作为一种储量大、分布广、清洁环保的可再生能源，地热发展越来越受重视。随着2017年首份国家级地热规划发布，我国地热开发利用进入一个全新机遇期。然而，规划发布后的一年多来，地热发展并未“借势东风”，其在发电、供暖等方面的应用依旧缓慢。
究竟是什么阻碍了我国地热的发展？我国地热开发还需重视哪些关键技术？日前，中国能源研究会地热专业委会专家委员会主任、国际地热协会理事郑克棪向记者展开分析。
文丨朱妍
中国能源报记者
发展现状远低于预期
中国能源报：2017年初发布的《地热能开发利用“十三五”规划》（下称《规划》），为地热发展带来新机遇。一年多过去，其开发利用的进展如何？
郑克棪：长期以来，地热能常被放在太阳能、风能等可再生能源的“等”字中一略而过，不为大多数公众熟知。去年首次在国家层面明确专项规划，尽管业内一片欢呼，认为地热盼来了“第二个春天”，但一年多来，实际成绩并不尽如人意。
地热发电方面，去年新增装机容量仅为1.4兆瓦。其中包括，云南瑞丽钻井上马的3台400千瓦机组，及四川康定小热水地热田钻成高温热井后安装的200千瓦发电机组。这一体量虽突破了2016年的“零进展”，但相比《规划》提出的2020年新增装机容量50万千瓦目标，差距甚远。
地热供暖方面，对北方冬季清洁取暖在技术、经济上的可行性评估发现，地热供暖优势突出，尤其是地源热泵更为适用。但仅以北京为例，去年改造中“煤改气”占比12%、空气源热泵占67%、蓄热电暖气占19%、地源及太阳能各占1%，真正实现地热供暖的几乎为零。按照《规划》，2020年京津冀地区地热能年利用量要达约2000万吨标准煤，但至目前，北京尚无一口真正意义上的地热井。
中国能源报：这一发展情况目前在国际上处于什么水平？
郑克棪：以地热发电为例，我国目前在世界25个采用地热发电的国家中，已长期徘徊在30兆瓦的体量，排名第18位。但实际早在上世纪70年代，我国便已建成7个中低温地热发电厂，总装机容量1550千瓦。从技术上看，我国并不落后。
然而，受“技术上可行、经济上不可行”观点的影响，当时6处电厂陆续关停，地热开发就此“遇冷”。同期在国外正为降低成本、提高效率而努力研究，效益不断提高，而后再生产、再研究。相比之下，我们停顿、落后了，可以说，我国丢失了30年的地热发电研究，应吸取教训。
回灌技术存误解
中国能源报：究竟有哪些因素阻碍了我国地热产业发展？
回灌是指为避免地热废水直排引起地热水位下降而采取的措施，主要包括砂岩回灌、裂隙热储回灌技术。目前，不少管理者提出强制采灌均衡、100%回灌、“以灌定采”等要求，否则不予批准开采。我认为这是矫枉过正，并无必要。
一方面，尽管各地区地质条件不同，砂岩回灌却是国际公认的一项难题，有时在技术上的确无法实现100%回灌。但国际通用观点是，技术、经济综合考虑，如果经多次过滤、加压回灌的设备和用电开销比利用地热水水量收益还高，就成了“赔本买卖”。
另一方面，大地并不是一个封闭的“盒子”，越往地球中心温度越高，表面热量如被取走，地心的热量就会逐渐补充过来，因此地热属可再生能源，不准消耗是一种认识误区。如北京通过合理技术手段，可实现规模化生产性回灌，尽管未达到100%，但将年均下降水位控制在1米左右，按照100年下降100米的速率计算，并不会造成百年后抽不上水的困局。从技术层面，地热资源做到可持续开发就是最佳目标，就能最大限度利用地热资源。
中国能源报：那么，我国现有哪些经济、优质的回灌技术？
郑克棪：有些开发商为图便宜，请地方钻井队钻井，质量也无保障，造成抽水出砂、回灌就堵塞。对此，我国专业地热院所的成绩较为突出，如北京小汤山地热田灌采率为54%，去年北京4个地热田的水位仅抬升0.33-1.22米；天津每年回灌地热水1000万立方米，体量为全国最大。
根据京津两地经验，要做好回灌技术还需重视每个环节，全流程的监测不可缺少。首先从钻井环节就应保证优质井，天津甚至还创造了砂岩回灌井新的成井技术。同时，重视一切经过试验，认真做好回灌水的过滤、精滤，根据需要适当加压回灌，适时做好灌后回扬，及回灌研究和模型预测。
关键技术待突破
中国能源报：除回灌技术外，地热开发还需从哪些方面进行技术突破？
地热发展如何突破？我认为从现在起持续努力，有望至2030年前后完全成熟才可能出现转机，目前则处于地热开发的关键时期。
例如，从地热发电来看，国家要求加强高温地热资源勘探任务，积极为“十三五”和今后地热发电做准备，但这需进行地质调查、地球化学及物理勘查，然后在选定的位置钻勘探孔，钻井完钻后再做产能测试等技术，实施过程难免耗时。科技部“十二五”《中低温地热发电关键技术研究与示范》项目的成果可供利用，但还达不到产业规模。预计到2020年，可实现“十二五”目标的3倍，装机容量达15万千瓦。
从浅层地温能供暖看，热泵技术是其发展关键。2007-2010年是我国地源热泵发展最快的时期，年累计增长率超过40%；2010年后年均增长率仍高达27%，远高于世界同期18%的增速水平。按照“十三五”期间达到11亿平方米的目标，5年需增加7亿平方米，相当于平均年累进增长率22.5%，继续加把劲，这应有可能完成。
从干热岩来看，利用增强地热系统技术（下称“EGS技术”）进行开发，是被称为“21世纪地热能未来”的世界前沿技术。常规高温地热能受制于地质条件，而干热岩基本不受地域影响。在相距数百米的地下钻两个400米或更深的井，用压裂技术在两井之间造出连通的人工裂隙，一口井注入凉水，另一井中就能产出高温蒸汽和热水，供地热发电及余热利用。
2011年以来，法、德等发达国家相继建成千千瓦级EGS电站商业运行试点，破解常规高温地热资源的局限。我国现仍处EGS研究关键阶段，要在2050年实现1500万千瓦干热岩EGS发电，需首先在2020年左右突破千千瓦级发电，以保障后续加速发展。