增加 250-400 兆瓦容量。为吸引外国投资，菲律宾政府取消本地所有权要求，允许外国公司 100% 掌控资产所有权。

肯尼亚不仅建造了非洲首座地热发电厂，而且 2020-2021 年间，地热发电占肯尼亚发电总量的 48%。这也意味着，未来发展前景将更加广阔。肯尼亚制定了宏伟的绿色发展目标，力争到 2030 年将地热发电能力（目前为 944 兆瓦）扩大到 1,600 兆瓦，到 2037 年扩大到 10,000 兆瓦，相当于现阶段能力的 10 倍[13]。

与印度尼西亚一样，肯尼亚也需要外国投资和技术。2023 年 3 月，肯尼亚主办了意大利-肯尼亚地热商业和投资论坛，并与澳大利亚可再生能源公司 Fortescue Future Industries 和独立电力生产商 Globeleq 签署了绿色能源和制造投资协议。这些计划包括在奈瓦沙建立 300 兆瓦的绿色能源和肥料生产厂，厂房将利用地热资源供电[14]。

克服财务挑战

这些举措令人倍感振奋。迄今为止，成本仍是制约地热能开发的关键因素之一。倘若自身资金不足，就必须建立相关金融结构，以吸引投资者并维持长期投资。地热项目必须成为一种资产类别，即能够合理纳入传统投资机构（如养老基金）的投资组合。

这一点得到国际可再生能源机构 (IRENA) 的认可，该机构创建了全球地热联盟平台，呼吁全球地热生产商实现知识共享和协调发展。

其最新报告《地热市场和技术评估》[15]指出，地热项目需要投入大量前期资金，涉及众多固有风险，因而投资曲线十分独特。为确保开发阶段获得融资，通常会确立 15-25 年长期购电协议 (PPA)。

政府层面可以采取的改善措施类型包括：减免设备资本支出和业务开支税收，以提高地热能与其他能源的竞争力；直接补贴。日本的经历表明，上网电价 (FiT) 也不失为一种有效方法，即面向地热项目开发商推出优惠价格并签订长期合同，缩小地热能与其他能源的成本差距。

风险管理是另一项关键因素，尽管地热开发引发地震的情况很少。例如，2017 年，韩国因开发地热引发了一场 5.5 级地震[16]。因此，务必制定风险缓解、保证和保险计划，克服与地热项目相关的不确定性和风险，包括勘探钻井阶段的地下风险和油井产能下降。地热项目有利于降低碳排放，因而也是一种可以通过出售碳信用额度来利用碳市场创收的手段。

技术进步

地热发电的局限之一在于它仅限于火山地区或构造板块附近区域，如环绕太平洋的“火环带”[17]以及地中海和东非断层线，只有在这些地区，蒸汽才能透过现存的地球核心裂缝蒸发到地表。

Pacific Ring of Fire

迄今为止，上述因素仍会妨碍增强型地热系统（EGS，最有力的地热能技术之一）的发展。EGS 利用深层地热资源，但由于围岩渗透率低，通常不具备经济可行性。EGS 将流体高速注入地下，促使深层岩石断裂（称为“水力压裂”），从而创建通道，让水到达可及的深度和沉积物，克服渗透率限制。这意味着只要地下存在热量，EGS 就可以利用地热能发电，这是它的优点。不过，费用十分高。

随着美国地热初创企业 Quaise Energy[18] 开发的钻探技术问世，所有一切都可能发生转变。Quaise Energy 系统对现有的回旋加速器技术（通常用于核聚变研究）进行了改造，最深可钻入地下 12 英里（约 19 公里），利用温度超过 400°C (752°F) 的超深地热能源。这项颠覆性技术使得不再需要水力压裂，因而可避免像其他地热系统一样引发地震。此外，Quaise 的钻井技术快速高效，有望利用现有的 1 兆瓦回旋加速器在百日内完成钻孔。

Quaise Energy 提出了宏伟的钻井技术发展目标。公司计划在 2024 年之前现场演示该系统，2026 年实现蒸汽提取，2028 年实现商业化。目标是将平准化度电成本 (LCOE) 降至 20-40 美元/兆瓦时。这样，地热发电就可以与最具价格优势的风能和太阳能发电直接竞争，成为极具经济可行性和环保优势的能源选择。由于能够钻得更深并且可开采温度更高的地热资源，无论构造活动如何，世界各个国家和地区均可利用 Quaise Technology 的方法实现地热发电。

化石燃料技术的未来

地热能的另一项优势在于，它可以“依靠”化石燃料行业的基础设施和地下勘探经验。例如，Quaise Energy 计划将退役的燃煤发电厂改造成地热基荷中心，充分利用原有的设施和电网连接。重新利用废弃的碳氢化合物田是另一种地热能生产途径。例如，印度 Cairn Oil & Gas 与 Baker Hughes 签署协议，从位于拉贾斯坦邦的油田生产地热能[19]。

性能优于电池

研究表明，EGS 技术可以比锂离子电池更有效地储存过剩的太阳能和风能[20]。例如，普林斯顿大学与领先地热开发商 Fervo Energy 的合作表明，先进地热储层可以采用热水或蒸汽的形式储存过剩电力。当无法获得可再生能源时，可以用这些储存的热量来发电。地热储层的储存能力是另一项优势，而且建造过程不会产生额外成本。这项突破可以使新一代地热发电厂脱离传统基荷运营模式，并与风能和太阳能供应商一样创造重要价值，从而增强全部三种可再生能源技术。

Geothermal vs other nerGy tyoes

从资金和技术发展角度来看，地热能的未来前景广阔，这是显而易见的。尽管地热能面临种种挑战，但发展势头迅猛，投资不断增加，这表明进展十分显著。

截至 2021 年，全球地热发电量高达 16 吉瓦 (GW)。全球最大的水力发电厂（三峡大坝）发电容量高达 22.5 吉瓦，相比之下，地热发电量似乎微不足道，但我相信地热能还有很大潜力尚未开发，只是有待实现而已。

经过不懈努力和不断投资，地热能的影响力将持续扩大，为全球能源结构做出重大贡献。尽管仍有大量挑战有待克服，但全球项目稳步增长，表明人们日益认识到地热能作为可靠和可再生能源的优势。地热能可以利用地球的自然热量，为地球实现可持续的低碳未来发挥重要作用。

[1] 尽管坦博拉火山喷发的威力较 900 英里（约 1,400 公里）外的喀拉喀托火山高出 10 倍，但却不那么广为人知，部分原因在于当时条件有限，口口相传的传播范围狭窄，而帆船却能够远渡重洋。喀拉喀托火山于 1883 年喷发，当时电报已经问世，因此火山喷发的消息迅速传遍全球。

[2] https://experts.illinois.edu/en/publications/itamborai-ithe-eruption-that-changed-the-worldi#:~:text=When%20Indonesia’s%20Mount%20Tambora%20erupted,for%20more%20than%20three%20years

[3] https://pubs.usgs.gov/fs/2000/fs036-00/

[4] https://www.energy.gov/articles/doe-launches-new-energy-earthshot-slash-cost-geothermal-power

[5] https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment

[6] https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment, 第 32 页

[7] https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment, 第 14 页

[8] https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment, 第 16 页