曾经供应拉萨电网近一半电力的羊八井地热电站，如今已停产多年；而仅50公里外的羊易地热电站却累计发电超过5亿千瓦时。一个关停，一个新生，它们的命运转折，是中国地热发电产业15年发展的一个缩影，背后隐藏着行业发展的诸多难题与挑战。让我们一起来深入了解羊八井关停的原因、羊易电站的曲折开发，以此从侧面洞察中国地热发电之困局！
一、羊八井地热电站为什么会关停？
羊八井地热电站，作为中国最大的地热发电项目，在过去几十年中为西藏地区的电力供应做出了巨大贡献。然而，该电站正处于关停和改造的关键阶段，其主要原因涉及设备问题、地热资源长期开采导致的地质变化以及潜在的环境影响等多个方面。
1. 设备老化
羊八井地热电站 1977 年开始运营，长期运行后设备超期服役，老化问题严重。早期建设时技术水平有限，机组设计进汽参数与热田实际参数不匹配，如 1 号机建成后出力达不到设计要求，无法连续发电。随着时间推移，设备磨损、性能下降，维修成本不断增加，逐渐难以维持正常运行。比如生产井和发电设备过流部件结垢、腐蚀问题突出，严重影响设备的使用寿命和发电效率。
2. 浅层资源衰竭
羊八井热田经过多年开采，热储明显收缩，生产井的温度、压力和流量均有不同程度的下降[2]。目前开发利用的地热热储层是地面下大约 200m到 400m 的浅部热储层，热储层的生产能力不足，蒸汽生产量下降，发电量也随之下降。1987 年后羊八井热田开发转向北区深部热储勘探，当年钻探ZK352 孔至 950m，井底温度达 202℃，但未发现可利用热流体。不过，物化探资料显示该区深部可能存在高温热储。1988 至1991 年，因资金短缺，北区深部勘探中断，期间国内外地热专家就深层热储构造特征、地下水运移路径、含水层存在性及高温地热钻探技术等关键问题开展了理论研讨。深部热储资源难以有效开发利用，进一步加剧了资源供应紧张的局面。
3. 电价与政策因素
风电和太阳能发电都享受上网电价补贴，地热发电却长期缺乏统一补贴政策。羊八井电站即便补贴后含税上网电价为0.9 元/千瓦时，且纳入全国可再生能源电价附加分摊项目，但我国地热电价补贴政策为一站一议，缺乏全国统一补贴政策，后续开发面临收益预期无法保障的问题。西藏地热发电项目上网电价远低于内地，在运营中除去运行成本消耗和税费，盈利困难甚至基本赔本经营。按照 2020 年新出台的资源税法，地热能被列为能源矿产，需按原矿 1% - 20% 或每立方米 1 -30 元的税率标准征税，使得近一半回收电费要用于支付地热资源税和水资源费，进一步加重了企业负担，打击了企业继续运营的积极性。
4. 尾水污染和回灌问题
在发电过程中产生了大量地热废水，以前是直接排放到河中，对下游和热田周边地区造成了污染。自1987 年起，随着热田开发规模的扩大，开始研究回灌问题[1]。受地质条件影响以及回灌技术复杂性等因素制约，羊八井地热电站尾水回灌效率长期较低，目前尾水回灌率仅在 30% - 50%之间。大量未能回灌的尾水被直接排入周边地表水体，不仅对下游和热田周边地区造成污染，还可能导致热田衰竭和地面沉降等问题，不符合可持续发展的要求，也限制了电站的继续运行。例如，羊八井地热电站每天有超过50% 的地热尾水被直接排入藏布曲，尾水温度较高，每秒内约有数千万焦耳的热量进入水体，使藏布曲一定区域内水温升高，水质变差，水生生物生存受到影响。
二、羊易电站的曲折开发
羊易地热田早在 20 世纪 90 年代就已被勘探发现，1991 年提交的勘探报告显示，这里具备建设 30MW 装机电站的条件 ，远 景发电潜力可达50MW。但羊易电站的开发却历经波折，从1991 年到2011年，整整摇摆了二十多年。
当时，西藏当地政府倾向于投资建设更大规模的羊卓雍湖水电站，羊易电站因此被搁置。知情人士透露，建设资金的流向问题是导致羊易电站被弃选的重要原因，因为建设羊易电站资金由国家专项使用，不经过地方，这使得地方政府积极性不高。后来，一位浙江个体开发商对羊易地热开发表现出浓厚兴趣，甚至当地地质勘查部门愿意放弃参股并赠送前期勘探开发成果，但项目最终卡在电价问题上。国家发改委提出要等项目完工才能确定上网电价，开发商担忧风险，最终放弃投资。
直到2011 年，江西华电接手羊易电站，项目才迎来转机。江西华电是一家主要从事设备制造的民营企业，其独创的“螺杆膨胀发电机”产品在低温热能发电领域应用广泛。看中地热发电的前景，江西华电决定“第一个吃螃蟹”。此后，羊易电站陆续完成可研报告编制、试验电站建设、项目核准等前期工作。2018 年，羊易一期 1.6 万千瓦地热发电项目成功上网，每年连续运行均在 8300 小时以上，展现出良好的运行态势。
三、政策之困：补贴缺失下的艰难前行
“十三五”期间，国家对地热发电寄予厚望，首个《地热能开发利用“十三五”规划》发布，计划新增地热发电装机50 万千瓦，达到53 万千瓦。但现实却令人失望，整个“十三五”期间，仅杭州锦江集团建成了西藏羊易地热电厂一期工程，新增1.6 万千瓦装机容量，完成指标不足4%。
不同于早期风电光伏享有全国统一上网电价补贴，地热发电目前并无全国统一补贴，而是采取 “一区一议”模式。例如，龙源西藏羊八井地热电 2000 千瓦机组享受可再生能源电价附加补贴，上网电价达0.9 元/度，盈利状况尚好（注：国网羊八井地热电站25000 千瓦机组实际上没有补贴，蒋勇）；而 2018 年投运的羊易电站未获补贴，电网结算电价仅 0.25 元/度，每发一度电便亏损一度。长期亏损令企业却步，“新玩家”难以入局。更严峻的是， 2020 年资源税法将地热纳入矿产资源征税范围，按地热取水量征收 1% - 20 %的税率。以羊易电站为例，其每年回灌 547 万立方米热水，仅资源税就需至少缴纳547 万元。不少业内人士认为，对可再生地热按矿产征税并不合理，这无疑加重了项目负担。
尽管国家从2021 年开始对地热资源开发利用不再提具体目标，但在“双碳”目标大背景下，地热能作为非化石能源，其清洁、稳定、可再生的优势愈发凸显。政策上的支持对于地热发电产业的发展至关重要，只有出台统一的补贴政策，降低企业运营成本，才能吸引更多社会资本投入，推动地热发电产业规模化发展。
四、技术瓶颈：勘探与设备的双重挑战
地热发电前期勘探风险高是阻碍其发展的一大难题。前期勘探、钻井投入约占整个地热发电项目的 60%，而钻井成功率直接影响发电成本。国际地热钻井成功率在 50% - 60%，我国西藏地区因复杂地质条件，钻井成功率更低。如羊八井电站为勘查地热资源，打下四口3000 m 深钻井，仅一口成功发现地热。高昂的勘探成本使得许多企业望而却步。
在设备方面，虽然我国在羊八井地热电站建设中实现了 88% 的国产设备应用，青岛捷能公司也具备设计更大机组的能力，但与国际先进水平相比仍有差距。羊易地热电厂新建 1.6 万千瓦机组因应急进口了奥玛特产品（效率高于国产），这反映出我国地热发电设备在技术和性能上还需进一步提升。只有突破技术瓶颈，提高勘探成功率，研发更高效、可靠的发电设备，才能从根本上降低地热发电成本，提高产业竞争力。
五、未来曙光：机遇与希望并存
尽管面临诸多挑战，但中国地热发电产业并非毫无希望。从资源潜力来看，我国适于发电的高温地热资源发电潜力达845.9 万千瓦，主要分布在缺煤少电的西藏川西滇西地热带和东南沿海闽粤琼地热带，对解决当地电力需求意义重大。近年来，随着技术的不断进步，地热发电成本有下降趋势。一些企业在勘探技术、发电设备研发上持续投入，取得一定成果。如中核集团在西藏谷露地热田勘查中，成功钻成 5 眼地热生产井，产能超过拟开发的2 万千瓦发电指标，平均单井产能达到5600 千瓦，高产井成井率达80% 以上，远超全球热电站单井平均产能，计划于 2025 年建成一期 2万千瓦地热电站。
此外，我国干热岩资源潜力巨大，开发前景广阔，经中国地质调查局初步测算，我国境内地下 3~10km 范围内干热岩资源折合标准煤 860 万亿吨，高于美国干热岩资源量（570 万亿吨标准煤），利用其中 2% 即相当于 2024 年全国能源总消耗量的 1900 倍。若按可采资源量下限 2% 计算，年发电量可达 4947.2 亿千瓦时，相当于 2024 年我国全年全社会用电量（98521 亿千瓦时）的 5%。若按可采资源量上限 40% 计算，可以完全覆盖 2024 年全国用电量需求。目前共和盆地、马头营等示范压裂已取得流量>30 L/s、温度>180℃的突破，但尚未商业化。
国家也逐渐意识到地热发电的重要性，虽未明确具体目标，但在政策上鼓励有序推动地热能发电发展。未来，随着“双碳”目标的持续推进，地热发电作为清洁能源，有望迎来更多政策支持。若能解决政策补贴、技术瓶颈等关键问题，中国地热发电产业或将迎来新的春天，实现从艰难求生到蓬勃发展的华丽转身，在我国能源结构转型中发挥重要作用。