地热对每个去过温泉的人并不陌生，然而，提及地热发电，许多人却只是略知一二。勘探风险高、技术不成熟、投资巨大等因素，成为地热发电市场化道路上不可忽视的障碍。
在接受《中国科学报》记者采访时，中国地质大学能源学院教授李克文表示，如何高效、低成本地利用地热能发电是目前亟待解决的关键问题，而有效开发和利用油气田伴生的中低温地热资源，则具有明显的经济效益。
沉寂的地热能
我国是以中低温为主的地热能源大国，地热资源十分丰富。国土资源部发布的官方数据显示，我国的地热能源潜力接近全球的8%，大陆地区3000米至1万米深处干热岩资源总计相当于860万亿吨标准煤，是我国目前年度能源消耗总量的26万倍。
中国科学院院士汪集旸表示，从能源开发利用角度来看，地热发电远比地热直接利用来得划算：前者的能源利用系数平均可高达73%，而后者只为23%。
“能源利用系数”是衡量能源利用效率的一把尺子。据了解，在可再生能源大家族中，地热能的平均利用系数是风电的3~4倍，太阳能的4~5倍，生物质能的1.5倍。因此，地热能完全可以作为一种基础载荷来加以利用。
另外，同样作为可再生清洁能源，太阳能、风能的利用直接取决于天气，而储存在地下的地热能却不受任何天气状况的影响，因此其电站的稳定性更高。
然而，遗憾的是，我国地热发电却并不尽如人意。
在日前举行的第二届中深层地热资源高效开发与利用会议上，中国能源研究会地热专业委员会郑克棪对记者表示，20年来，中国中低温地热资源直接利用的能量保持世界第一，但地热发电的现状全球排名却越来越靠后。
据了解，目前，地热能在我国能源结构中所占比例不足0.5%。因受资金投入大、关键技术未突破、开发利用缺乏统一规范等因素的制约，我国在地热发电方面仍处于初级阶段。
如今，社会对清洁能源的呼声愈发高涨，地热能重归公众视线。不过，业内人士表示，受制于现实中的种种困难，在当前技术条件下，地热能源开发难度依然很大，其商业利用价值还没有得到应有的重视。
钻井成本高是最大障碍
在目前化石能源价格条件下，地热发电的总成本（包括勘探和钻井等）通常要比常规化石能源发电站高得多，尤其是钻井成本。
“前期的勘探、钻井的投入大约占到整个地热发电项目成本的2/3。”李克文说，地热发电的初期投资，特别是单位千瓦发电功率的初期投资成本相对较高。
目前国际地热钻井成功率约为50%~60%，而对于我国一些复杂的地质条件，钻井成功率要远低于这一比例。以西藏羊八井电站为例，当初为进一步勘查地热资源，钻井队打下了四口3000米深的钻井，其中仅有一口井成功发现地热。
可以说，勘探、钻井存在的风险及高昂的初期投资拉高了地热发电的装机成本。由于经济性问题，国内曾经建立的地热电站陆续被迫关停。
另外，对地热资源不科学、破坏性的开采，也是我国现有地热利用存在的主要问题。例如，常见的地面沉降、热储温度不可逆降低；将地热水采出取热后不进行回灌，而是直接地面排放，对环境造成污染等。
也有业内人士表示，我国地温能利用开采设备较为陈旧，对较深地热资源的开采能力严重不足。除此之外，由于浅层地温能开发管理部门众多，也拉低了其开发利用的速度。
其实，地热早已是全球各国节能减排，调整能源利用结构的重要选择。因此，如何顺应潮流推进我国地热能的开发，在高效利用发电的情况下降低成本，就成为国内地热界亟待解决的首要问题。
从油田寻找突破口
对比高温地热发电，中低温地热发电存在的主要问题是发电效率较低，因此通常需要采用一些特殊技术，如双工质发电技术等。由于这些原因，采用中低温地热发电在技术、经济和规模上的可行性备受质疑。
事实上，我国可供发电的地热资源，尤其是油田伴生中低温地热发电资源非常巨大。据近几年的初步研究，我国的中小型油田可供发电的中低温地热资源就能够建成2000兆瓦以上规模的发电能力。
在李克文看来，利用油田伴生中低温地热资源发电是经济可行的。据研究，油田伴生地热资源温度为120℃左右时，利用产出水地热发电的投资回收期在3~5年之间。
李克文表示，利用油田伴生中低温地热发电有着先天的优势，可以很好地解决成本高这一关键难题，因为地热发电站所需要的配套基础设施，如井、公路、输电线路等，油田基本完备。
不仅如此，大量不具备油气开发价值报废油气井或勘探评价阶段的“干井”也可以对其充分利用，采取一定的措施后就能成为地热井，甚至起死回生变成“热井”或“油—热—电”联产井，甚至还可以采用先进的分布式方法解决边远地区的用电问题。
根据初步测算，中国主要油田区5000米以内地热资源总量约为6000×108吨标准煤。考虑到地温—深度的对应增加关系，1万米以下的地温更高，地热资源总量将更大。
但不可否认的事实是，由于国家没有相应的支持政策，确实阻碍了开发商的投资热情。对此，诸多专家呼吁，中国地热发电的发展，更需要从国家层面予以足够的政策保障和科研投入。
