地热发电在新型电力系统中的定位及参与模式

王永真，韩恺，赵军，王剑晓，龚宇烈，范翼帆

（1.北京理工大学机械与车辆学院，北京100081；2.天津大学中低温热能高效利用教育部重点实验室，天津300350；3.华北电力大学电气与电子工程学院，北京102206；4.中国科学院广州能源研究所地热能研究中心，广州510650；5.中国长江三峡集团有限公司科学技术研究院，北京100038）

0 引言

社会是一个开放的组织及系统，与外界不停地产生物质、能量和信息的交换，因此，人类可持续发展的共识是“煤、石油等化石能源大规模使用，或将是人类历史长河中的一朵浪花”［1-2］。当前，全球能源的使用与消费也正在从传统“黑色”的化石能源努力转换为“绿色”的可再生能源，我国也于2020年提出“二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标。

风电、光电的加入突出了能源系统供应侧可再生能源的不确定性，多异质能流的非线性耦合以及能源资源与分散、多样、个性的负荷需求的时空不匹配特性［3-5］。而以数字化为代表的科技革命和产业革命正加速赋能人类文明演化的进程，“互联网+智慧能源”（能源互联网）逐渐实现技术与产业的融合［6-7］，构建以新能源为主体的新型电力系统成为能源系统工作的关键，我国也明确“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到1 200 GW 以上”的基本目标。

然而，以风光为主体的新型电力系统将呈现电力电量平衡概率化、系统电力运行电子化以及系统灵活性资源稀缺化的特征及趋势［8-9］，电力系统面临经济、安全运行的挑战。同时值得注意的是，由于我国风、光资源与负荷需求的逆向分布特征，风、光能源或将面临日益突出的季节消纳和日间消纳矛盾。预计到2030 年，我国风、光等新能源装机将达到1 500 GW，风、光的“大发”和“小发”都会引起我国电力系统可靠与经济供应的严重矛盾；另外，风、光可再生能源并网会造成电网调峰和辅助服务费用的剧增，不利于电网安全、经济运行，火电机组承担电网深度调峰任务已成为必然趋势［10］。很多研究和示范性工程针对煤电、气电等基础电力托底并耦合碳捕集与封存（CCS）技术的经济性，以储能、储氢为代表的多元场景储能方式对风光能源的支撑作用以及新型电力系统“源网荷互动”的模式进行了研究［11-12］。

不同于风、光等可再生能源，地热能源于地球内部物质的裂变，具有稳定、清洁、分布广泛的特点，国际上地热发电技术也已实现多元化、规模化发展［13］。我国地热资源丰富，按照体积法总量概算，全国陆域距地表10 km 以内的地热资源可采量达17 万亿t 标准煤（按2%可采资源比例），是2020年全国能源消费总量的近4 000 倍。其中，仅水热型地热的发电潜力就有6 GW 左右，干热岩发电潜力则是水热型的数千倍以上。虽然因技术及政策等各种因素限制，我国地热发电当前装机不足50 MW［14］，但“双碳”是成本约束下的长期目标，其实现路径存在诸多的不确定性，而新型电力系统的建设直接关系全社会为实现“双碳”目标的投资。因此，建立合理长效的新型电力系统规划及运行理念、方法，从系统角度辨识地热发电技术在以风光为主的新型电力系统中的角色和地位，将对“双碳”的研究具有重要意义，也将是我国地热发电发展的历史机遇。

目前，尚无报道就地热能地热发电系统在新型电力系统的地位和作用进行论述；同时，多数新型电力系统的咨询报告及技术文献中没有论述有关地热发电的贡献，但几乎所有的资料都论述了风、光资源的不确定性及其对新型电力系统的挑战［15-16］。因此，以稳定、清洁著称的地热发电技术如何在新型电力系统中发挥作用，关系地热发电的发展机遇和挑战，成为“双碳”目标和不确定性路径下我国地热发电亟须回答的问题。就此，本文基于能源互联网的系统化协同理念，分析我国地热发电与风光发电接入新型电力系统的热工、经济及环境效益，并以案例分析方式讨论地热发电参与新型电力系统的基本模式及机制，最后给出我国地热发电的发展趋势及关键技术。

1 新型电力系统生态下的地热发电与风光发电的优劣分析

地热能即埋藏于地表以下地球内部的热能，热力学上称之为地热流体或地热载体。可用于发电的地热资源包含中深层和深层地热资源。其中：中深层地热能一般为埋深200～3 000 m 的地热能，热储温度可达90 ℃以上，多直接用于采暖或中低温热功转换；深层地热资源埋深通常超过3 000 m，多是干热岩或水热系统，热储温度在180 ℃以上，其远景资源量巨大，可用于地热的热功转换。地热发电与火电机组同样遵循朗肯循环的基本模式，与风、光等可再生能源发电相比，地热发电技术具有良好的稳定运行特性及旋转备用作用［13］，因此，新型电力系统生态下地热发电系统的角色和地位主要体现在以下2个方面。

（1）不同于风、光等间歇性可再生资源，地热能赋存于地下，热流稳定连续，因此，基于热功循环的地热发电系统具有较高的装机容量系数，当前全球地热发电的装机容量系数在83%以上，约是光伏发电系数的6 倍、风力发电的3 倍［17-18］。因此，地热发电可以直接充当以新能源为主体的新型电力系统的部分基础电源，并可在相当的新能源电力装机下提高用户侧新能源的电力消费电量占比［19］。假设一个新型电力系统的常规电源容量与新能源容量相等（即各占装机总量的50%），设常规电源利用小时数为4 500（假设以煤电装机为主），可再生能源利用小时数为2 000（以风、光、水电为主），则该新型电力系统的新能源消费电量占比仅为30.8%。但如果该系统中有部分风、光可再生能源发电装机被地热发电替代（假设地热发电的利用小时数与煤电相当），那么包含地热发电的新型电力系统的新能源消费电量占比与地热装机占比的关系如图1 所示。由图1 可见，若不考虑其他能源发电技术的技术突破或迭代，地热发电在新能源发电中装机容量占比每提高10.0百分点，以新能源为主体的新型电力系统的新能源电量消费占比将提升3.8 百分点；而当新能源装机容量是常规能源的2 倍时（总装机容量不变），新能源电量消费占比则提升到5.9 百分点：因此，地热发电对以新能源为主体的新型电力系统的可再生能源电量消费占比具有重要的影响。

图1 地热发电占风、光新能源装机比例对新能源电量消费的影响Fig.1 Impact of proportion of geothermal power in the installed capacity of wind-PV system on new energy consumption

（2）不同于风、光发电的基本原理，地热发电遵循朗肯循环原理，具有与煤电相当的系统惯量。地热发电目前比较成熟的技术包括干蒸汽发电、闪蒸发电和有机朗肯循环发电，虽然其形式各异，但最终都是通过汽轮机、膨胀机或透平实现热能到机械能再到电能的转换。地热发电机组可根据电网的调度灵活安排出力大小（通过调控地热流体流量），能够灵活支撑以风、光为主体的新型电力系统，保证电网的实时潮流平衡，提高电网的可靠性及韧性，同时节约以风光为主体的新型电力系统不同层次的调度成本［20］；另外，与依靠储能来实现电网平衡相比较，包含地热发电的新型电力系统能够节约源侧、网侧和荷侧的储能成本。2019 年我国电力投资7 995 亿元，其中电网侧投资占比为61%，电源侧投资占比为39%，随着以风、光等新能源为主体的新型电力系统的建设，电网侧投资的占比或将越来越高。假设电源装机引起的电网侧投资估算为5 000 元/kW，风、光电源按5%～20%的比例配置储能，若用等容量的地热发电装机替代风光发电装机（假设地热发电无需储能及新增电网附加效益），新型电力系统的建设投资可节约1 000～4 000 元/kW，那么，2060 年5 000 GW 的风光装机如有5%用地热发电装机替代，将节约投资数千亿元至数万亿元。

综上所述，与间歇性的风、光发电相比，地热发电具备稳定性的比较优势，将在新型电力系统中呈现系统调度基础功率及灵活调节电源的基本作用。近10年来，因材料的革新，风、光发电的度电成本等于或略低于地热发电，但风、光发电的度电成本没有考虑保障其传输、平衡、消纳的电网以及储能单元的成本，即没有考虑全系统的运行成本［21］，这某种程度上违背了“谁受益，谁承担成本”的原则，在不同异质电源及空间的输电成本分摊上存在不公平性，导致电力市场无序、不合理的投资风险。因此，“双碳”应以社会投资及运行成本最小为经济约束，从电力系统平衡调度、全系统度电成本看，以新能源为主体的新型电力系统呼唤稳定、可调、规模化的地热发电技术。

2 地热发电参与新型电力系统的基本模式与机制

地热发电遵循热功转换的基本形式，近年来有学者研究基于Seebeck 效应的“热伏发电”模式，但由于材料热电优值较低，热伏发电还处于早期的试验研究阶段且其适用范围偏小。2020 年全球地热发电装机已超过15 GW［22-23］，就发电形式而言，单级有机朗肯循环和闪蒸发电适用于中低温地热发电系统，双级闪蒸和干蒸汽发电则多应用于高温、高干度的地热资源。如前文所述，我国地热资源虽然丰富，但不同于地热发展较好的国家，在现有技术经济条件下，我国地热资源呈现温度区间宽、以中低品位水热型资源开发为主的基本特征。如图2所示，我国当前多数地热电站均处于1 000 kJ/kg 以下比焓、200 ℃以下温度的范围，其理论效率不及高温地热发电系统和火电发电系统，加之地面发电机组的膨胀机等关键设备尚未国产化，导致当前我国中低温地热发电投资成本高、机组规模小，发展远不及预期；同时，我国地热发电一直没有明确的补贴机制，从我国风电、光伏的发展历程看，适度的鼓励政策对产业快速升级以及行业发展具有重要的引导作用。因此，新型电力系统的构建，需重审地热发电系统的角色和地位，从顶层设计出发，研究地热发电参与新型电力系统的基本模式与机制。基于前述分析，本文初步设计了2种模式与机制。

图2 我国地热发电电站的温度-比焓（t-h）分布Fig.2 Temperature-specific enthalpy（t-h）distribution of geothermal power plants in China

2.1 替代燃煤发电并对冲碳捕集、碳汇

以风、光为主体的新型电力系统需配置一定比例的煤电、气电进行托底，以保证系统的基本调峰与深度调峰。但煤电、气电是净排放CO2的，必须有对应的CCS/碳捕集、利用与封存（CCUS）技术保证其“净零排放”。然而，高能耗及其伴生问题仍然是制约当前碳捕集规模化发展的关键瓶颈问题之一。以目前技术最为成熟的化学吸收法碳捕集为例，第1 代捕集技术的能耗约为3.6 GJ/t CO2，给火电厂带来的发电损失为10%～13%，同时加上煤电约2 000元/kW 的装机成本及至少260 g/（kW·h）的运行煤耗成本，清洁、稳定的地热发电的度电成本及环境效益显著突出。因此，地热发电替代燃煤发电并对冲碳捕集、碳汇，将是地热发电参与新型电力系统的主要模式之一。但地热发电和CCS 技术都处于发展阶段，应系统辨识“双碳”实现过程中不同阶段地热发电的装机成本与“煤电+CCS”技术成本的差异，核算其参与新型电力系统的全系统成本。

2.2 替代风、光并参与电力辅助服务

为促进风、光可再生能源的消纳，火电机组需进行灵活性改造以用于基本调峰或深度调峰，因此将导致火电发电煤耗上升（一般情况下，火电机组30%调峰深度时，要比50%出力时的煤耗增加20%，对应的煤耗大约增加60 g/（kW·h）），进而，火电机组深度调峰、低负荷运行的度电成本上升，电网的运行成本也会增大。因此，目前国内各省在建或研究电力辅助服务市场时，参与深度调峰的火电机组应从没有参与深调峰的火电、风电、光电以及核电等电源得到补偿，以弥补深度调峰带来的损失。据了解，目前电力辅助服务市场的推进力度较大（2018年全国除西藏外31个省市自治区直辖市电力辅助服务补偿费为147 亿元，而2019 年上半年补偿费就已经达到130 亿元），估计未来电力辅助服务费用还会继续增长。因此，基于地热发电与火电发电模式基本相似，地热发电亦可参与电力市场的深度调峰及基本调峰，与火电机组调峰相比具有明显的优势（燃料运行成本基本为0），还能解决地热发电长期以来呼吁的电价补贴机制问题；同时，应对地热发电的深度调峰及启停机制、动态响应机制以及动态、长期回灌机制进行全工况研究。

3 地热发电在新型电力系统的优化调度案例研究

前文定性分析了地热发电技术参与新型电力系统的优势及模式，为进一步量化说明地热发电替代煤电的优势，为风、光可再生能源托底以及在未来新型电力系统中的角色及贡献，本节建立了“风光火地”电源结构的新型电力系统联合调度模型，视地热发电与煤电在电网调峰及消纳上的效用等价（暂不考虑地热发电机组特有的启停及回灌特性约束），选用一个118节点系统对不同地热发电占比的电力系统进行经济效益测算。

本文IEEE-118 节点系统共有118 个并网节点和186 条支路，其系统拓扑结构如图3 所示。系统包括54 台火电机组、1 个风电场、1 个光伏电站，火电、风电及光伏电站的装机容量分别为10 GW、200 MW 和300 MW，4 个差异化系统中地热机组的装机分别替代0%，10%，20%，40%的火电装机。图3中，GT 表示地热机组，以风电及光伏的最优消纳为约束，以系统的投资成本及运行成本为计算目标，采用MATLAB R2016a 中的MATPOWER 7.0 对改进IEEE-118节点系统进行直流最优潮流计算。

图3 “风光火地”新型电力系统IEEE-118节点系统拓扑图Fig.3 Topology of the IEEE-118 node system of a wind-PV-thermal-geothermal power system

本算例中电网运行成本考虑了火电机组燃料成本及环境排放成本，除各常规电源投资外，也考虑了地热发电的投资成本。投资成本按电源及电网投资核算，其中地热发电机组投资成本按10 000元/kW 估算。按30 a寿命期的经济投入计算，4种配置及调度模型下投资及运行成本见表1，其中：电网年度运行特征按典型日的倍数计算，机组排放成本按火电机组向大气排放的SOx和NOx质量及对应的纳税额计。

表1 不同地热发电配置及调度模型下系统投资及运行成本对比Tab.1 Investment and operation cost of the system under different geothermal power proportion and dispatching mode亿元

分析结果表明，不考虑系统机组的启停、旋转备用等运行成本，本文基本假设下，含地热发电的新型电力系统具有较好的经济效益，20%的火电机组被地热发电机组替代后，电力系统30 a 的总经济成本降低了14%，其中运行成本降低了22%，这源于地热发电的燃料、环境排放等运行费用优势（虽然地热发电的单位装机成本为煤电的3倍以上）。

需要说明的是，本文模型中光伏、风电的比例较小，且系统运行调度并没有完全考虑火电或地热的基本调峰及深度调峰，所涉及的负荷及功率曲线也仅基于某个典型日工况。算例的主要目的是考虑不同地热电源占比时电网的投资及运行成本，投资的一些数据也是基于行业的基本假设估算，很多因素还需要进一步细化。比如，考虑碳中和愿景，火电的排放需对应的CCS 技术，则等效的清洁地热发电技术的投资优势也应体现在表1 中，这点本节暂时没有考虑。

4 面向新型电力系统的我国地热发电发展趋势及关键技术

理论上可以预见，地热发电具备与资源量更大的风、光可再生能源一同构建以新能源为主体的发电系统生态的优良潜质。但目前我国地热发电还处于初级阶段，地热发电的规模远不及冰岛、印尼等国家，装机仅是同等资源储量美国的1%。截至2021 年年初，我国地热发电装机仅43 MW，不及同样具有调峰能力的生物质和天然气发电，地热发电参与新型电力系统的挑战似乎远大于机遇，地热发电的“十四五”规划也仅提出2025 年地热发电装机比2020年翻一番的目标。因此，系统审视地热发电在新型电力系统中的角色和贡献，除了需要做好系统顶层设计及辅助服务参与机制，我国地热发电技术的多元化、规模化发展仍取决于地热发电“地上”与“地下”关键技术的实现［24］。

4.1 技术经济可行的地热发电资源量评估

地热发电热源可开发的储量直接决定着地热发电的发展潜力，是决定地热发电参与新型电力系统比重的关键因素。现有统计数据显示，我国地热资源基数虽然很大，但不代表地热发电的实际可利用量也大，应在“储量”或“技术经济可利用量”等维度展开我国地热资源分级分类储量评估工作，摸清干热岩、高温及中低温水热型地热、油田地热及海洋地热的技术经济可利用量，制定新型电力生态下地热发电的发展路线。如对干热岩的增强型地热发电系统（EGS）而言，应综合资源、技术和市场3 个要素进行优选，选区向地热田周边、资料丰富的盆地区聚焦［25-26］；技术经济可利用量的评估应充分考虑地热资源的分布特性、能源获取风险和转化效率不足的敏感性影响，特别要考虑未来不同阶段、不同区域我国新型电力系统的发展格局。

4.2 中低品位地热发电的系统优化及设备开发

相比风光发电，地热发电的初投资大、回收期长且资源的勘探及钻探存在一定风险。除低成本、高精度的勘探、钻探等技术的研发外，短期看，我国地热发电的关键还是水热型资源的开发，于我国而言是中低品位地热资源发电技术的突破（尽管其资源量远不及干热岩）；同时，我国地热发电技术的地面工程需加快产学研合作，在热工、流体、材料及机械等专业进行交叉突破，解决以下技术难点。

（1）中低温膨胀机、有机工质高效膨胀机及透平技术的国产化，特别是膨胀机及透平的原型设计及制造。

（2）地热发电系统设计的标准化，发电循环系统工质物性分析及非共沸工质设计，不同干度及温度下地热发电系统换热器高效换热及防腐防垢，地热发电系统的能量、经济、环境综合评价［27-28］。

（3）多类型热储特性及回灌约束下不同类型地热发电系统的启停特性、爬坡特性以及灵活性调峰的优化调控特性，特别是本文假设地热发电系统参与新型电力系统辅助服务的特性值得进一步研究。

4.3 二氧化碳增强型地热发电系统的研究

二氧化碳增强型地热发电系统（CO2-EGS，即二氧化碳超临界地热发电系统）是利用CO2作为工质进行热储层的压裂改造、循环携热、热力发电及地质封存，在“双碳”愿景驱动下，将成为干热岩地热资源开发利用的热点技术，特别是“碳达峰”到“碳中和”的过渡阶段。CO2化学性质稳定，具有大的膨胀性和压缩性、高温下的低黏度以及良好的传输特性，相对于水力压裂具有很大的优势；同时，CO2不易与热储层发生化学反应，还可获得地质封存的附加效益，这对“双碳”视角下地热资源的开发及节能减排具有重要意义。CO2-EGS 系统的热电转化效率以及地面发电功率较高，但经济性有限，期待钻井、压裂技术的发展以及经济政策的完善［29-30］。

4.4 “地热+”多能互补及综合梯级利用模式

地热能的利用也应遵循“能量梯级利用”的基本原则，对于地热发电而言，“地热+”的地热发电利用方式能够提高地热能的利用率和经济性。一方面，加强地热能与太阳能等其他能源的耦合利用，形成以地热能为基础负荷、太阳能为尖峰负荷和其他天然气等能源为额外负荷的多能量系统；另一方面，搭建深、中、浅层不同品位地热能的耦合互补冷热电多联产系统，增强建设地热发电站，为社会提供大规模地热利用。热、冷、电的多级地热利用不仅可以提高地热水的利用率，同时可取代能源供应的传统形式［31-32］。

4.5 新型电力系统下地热发电全系统成本研究

从电力系统平衡调度、全系统度电成本看，以新能源为主体的新型电力系统呼唤稳定、可调、规模化的地热发电技术。但现行的电价机制没有体现风、光、火、水以及地热发电等“谁受益，谁承担成本”的原则，稳定、清洁、分布式且就近的优质电源在输电成本分摊上存在不公平性，加之地热资源尚未完全探明以及关键技术不成熟，地热发电在新型电力系统中的机制设计和辅助服务难以实现，在这种价格机制扭曲的电力市场模式下，地热发电难以规模化发展［21，33］。

5 结论

地热发电具有稳定、清洁、灵活的特征，能够友好接入并支撑新能源为主体的新型电力系统，理论上，地热发电的发展规模应远不止当前的不到百兆瓦或未来10年提出的百兆瓦规模。但是，地热发电有效参与新型电力系统的多元化与规模化存在不确定性，取决于地热资源量的有效评估与勘探、地热发电技术的低成本化以及地热发电系统化的机制设计。本文初步阐述了地热发电系统参与新型电力系统的潜力及关键技术，基于“双碳”的愿景及案例分析，得出以下基本结论及建议。

（1）基于公平性考虑，应开展地热发电系统参与新型电力系统生态的顶层设计，量化新型电力系统电力电量平衡调度前提下，地热发电与间歇性风光发电系统的度电成本；研究“双碳”视角下，不同比例碳汇情景下，地热发电与燃煤+CCS/CCUS 技术的经济优劣；研究地热发电在不同阶段新型电力系统的占比及贡献；研究地热发电系统参与电力市场辅助服务的机制及模式。

（2）突破地热发电系统的“地上”机组关键技术及“地下”热储的关键技术。地热发电技术的特殊性在于“地下”热储的资源潜力，应尽快核实我国地热资源发电的技术经济潜力，同时尽快实现高效低成本地热发电膨胀机的国产化以及发电机组成套设备的标准化。加强我国地热发电系统能量、经济、环境性能的优化，包括热储换热器开发、地热发电系统热性能计算、系统拓扑热经济多目标优化以及地热发电系统环境排放清单建立等。

本文针对地热发电系统参与电力系统辅助服务的量化研究仅是初步假设，相关模型和结论基于一定的边界和情景，今后将进行更为详实的研究。