美国地热能利用概述及技术创新发展趋势-地热发电-地热供暖

由美国能源部(DOE)和国家可再生能源实验室(NREL)联合编制的《2021年美国地热发电和区域供暖市场报告》，反映了2019年美国地热发电和地热区域供暖的发展现状、发展预测及地热能开发利用技术创新发展方向。

美国的地热能发电装机量位于世界首位，地热发电技术处于世界领先地位，但近年来，美国地热发电发展相对缓慢。由于美国有更廉价的天然气资源作为供暖的主要来源，所以，地热能区域供暖的发展较为滞后。从未来的地热能开发利用技术创新发展方向来说，美国关注增强型地热系统技术、闭环工质循环地热技术、地热发电灵活调度技术、地热盐水锂提取技术、地下热能存储技术、油气地热伴生开发技术、超临界地热技术和地热能微网技术。

一、地热发电

(一)发展总体概况

目前美国共有93个地热发电站，总装机容量为3673MW。近年来，美国地热发电装机量增长缓慢，根据统计，从2015年至2019年期间，美国新增了7个地热发电站，总装机容量186MW，但同期11个地热电站退役，总装机容量103MW。

图1 美国地热发电总体概况

(注：净容量定义为全年地热发电量除以全年地热发电小时数)

技术路线上，美国地热发电以干蒸汽发电技术和闪蒸法(含单级闪蒸、双级闪蒸和三级闪蒸)发电技术为主，自2000年至2020年以来，美国新增地热电站中，几乎均为双级闪蒸法发电技术系统，仅有一家为三级闪蒸系统。服役年限上，美国已经有超过64%的地热电站服役年限超过30年，在运20-30年的地热电站占6%，在运10-20年的地热电站占13%，在运小于10年的地热电站占17%。地域分布上，加州和内华达州拥有美国温度最高的地热资源，因此这两个州的地热发电量占美国地热发电量的90%以上，其余主要分布在阿拉斯加、夏威夷、爱达荷、新墨西哥州、俄勒冈和犹他州，加州共计有51座地热电站，总装机容量2627MW，内华达州共计有28座地热电站，总装机容量797MW。价格成本上，地热发电的成本在59美元/MWh到101美元/MWh之间，仍然高于燃机发电和风电光伏的发电成本，美国的地热发电成本预计到2050年将降至42美元-77美元/MWh之间。

图2 不同技术路线的美国地热能发电站装机容量分布

(二)项目开发障碍

1. 技术障碍

(1) 针对识别和开发优质高温地热资源，未来需进一步开发先进勘探开发技术; (2) 地热钻井成本较高从而导致项目前期开发成本高，未来需要进一步开发高效经济的地热钻井技术; (3) 进一步研发长时间、可持续、高循环量的EGS循环系统。

2. 政策障碍

(1) 以美国现有的PPA协议电价体系，地热发电难以被发现优势并获得合理的PPA协议电价;

(2) 根据美国《国家环境政策法》，位于联邦管理土地上的地热项目在整个开发过程中最多可接受六次环境审查。此外，各级审查均有严格要求，地热项目开发的时间框架可能长达7至10年。

3. 公众认知

民众普遍缺少对地热能的正确科学认知，地方政府和民众普遍认为开发地热能具有高危险性和高成本。

(三)未来发展预测

自2019年底以来，已经签署了9个新的地热能项目PPA电价协议，分别位于加州(6个)、犹他州(1个)、夏威夷州(1个)和阿拉斯加州(1个)。装机容量3MW-46MW，PPA电价67.5美元-74美元/MWh，协议年限20年-30年。

根据在一般发展场景、政策促进场景、技术革新场景三个场景下对美国未来地热能发电装机的预测：一般发展场景下，到2050年，美国地热装机的夏季净容量将从2.5GW增加到6GW;政策促进场景下，到2050年，美国地热装机的夏季净容量将增加至13GW，这一预测接近于美国能源信息署(EIA)的预测;在技术革新场景下，到2050年，美国地热装机的夏季净容量将增加至60GW，其中45GW源于干热岩增强型地热系统的贡献。(注：夏季净容量即为夏季总发电量除以夏季发电小时数)

二、 区域供暖

(一)发展总体概况

在美国，地热区域供暖项目最初是在高品位水热型地热资源附近开发的，但该技术正在向中-低品位水热型地热资源地区扩展。目前，美国共有23个地热区域供热系统，总容量超过75MWth。

图3 美国地热区域供暖项目安装数量

商业开发上，美国的地热区域供暖大部分还未开发，直接利用地热能只提供了美国目前总用热需求的0.1%，原因主要有两点，一是当前美国天然气价格较低，鼓励地热能供热的驱动力不强，二是民众和地方政府对地热区域供暖技术没有足够重视。区域分布上，美国所有的地热区域供暖项目均位于美国西部，2000年以来新安装的4个项目全部位于加州和俄勒冈州。装机规模上，系统的容量范围从0.1 MWth~20 MWth以上，平均装机容量4MWth。服役年限上，美国82%的地热区域供暖系统已经使用了30年以上，剩下的18%中，有一半已经超过了10年服役期。利用情况上，美国地热区域供暖系统的平均利用率为23%，这种低利用率主要归结于经常无法满负荷运行及供暖的季节性原因。成本价格上，美国地热区域供暖的成本在15美元~105美元/MWh之间，平均54美元/MWh，在这23个商业项目中，有10个获得了美国能源部的贷款和赠款支持。事实证明，联邦、州和地方资金支持对发展美国大多数现有区域供热项目至关重要。

(二)项目开发障碍

1. 技术障碍

(1) 高等级地热资源和供热需求逆向分布特征，美国地热资源丰富的地区位于美国西部，而供热需求旺盛的地区位于美国东部，且美国的用热、用冷系统多样性大，改造过程复杂;

(2) 针对识别和开发优质高温地热资源，未来需进一步开发先进勘探开发技术。

2. 政策/市场障碍

(1) 美国的地热采暖和制冷技术并未受益于一些州的碳核算机制，如排放交易或可再生能源组合标准(RPS)，天然气作为一种廉价的供暖能源品种，相比于地热供暖更具有经济性;

(2) 与其他国家甚至其他可再生能源技术相比，缺乏联邦或州政府的激励措施，如补贴或税收抵免;

此外，美国的能源基础设施以蒸汽管道为主，若采用地热供暖，则需要对地热供应的热水分配系统进行改造。

(三)未来发展预测

根据对一般发展情景和技术革新情景下的模型预测结果，在一般发展情景下，技术、经济和市场潜力分别为27000 MWth、2800 MWth和1000 MWth;在技术革新情境下，经济和市场潜力分别为27000 MWth、4600 MWth和1600 MWth。如果将增强型地热开发技术和区域供热技术考虑在内，则相应数值最高可高出两个数量级。

三、 新兴技术

(一)增强型地热系统技术

增强型或工程型地热系统(EGS)在两个或多个钻孔之间建立水力连接，以实现流体循环。这使得低渗透岩石中的热量可以被用来生产地热能。渗透率可以通过水力(或机械)增产来提高。

美国已经开展了数个示范项目，其中有3个项目仍然处于活跃度比较高的状态。由美国能源部支持的EGS示范项目在地热能研究前沿天文台(FORGE)开展。FORGE站点位于犹他州米尔福德附近，旨在通过专注于现场规模的测试和监测，为开发EGS资源创建一个可复制的过程，从而加速EGS的研究和开发。相关的FORGE 路径图确定了EGS的关键研究领域:增产计划和设计、裂缝控制和油藏管理。犹他 FORGE团队最近完成了该项目的第一口大斜度深井的钻井，钻井时间不到最初预期的一半。该井将作为注采井对的注入井或生产井，深度温度接近226°C。目前，FORGE站点包括一口试验井和三口地震监测井。2020年7月，美国能源部地热技术办公室(GTO)组织Cyrq Energy、Ormat 和相关高校联合开展改善勘探开采前沿技术研究，以便为在内华达州和加州开展现有地热田勘探、识别、访问、创建和管理EGS资源进行技术储备。美国能源部还资助了EGS协作项目，该项目是位于南达科他州铅市桑福德地下研究设施的一个现场实验室，一个合作团队正在进行EGS储层创建和模型验证的测试。

(二)闭环地热技术

闭环地热(CLG)能源系统使用密封的井来使热传输流体在地下循环，这样就不需要从渗透性岩石地层中流动地热流体。然而，在致密岩石中，为了克服井筒附近有限的热补充，可能仍然需要渗透率。CLG可能能够在广泛的温度和岩石条件下产生热能和动力，包括低温沉积带和高温干岩层。CLG还增加了可行的地热项目的数量，因为它可以用于以前不生产的地热井。随着时间的推移，由于储层热水化学变化，地热井可能会启动或不再生产。CLG还可以应用于高温地层的枯竭油气井。对现有井进行改造而不是钻探新井，将降低地热项目固有的高钻探风险和成本。由于没有流体流失到周围的地层中，因此可以简化环境允许的过程，并替代热传输流体(如超临界CO2)，在一定条件下可能优于水。虽然CLG还没有商业化，但有一些正在进行的示范项目。在Coso地热田，GreenFire Energy公司在一个现场规模的闭环系统中安装了一个井下热交换器，目标井有几兆瓦的潜力，但由于不凝气含量高而没有使用。水和超临界CO2被成功地用作热传输流体。水产生不含不凝气体的蒸汽，将超临界二氧化碳加热直接发电。Eavor技术公司最近完成了位于加拿大阿尔伯塔省的Eavor-lite示范项目。Eavor-Lite是一个全尺寸原型闭环系统。钻井和施工于2019年8月开始，该设施于2019年12月投入使用。

(三)地热发电调度技术

可调地热能在技术上是可行的，并已在夏威夷的普纳合资企业进行了演示。地热发电厂可灵活运行，提供辅助和电网可靠性服务(如电网支持、调节、负荷跟踪、旋转储备、非旋转储备、替换或补充储备)。曾经有地热发电厂过去提供灵活的模式，但由于需求低、设备额外压力带来的运营和维护成本高，以及水力发电、煤炭和天然气发电成本较低，这种模式在20世纪90年代初停止。由于地热发电厂的经济性主要取决于资本成本，而且运行成本相对较低，因此运营商倾向于基础负荷发电，以实现收益最大化。部署可调度地热更多的是一个经济问题而不是技术问题。需要进一步的研究来评估灵活地热操作的经济参数，以及未来电网对基负荷与可调度地热发电厂的要求。

地热能作为可调性资源的价值可能随着灵活可再生能源的高渗透而增加。例如，在孤立或岛屿电网中，需要灵活的可再生能源。在夏威夷，普纳地热投资工厂代表了第一个完全可调度的地热工厂。2011年，普纳地热风险投资公司和夏威夷电力照明公司达成了一项8MW的扩建协议，该电厂已扩展到38MW，其中16MW的灵活产能。在欧洲也有柔性地热的例子，在德国慕尼黑有5个柔性地热发电厂，其中3个还向集中供热网络提供热量。

(四)混合地热技术

混合地热技术是采用“地热+”的能源形式，以地热能和其他能源相结合，形成多能互补系统，实现能量梯次利用。未来主要关注的是热电发电技术，包括太阳能热电、煤炭热电和天然气热电混合发电系统。地热能还可用于工艺热应用，如从化石热电厂捕获二氧化碳和热脱盐，地热能可增强压缩空气能量存储等。

(五)矿物质(锂)提取技术

绿色低碳技术的蓬勃发展推动了锂、稀土元素的需求。锂主要是从富含锂的海水、地下热盐水或岩石中提炼获得。现阶段，美国进口的锂主要来自于阿根廷、智利和玻利维亚。如果能充分利用美国的地热盐水高效开采锂资源，将大大丰富美国的矿产资源。美国最丰富的地热盐水锂矿资源位于美国加州的索尔顿海，地热锂浓度400mg/L。美国加州能源委员会已经关注在该地区提取锂资源技术的研发，并期望以此为依托在美国创造“世界级的锂产业”。美国公司Lilac Solutions与澳大利亚公司Controlled Thermal Resources(CTR)合作的美国加州索尔顿海盐湖地热盐水锂矿，凭借其创新的锂回收技术，吸引了比尔·盖茨旗下风投Breakthrough Energy Ventures(BEV)的2000万美元的投资。该技术用独有的离子交换珠技术取代了传统的蒸发池方法，能够连续高效率地处理地热盐水，从而提纯出电池级的锂产品。该技术不仅可以降低生产成本，还能充分利用低品位的资源。此外，美国能源部也在开展地热锂资源开发相关技术的研发支持。

(六)地下热能储存技术

地下热能储存(Thermal Energy Storage, TES)是利用地下的自然热容来存储热能供以后使用。

含水层TES在地下含水层中以适中的温度储存热能。大多数含水层TES系统位于荷兰，井深通常为10米~150米。这些含水层可以位于松散的沉积单元、多孔的沉积岩(如砂岩或石灰岩)或破裂的硬岩层中。根据适用温度范围划分，含水层TES有三种不同类型：在温度超过60°C的深层含水层中可以进行高温存储，中温储存范围为30°C~60°C，地下几百米的低温储存通常限制在30°C以下。含水层TES系统已经在世界各地应用，欧洲有许多成功的系统。含水层TES在美国要有限得多，但在新泽西州的理查德·斯托克顿学院有一个含水层TES项目，在明尼苏达州、俄亥俄州和马里兰州也进行了含水层TES的可行性研究。

储层TES利用地下的渗透层来储存热能。储层TES是一项新技术，存储温度可在70°C~100°C之间，目前应用较少。使用的储层通常比用于含水层TES的储层更深、更热，其特点是几乎不流动，这使得TES更容易控制。随着热散失率的降低，储层TES的效率会随着时间的推移而增加，储层TES已被证明是大型建筑的一种可行的热能来源。

其它TES技术，利用地下空间如坑、矿山和洞穴存储热量的方式虽然尚未得到广泛应用，但已经从基础研发阶段步入了实践示范阶段，欧洲已经有少数项目利用矿井TES作为低温热源加热建筑。

(七)油气与地热联产开发技术

油气沉积盆地拥有丰富的地热资源，油气与地热联产技术日益受到关注。在美国，许多沉积盆地已经钻探石油和天然气，留下了大量的钻井记录和地质地层、温度梯度和其他储层性质的特征，可以利用这些特征进行低成本和低影响的地热开采。通常情况下，采出水与碳氢化合物的比值会随着时间的推移而增加，这意味着在油气储量不断减少的地区，油井可能会成为地热联合开采或转化的重要选择。利用油气井生产地热能有两种方法：一是，利用相关已有的钻井装备用于地热资源开采;二是，利用这些油气井开采油气资源的同时，伴生产生地热资源。在这两种情况下, 重复使用现有井可以避免新井昂贵的钻井成本，并提高社会接受度。怀俄明州落基山油田测试中心的一个项目已经得到了该项技术的验证，该项目使用油井联合采出的地热水为一个250kW的有机朗肯循环(ORC)地热发电装置提供热源。未来，通过改进现有的油气装备以使其更加高效地开展油气伴生地热资源的地热能开采利用，将是一种重要的趋势。

(八)地热供冷技术

地热能制冷是地热能综合利用的一个重要方面，在美国的大部分地区，制冷比供暖更需要。在阿拉斯加州的切纳温泉，吸收式制冷机的运行成本还不到备用系统的三分之一。

(九)超临界地热技术

超临界地热流体(>5km，>400℃)比目前深度(~3.5km)和储层温度(<350℃)的常规地热流体相比，提供的能量要更大，据估计，超临界地热资源的能量潜力至少在一个资源区域达到十亿瓦规模，每口井的能量是常规热液资源的10倍。传统的钻井和完井技术、井下工具和地面设备不适合这些系统的极端温度和腐蚀性流体化学成分。在冰岛钻出的第一口超临界井(IDDP-1)产生了极具腐蚀性和研磨性的流体，该井进行了1年多的流动测试，并证明其产量可超过36MW。冰岛第二口超临界井IDDP-2没有进行测试，原因可能是流体的腐蚀性导致套管损坏。然而，该井的钻井深度为4.7 km，井底温度估计为535℃。这证实了即使是含有海水成分的流体也达到了超临界域，冰岛深井钻探项目IDDP-3的第三口深井计划在未来几年进行。此外，新西兰等地热资源丰富的国家也开展了超临界地热能开发技术的布局。

(十)地热能微网技术

尽管在美国，地热几乎只用于大型电网项目，但地热技术也能在微电网规模上提供电力。许多小型项目，包括并网和隔离，已经成功运行了多年。它们提供了柴油发电机的替代方案，而柴油发电机通常用于远程发电。几个不断变化的市场条件正在提高地热微电网的竞争力，包括碳核算、小规模地热发电的技术改进(特别是ORC涡轮机效率、井口发电和设计优化)，以及批量生产的模块化系统的可用性。

成功的小型地热发电厂在孤立和并网的环境中都有应用，通常与级联直接使用项目相结合，以提高项目的经济效益。泰国清迈附近的方氏地热系统采用低温热源(116°C)， ORC系统自1989年以来一直持续运行，余热用于冷藏、作物干燥和水疗。自2006年以来，一个680kW的孤立地热微电网一直在阿拉斯加的切纳运行，第一年的运行节省了超过65万美元的柴油燃料，并将电力成本从0.30美元/kWh降低到0.05美元/kWh，该电厂利用了世界上温度最低的71ºC地热发电源，利用接近冰点的河水和季节性零度以下的空气温度进行发电循环散热。总的来说，该工厂多年来进行了一些改造和完善，余热用于区域供暖、温室、利用吸收式制冷的季节性制冷、温泉疗养和其他用途。