想要充分实现地热发电的价值,如何突破产业发展卡点?

平博·PINNACLE中国热能：当前,“双碳”目标持续推动能源转型。作为能量密度远高于其他可再生能源的地热能资源,能否再次得到重视和发展?

作为来自于地球内部岩石圈中的天然热能,地热能不仅储量丰富,而且是清洁低碳能源。和不同发电品种横向对比,地热发电有何特点?

地热发电最大的优势是低碳和稳定。

各种能源的二氧化碳排放差异巨大,不同能源的利用系数差异明显。比较各种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。天然气的碳排放率只是比煤炭少了一半,属中等排放。低排放的可再生能源中,生物质能和太阳能稍高,地热能、风电和水电最低。

能源的利用系数是指在一年8760小时中能被利用多少小时的百分率。以《中国统计年鉴》发布的数据计算,我国火电的利用系数在54%上下。水电和生物质能的利用系数分别为42%和52%,太阳能和风电的利用系数仅为14%和21%。地热能的利用系数为72%,核电的利用系数高达88%。地热发电没有波动性和间歇性,其等效利用系数达0.7%～0.9%,建设同容量机组能获得最大的电力产出,稳定性甚至可以同火力发电相媲美。羊易地热发电站是我国海拔最高的地热电站,每年可稳定发电8732小时,中间只需数小时的停电检修时间。相比之下,2022年我国风力发电年均利用小时数为2259小时,光伏发电为1202小时,水力发电为3500小时左右。因此,地热发电的年均利用小时数是水电、风电、光伏的2～7倍。

在我国,供热、温泉洗浴等地热能的直接利用已愈发受到人们的青睐。目前,地热发电的发展现状如何?

虽然地热发电优势明显,但令人尴尬的是,我国地热发电的建设规模落后于世界上很多国家。我国地热发电起步不算晚。1970年,我国成为世界上第8个地热发电国家,但近30年来发展缓慢。截至2022年底,全球地热发电装机量约1.6亿千瓦,我国地热发电装机量仅为5万多千瓦,占全球总装机量的0.3%。

20世纪70年代,我国建成了7处中低温地热发电站,其中1971年江西省宜春温汤67摄氏度地热发电创造了世界最低温度的地热发电纪录。但由于中低温地热发电效率低、成本高,大部分在运行数年后被放弃。

而高温地热资源在我国以西藏蕴含量最为丰富。20世纪70年代建成的西藏羊八井地热电站,发电量曾占拉萨电网的近一半,冬季可承担拉萨60%的用电,是国家地热能开发的成功范例。此后,近20年我国地热发电几无进展。

接过羊八井地热电站发展“接力棒”的是西藏羊易地热电站。从2009年开始试运行,到2018年羊易一期1.6万千瓦地热发电项目完成上网。机组每年连续运行均在8300小时以上。在此期间,羊八井电站采用国产闪蒸机组年运行近7000小时,但因回灌不够和设备老化,于2017年退役了900千瓦,并于2020年全部关停。2017年华能集团曾拟改造羊八井地热电站,但由于未等到上网电价补贴政策而放弃。

目前,我国地热发电仅剩羊易电站在维持运行,另有几处数百千瓦的小机组。羊易地热电站二期1.6万千瓦项目已进入可研报告编制阶段,计划投资4.8亿元,并规划在取暖、蔬菜温室、医疗和康养等方面展开应用。近几年,中核集团进入西藏谷露地热田进行勘查,2023年已成功钻成5眼地热生产井,产能超过拟开发的2万千瓦发电指标,平均单井产能达到5600千瓦,高产井成井率达80%以上,远超全球地热电站单井平均产能。目前计划进入建设阶段,并计划于2025年建成一期2万千瓦地热电站。

想要充分实现地热发电的价值,如何突破产业发展卡点?

地热发电项目建设成本主要集中在前期勘探钻井环节。勘探成功后,若建设规模小,将无法形成规模效应,会推升地热发电开发成本,从而陷入一种恶性循环。

不妨从世界地热发电的鼻祖——意大利拉德瑞罗地热电站的成功经验来探寻发展之道。此前相关文献表示,地热电站的生命周期为25～30年。而该电站建成至今已经110余年,近10年内仍保持稳定产出。究其原因,一是设备更新,至1990年已将38万千瓦老设备全部退役,逐步替换上了高效率的新设备,利用同样的地热资源可以发出更多的电,59.45万千瓦的装机容量已超过原有装机规模。二是提升地热资源利用效率,既加强了地热尾水回灌,从而缓解了衰减,又向深部和外围扩展钻成了一批新的地热生产井,新钻井的地热储层渗透性较差,但增加了氢氟酸洗井工艺以提高产能。

我国地热电站要实现有所盈利,可以像意大利拉德瑞罗项目模式那样,适时对设备进行更新换代,实现长期发展以获得更长久效益。所以,从长远角度看,地热发电是经济可行的。

“十一五”期间,风电装机5年增长了670倍。“十二五”期间,光伏发电装机5年增长了100倍。“十三五”期间,本来大有希望的地热能,仅完成了计划指标的3.6%。为何会造成这么悬殊的落差呢?其中的原因是,风电和太阳能发电都享受到了上网电价补贴,地热发电却没有补贴。由此可见,“卡点”在“补费退税”。

当前,与地热发电相关的法规政策函待进一步明确,例如电价补贴政策倾斜。美国、欧盟、土耳其、印尼等国家和地区均有地热发电项目的早期上网电价补贴。此前,我国风电和光伏都享受到了国家优惠政策补贴。“十三五”期间,我国地热发电没有全国统一的补贴政策。西藏地热发电项目的上网电价远低于内地,例如羊易地热发电站,此前的上网电价只有0.25元/千瓦时(北京是0.375元/千瓦时)。而且收回的电费里要除去运行成本消耗和税费,未见盈利,基本是赔本经营。不仅如此,按照2020年新出台的资源税法,将地热能列为能源矿产,并要求按原矿1%～20%或每立方米1～30元的税率标准征税。这项政策使得近一半的回收电费要支付地热资源税和水资源费。在目前电价水平下,地热发电难以吸引市场更多投入,企业积极性不高。目前,补贴后的羊八井电站含税上网电价为0.9元/千瓦时,并且已经纳入全国可再生能源电价附加分摊项目,经济效益较好。但由于我国地热电价补贴政策为一站一议,缺乏全国统一补贴政策,后续开发的地热电站收益预期无法保障。

我国地热发电的障碍并非不可克服。土耳其和印度尼西亚脱离矿产资源法而制定、实施地热法,对地热勘探的风险适当补助,对发电实施上网电价补贴,后续投资者蜂拥跟进,旋即扭转了落后局面,取得大幅增长。我国资源税法目前对地热能的收税,特别是对百分之百回灌的地热用户按水量收税的规定不够合理。改善这些方面,才是助力我国地热发电加快发展的“良方”。