□ 任杰 向征艰

　　国际能源署（IEA）在日前发布的《地热能的未来》报告中指出，新一代地热技术正在加速拓展可开发地热资源量，推动其成为稳定的清洁电力关键组成部分，并在供热和储能等领域展现出巨大潜力。报告强调，地热开发可通过整合油气产业产能和技术降低成本，并助力开发更深层资源。中国地热能开发潜力位居全球第二，到2050年地热发电有望成为清洁发电的重要增量。

　　地热开发新技术突破可大幅提高可开发资源量

　　传统地热能受资源限制难以规模化应用，新一代地热技术可大幅提高开发效率，拓展开发深度，突破资源地域限制。增强型地热系统（EGS）通过水力、热和化学刺激等手段提高了岩石渗透率；闭环地热系统（CLGS）通过在地下构建封闭回路可加速流体循环吸收热岩热量；高脉冲功率钻探、热冲击钻探等钻探技术可使得地热勘探深度超过3000米。

　　新一代技术有望扩大地热可提取资源规模，拓展开发利用场景。在发电领域，可发电量潜力比传统技术增长近2000倍。全球5000米浅地热资源量约5800万亿千瓦时，5000～8000米深度地热资源量约78000万亿千瓦时，发电潜力仅次于光伏。其中，中国地热发电潜力位居全球第二，海南、广东、福建为重点资源区域。在供热和制冷领域，全球5000米以内温度超90摄氏度地热资源可提取热量约8.5万亿吨标准煤，相当于3200亿千瓦热流持续25年，与现有化石燃料供热需求相当。中国、墨西哥等国多个大城市发展区域供热潜力巨大，菲律宾、印度尼西亚和中国部分城市的地热制冷应用前景广阔。

　　新一代地热技术将扩大多领域市场规模

　　地热发电市场前景广阔，成本下降将推动其快速发展。地热发电可以连续稳定运行，2023年全球地热发电装机的利用率超过75%，显著高于风力发电（30%）和光伏发电（15%）。在低成本情景下，预计到2035年，新一代地热项目开发成本将降低80%，带动平准化度电成本（LCOE）从目前的0.23美元/千瓦时降至0.05美元/千瓦时，2050年或将进一步降至0.03美元/千瓦时，届时其经济性或将优于水电和加装CCS的气电等低排放电源，与光伏和陆上风电配储相比也具备竞争力。预计到2050年，全球新一代地热发电装机将达到8亿千瓦，是传统地热发电的10倍，可提供全球电力供应的8%，贡献电力增量的15%。中国将成为全球最大市场，预计2050年地热装机容量可突破3亿千瓦，占全球40%。

　　地热将成为大规模低碳供热的经济性选择。在工业供热领域，预计到2035年和2050年，新一代地热的平准化供热成本可降至5美元/吉焦和3美元/吉焦，将替代化石燃料供热约1亿吨标煤和3.4亿吨标煤，占全球低温工业供热量的10%和35%。在区域供暖领域，预计到2035年和2050年，新一代地热热电联产（CHP）电厂的平均投资成本可降至3500美元/千瓦和2000美元/千瓦，其成本将低于新建天然气和生物质CHP。

　　地下储热将发挥调节电力系统灵活性的关键作用。地下储热可直接用于区域供暖和长时储能。地下机械能储存可利用储层压裂势能，在需求高峰驱动涡轮机发电，结合地热电厂运行。目前，欧盟和美国已有多个地下储热示范项目正在推进。

　　地热能与伴生矿物提取的耦合利用将大幅提高资源效率和经济可行性。地热卤水富含锂、二氧化硅、氦、锌等关键矿物，可通过矿热联合开发和基础设施共享降低成本。预计到2035年，地热项目可供应4.7万吨锂，占全球总需求的5%。欧美已在布局地热提锂项目，如美国加州萨尔顿湖地热田预计可年产2.4万吨锂。

　　油气企业成为地热资源开发的主力军

　　油气与地热开发具有显著的协同效应。资源勘查技术协同，地热资源评估可直接借鉴油气勘探的成熟技术。在钻井技术协同方面，应用于页岩气和致密油开发的定向钻井和水力压裂等技术可显著提升深层地热开采效率。在设施利用协同方面，废弃油气井的地热改造已在美英等国成功实践，为资产再利用提供了新路径。油气行业严格的安全标准和成熟的工程管理体系可适用于地热项目，共同应对风险，确保资源寿命与环境合规。

　　目前，油气公司正深度参与地热开发和运营。不仅提供钻井、完井、井场测量及实验室研究等关键技术支持，还以多种模式运营全球15%的地热发电量。整合油气行业技术服务能显著降低地热开发成本。地热开发整合采用油气行业技术服务体系，将引发直接应用现有油气技术带来的溢出效益，规模化移植油气生产流程的经济效应，以及油气行业强大的研发能力对地热技术的赋能作用，使传统地热技术成本降低50%，增强型地热系统（EGS）等新一代地热技术成本降幅可达80%。

　　作者单位：中国石油集团经济技术研究院