地热能与地热发电

地热能就是来自地球内部的热量。这些热量一部分来自地壳和地幔里放射性同位素的缓慢衰变，它们一直在不断补充热量；另一部分是地球形成时残留下来、至今还没散尽的热量。平均来看，从地表每往下 1 公里，温度大约升高 25-30 °C（即地温梯度）。而在板块边界、火山弧和裂谷地带，地温梯度可能陡上好几倍，在钻机够得着的深度里就能找到 200 °C 以上的热水。所以全世界几乎所有地热电站都建在这些热点地区。

在全球电力中，地热只占很小的一块，但这一块非常稳定。Ember 和 Our World in Data 的统计把它归在“其他可再生能源”里：2025 年约 89 TWh，占全球发电量的 0.3%。全球地热发电装机容量约为 15-17 GW，具体数字取决于数据来源和统计口径。地热真正的价值在于它的运行方式，而不在于装机规模。和太阳能、风能不同，地热电站不分白天黑夜、一年四季的出力都几乎恒定，因此是少数几种能提供稳定基荷电力的可再生能源之一。

地热发电怎样工作

一套常规的水热型地热系统，需要同时具备三样东西：热量、渗透性好的热储岩层，以及携带热量的水。生产井一般深 1-3 公里，有时还要更深，直接打进热储层。热流体沿井筒上升时压力逐渐下降，其中一部分可能闪蒸成蒸汽。流体到了地面以后，要么直接推动汽轮机，要么先经过换热器，再由换热器带动汽轮机。发完电的流体从另外的回灌井送回地下，这样既处理掉了其中溶解的矿物质，也有助于维持热储的压力。

温度决定了地热发电最基本的效率上限。地热流体的温度，比燃煤电厂或核电站锅炉里产生的蒸汽低得多，所以理论效率本来就很低：

在实际运行的电站中，高温闪蒸电站的净转换效率约为 10-20%，低温双工质电站只有约 5-15%。由于热量本身是免费的，效率低并不会增加燃料成本，但它意味着每 MW 装机需要打更多的井，抽取更大流量的地热流体。

地热电站的主要类型

干蒸汽

干蒸汽电站是最简单的设计：热储里出来的干蒸汽直接送进汽轮机。不过这样的资源在世界上很少见。其中最大的两处，是意大利托斯卡纳的拉德瑞罗（Larderello）和美国北加州的 The Geysers。拉德瑞罗早在 1904 年就发出了世界上第一度地热电，1913 年开始商业发电；The Geysers 则是全球规模最大的地热综合体，1980 年代末装机容量一度超过 1.5 GW。后来由于过度开采，热储压力大幅下降，从 1990 年代末起，人们把 Lake County 和 Santa Rosa 处理过的污水用管道送来回注补充，这才让电站的净出力保持在约 700-900 MW。

闪蒸

开发温度较高的资源（约 180 °C 以上）时，最常用的是闪蒸电站。承压的热水沿井筒上升，到达地面后一部分在分离器里闪蒸成蒸汽，再由蒸汽推动汽轮机。双级闪蒸电站则会把第一级分离后剩下的卤水，送进第二个压力更低的分离器，从中再多榨出一些能量。世界上主要的闪蒸地热田有新西兰的 Wairakei、肯尼亚的 Olkaria、菲律宾的 Tiwi 和 Makban、墨西哥的 Cerro Prieto，还有冰岛的 Hellisheiði。

双工质循环

在双工质循环电站里，约 100-180 °C 的地热流体流过换热器，把另一种低沸点工质（异丁烷、异戊烷或某种制冷剂）加热沸腾。这种工质汽化以后，在有机朗肯循环（ORC）中推动汽轮机发电。地热流体始终在封闭回路里流动，全程不接触大气就回灌到地下，所以直接排放接近于零。双工质机组采用模块化设计，单台容量一般从几 MW 到几十 MW 不等。按电站数量算，新建地热电站大多数是双工质电站，在美国、土耳其和德国尤其如此。

增强型地热系统（EGS）

增强型地热系统适用于岩石够热、但渗透性不够的地方，在那里人为地造出一个热储。具体做法是先高压注水，把岩石里的裂缝压开，再让流体在注入井和生产井之间循环取热。从原理上讲，只要钻到 3-7 公里深，EGS 几乎可以在任何地方开发地热发电。近几年的技术进展，很多直接来自页岩油气行业：水平钻井、多级压裂和聚晶金刚石钻头。2023 年，Fervo Energy 在美国内华达州的 Project Red 项目验证了商业规模的水平对井，该公司在犹他州的 Cape Station 项目，一期目标装机约 100 MW，后续还计划继续扩建。美国能源部（DOE）在犹他州的 Utah FORGE 场地，则相当于一座野外实验室。闭环设计则让流体在密封的井筒里循环，完全不需要压裂，这是与 EGS 相关的另一条技术路线。

直接利用和地源热泵

地热也可以直接当热来用，不必先转换成电。直接利用的方式包括区域供热、温室种植、水产养殖、温泉洗浴和工业干燥等。冰岛首都雷克雅未克的地热区域供热管网，几乎覆盖了整个首都地区，全冰岛约 90% 的住宅都用地热取暖。据 2020 年世界地热大会的综述（Lund 和 Toth）统计，全球地热直接利用的热功率超过 100 GW，但其中三分之二以上是地源热泵。

地源热泵其实是完全不同的另一种技术。它利用的不是火山带的地热，而是浅层土壤里的热量。浅层土壤的温度接近当地年平均气温（欧洲和北美大部分地区约为 8-14 °C），冬天可以当稳定的热源，夏天可以当散热端，COP 一般为 3-5。地源热泵几乎在哪里都能用，但运行时需要用电。你可以用地源热泵计算器给它选型。

主要国家

表中的装机数据，是根据 IRENA、ThinkGeoEnergy 和各国 2023-2025 年的统计取整得到的区间。国家页面：冰岛、肯尼亚、美国。

效率和容量系数

在所有发电方式中，很少有哪一种的容量系数比得上地热。按 IRENA 的统计，近期投运电站的全球加权平均值超过 80%，运营良好的地热田更是能超过 90%。如果看全部存量机组，数值要低一些，常在 70-75%，原因是部分老地热田的产量在衰减，另外，新西兰和美国等市场的一些电站现在改为灵活运行，不再保持恒定出力。热储管理在很大程度上决定了出力。如果开采速度超过自然补给，热储压力就会下降，运营方每隔几年就得补打新井来弥补出力的下降。容量系数计算器可以把地热的年发电量和同样铭牌容量的光伏或风电放在一起比较。

成本

地热项目的经济性，主要由前期的钻井决定。勘探和钻井可能占到项目总成本的 30-50% 甚至更多，每打一口井要花几百万美元，而且谁也不能保证这口井一定能出水出汽。这种资源风险出现在勘探阶段，那时项目还没有任何收入，所以它成了地热投资的最大障碍。正因为如此，地质风险保险和政府设立的公共勘探基金（比如肯尼亚、印度尼西亚和土耳其的做法）才发挥了这么大的作用。

• IRENA (2024)：2023 年新建地热电站的全球加权平均 LCOE 约为 0.071 美元/kWh，不过各个项目围绕这个数字分布得很分散。初始投资一般在每 kW 约 3,000 美元到 6,000 美元以上。
• Lazard LCOE+ (2024)：美国地热发电在没有补贴的情况下，成本约为 64-106 美元/MWh。
• NREL ATB 把水热型的闪蒸电站、双工质电站和深层 EGS 分开建模。EGS 目前的成本要高得多，但在先进技术情景下，预计会便宜很多。

地热电站一旦建成，运行成本就很低，也不用承担燃料价格波动的风险，经过翻新改造可以运行 30-50 年甚至更久。如果按每 MWh 稳定、可调度的电量来算，地热和其他低碳选项相比很有竞争力。用 LCOE 计算器可以直观地看到，高容量系数是怎样抵消高昂初始投资的。

土地、水和材料

**土地。**按单位能量计算，地热是地表占地最小的能源之一。一座几十 MW 的地热电站连同它的井场，只占几公顷土地，定向钻井还能让很多口井共用一个井场。横穿整个地热田的输汽管道，会再增加一些线状占地。

**水。**闪蒸和干蒸汽电站通常用冷凝下来的地热蒸汽给冷却塔补水，所以不太需要从外部取用淡水，不过冷却塔里的蒸发会让可回灌的流体变少。采用空冷的双工质电站，用水量极少。EGS 在压裂时需要用水，运行中还要补充循环损失，在干旱地区，这部分用水量加起来可能不小。

**材料。**地热电站用得最多的材料是钢制套管和水泥，另外井筒和换热器要用耐腐蚀合金，才能应对酸性或含盐的卤水。有些卤水，比如加州索尔顿湖（Salton Sea）一带的卤水，含有可以回收的锂，将来可能成为地热电站的一种新副产品。

全生命周期和直接 CO2 排放

和大多数能源相比，地热的排放波动范围更大，因为有些热储的流体里溶有气体，流体到达地面时这些气体会释放出来。释放的气体主要是 CO2，同时还有硫化氢（H2S）和少量甲烷。

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014)：全生命周期中位数 38 gCO2e/kWh，范围 6-79 g。
• 运行排放：世界银行 ESMAP 在 2016 年对全球地热电站做过一次调查，发现直接 CO2 排放从每 kWh 几克到几百克不等，加权平均约在 100 g 这个量级。那些把流体全部回灌的双工质电站，几乎没有任何排放。而建在富含碳酸盐热储上的闪蒸电站，比如土耳其西部部分地区和意大利的一些地热田，排放可能与燃气发电相当，甚至更高。（UNECE 2021 年的那份评估没有涵盖地热发电。）

好在减排技术一直在进步。冰岛 Hellisheiði 的 CarbFix 项目把 CO2 和 H2S 溶进水里，再泵入地下的玄武岩层，大约两年之内，这些气体就会变成稳定的碳酸盐矿物。意大利的地热电站则用 AMIS 装置，从排气中脱除 H2S 和汞。在土耳其和新西兰，越来越多的新电站把全部不凝气体回灌到地下，并把它当作标准做法。

安全和环境影响

诱发地震是地热开发最为人知的风险。大多数诱发地震只是人感觉不到的微震，但也有一些造成过破坏。瑞士巴塞尔（Basel）的 EGS 项目在 2006 年引发了 3.4 级地震，之后项目就此终止；在韩国，政府组织的调查得出结论，附近 EGS 场地的流体注入触发了 2017 年浦项（Pohang）5.4 级地震。在 The Geysers，每年都会发生数千次与回注有关的小地震。目前业内的最佳做法，是把详细的断层测绘、实时地震监测和“交通灯”规程结合起来，一旦监测值超过阈值，就减少或停止注入。

地热开发的其他影响还包括：没有减排装置的闪蒸电站附近的 H2S 臭味和毒性；地面沉降（新西兰 Wairakei 经过几十年不回灌的开采，局部地面下沉超过 10 m）；含砷、硼或汞的卤水该怎样安全处置；钻井和试井期间的噪声；以及对温泉和间歇泉可能造成的影响，这些景观往往具有文化和旅游价值。回灌和减排措施能解决其中大部分问题，按单位能量计算，地热造成的死亡人数也很低。

前景

一百年来，地热发电一直只能在地质条件得天独厚的地方发展。这种局面现在可能正在改变。IEA 2024 年的报告 The Future of Geothermal Energy 认为，借助油气钻井经验发展起来的新一代技术，也就是 EGS 和闭环系统，有望把地热发电带到世界上大多数国家。报告还指出，只要成本继续下降，地热可以满足 2050 年前全球电力需求增量的相当一部分，而新一代地热项目的成本到 2035 年可能降到约 50 美元/MWh。美国能源部此前发布的 GeoVision 研究也发现，只要钻井成本继续下降，到 2050 年美国的地热装机有望达到几十 GW。那些需要稳定、全天候清洁电力的数据中心运营商，已经成了新一代地热的第一批买家。

在印度尼西亚、肯尼亚、菲律宾、土耳其和新西兰，水热型地热还在继续增长，地热区域供热也在欧洲逐步推广开来，推广的国家包括德国、法国和荷兰。地热和出力波动的可再生能源可以互补：电力系统有了稳定的低碳出力，需要配的储能就更少。各地地热电站的位置可以在全球发电厂地图上查看，技术对比页面则把地热和水电及其他能源放在一起比较。