——专访中国科学院院士汪集暘

　　地热能开发利用“十三五”规划完成情况有喜有忧，这对制定“十四五”规划有重要启示。

　　《地热能开发利用“十三五”规划》(以下简称“十三五”规划)提出发展目标称，“十三五”期间新增地热发电装机容量500MW，到2020年我国地热发电装机容量达到约530MW。

　　时至今日，2020年余额所剩不多，“十三五”即将收官。而数据显示，“十三五”期间我国新增地热发电装机容量只有18.08MW，与设定的发展目标相去甚远，目标落空的尴尬已经无法避免。

　　为什么会出现这么大的目标与实际完成情况的差距?除新增地热发电装机容量外，“十三五”规划提出的其他发展目标完成得如何?“十三五”规划的完成情况对制定“十四五”规划有什么启示?本刊记者就此采访了长期从事理论和应用地热研究的中国科学院院士汪集暘。

　　巨大差距

　　中国石油石化：汪院士，您好!“十三五”期间我国新增地热发电装机容量只有18.08MW，而“十三五”规划设定的发展目标是新增地热发电装机容量500MW。您怎么看目标与实际完成情况如此大的差距?

　　汪集暘：2017年出台“十三五”规划时，业内就觉得这个目标设得太高了。当时就有专家提出，新增地热发电装机容量500MW是根本不可能实现的目标，能实现新增地热发电装机容量100MW就已经相当不容易。现在出现这么大的目标与实际完成情况的差距虽然不正常，但在意料之中。

　　中国石油石化：什么原因导致新增地热发电装机容量严重不足?

　　汪集暘：这首先是我国的地热资源禀赋决定的。适合发电的地热资源是高于150℃的高温地热。我国除滇藏高温水热型地热资源外，多是以中低温水热型为主的地热资源，并不适合发电。

　　其次是由需求决定的。近年来，传统煤电、水电效率有了大幅提升，新能源的核电、风电、光伏技术进步很快，发展迅猛，甚至出现了因电网无法接纳而弃风弃光的现象。可以说，我国的电力有充足的来源，而地热发电并没有显著的经济优势，因此没有地热发电的需求。

　　再有，资源和需求两个条件都满足的西藏地区，地热发电没有得到很好的发展。

　　在我国大陆地区，高温地热资源主要分布在西藏、云南西部和四川西部。在那里有记录的温泉总数超过1700个，在喜马拉雅山北麓沿雅鲁藏布江呈带状密集分布，向东扩展至川西高原，沿横断山脉向南延伸到云南西部，被称为“滇藏地热带”。根据带内温泉的地球化学研究，许多温泉区的热储量温度都超过了150℃，能满足地热发电对流体热焓值的要求。因此，地热发电选址，特别是万千瓦级地热电站基地的选择非在此带不可。

　　西藏资源比较匮乏。除水电、风能、太阳能、地热外，没有其他能排得上号的资源。早期的西藏主要依靠水电，但一到枯水期，停电就成了家常便饭。羊八井地热电站就是在需求的驱动下建立起来的。至1991年，羊八井装机容量已达25.18MW，其供电量曾占拉萨市电网的40%~60%。虽然目前西藏已经形成以水电为主，地热、风能、太阳能等多能互补、点多面广的电力体系，但尤其对拉萨市而言，地热发电不可或缺。

　　可惜的是，西藏地热发电发展速度远不如预期。羊八井的地热资源还很有潜力，但地热电站扩容一直没能实现;新上马的只有羊易地热电站一期新增了16MW地热发电装机容量。西藏地热发电上不去不是科学问题，而是资本的博弈等因素。

　　其他高温地热资源丰富的云南、四川，地热发电的需求并不强烈，因为这里水电十分发达。像云南腾冲直接利用喷气孔、冒气地面、沸泉、沸喷泉、水热爆炸和间歇喷泉等高温地热景观发展旅游业，所获远比地热发电多，没有发展地热发电的必要。

　　有喜有忧

　　中国石油石化：除新增地热发电装机容量外，“十三五”规划提出的其他发展目标完成得如何?

　　汪集暘：“十三五”规划提出，在“十三五”时期，新增地热能供暖(制冷)面积11亿平方米。其中，新增浅层地热能供暖(制冷)面积7亿平方米;新增水热型地热供暖面积4亿平方米。到2020年，地热供暖(制冷)面积累计达到16亿平方米，地热能年利用量7000万吨标准煤，地热能供暖年利用量4000万吨标准煤。京津冀地区地热能年利用量达到约2000万吨标准煤。

　　从现在的情况来看，这些目标的完成情况是不错的，尤其是地热能供暖(制冷)。数据显示，截至2019年底，可再生能源取暖目标总体完成率约达51%。截至2019年底，生物质取暖面积约4.8亿平方米，地热取暖面积约11.23亿平方米，太阳能采暖为500万平方米。

　　“十三五”规划提出，在“十三五”时期，形成较为完善的地热能开发利用管理体系和政策体系，掌握地热产业关键核心技术，形成比较完备的地热能开发利用设备制造、工程建设的标准体系和监测体系。这些方面虽然还有不尽如人意的地方，但都有进展，往前走了一大步。像地热利用的“雄县模式”，集中反映了多方面的成果。

　　中国石油石化：“十三五”规划同时提出在“十三五”时期，开展干热岩开发试验工作。根据您的观察，我国干热岩开发试验工作进展如何?

　　汪集暘：“十三五”规划提出，通过示范项目的建设，突破干热岩资源潜力评价与钻探靶区优选、干热岩开发钻井工程关键技术以及干热岩储层高效取热等关键技术，突破干热岩开发与利用的技术瓶颈。

　　我认为干热岩资源量虽然有诱惑，但开发难度极大，成本极高。自上世纪70年代以来，经过近50年的发展，全球累计投入上百亿美元，但至今全球干热岩发电量仅12.2MW，资金回报周期长，投入产出比太低。

　　就我国来说，浅层和中、深层水热型地热资源的利用率还很低，开发深层干热岩没有必要。而且我国干热岩开发存在两个误区：一是不管开发出来的热水温度多高、流量多大，只要是在干热岩里开发出来的都算;二是不计成本，为开发干热岩而开发干热岩。其实干热岩的开发利用在国际上是有界定的：温度必须大于200℃，流量必须大于80千克/秒，热储的体积要足够大(大于1立方千米)。只有在上述情况下，开发利用干热岩才是可行的。

　　干热岩开发还存在技术难点。深钻的同时要采取水力压裂，但往往压开后又闭合，或者压开后裂隙间不连通或形成短路，无法将周围岩体中的热量充分吸收进来。总体开发成本极高，资金回收期长，投入产出比低，不具备规模开发利用的经济性。但我国现在干热岩项目遍地开花，令人担忧。目前我国已有两个干热岩的试点项目，通过做好这两个项目掌握关键技术，就足矣了。

　　启迪“十四五”

　　中国石油石化：“十三五”规划的完成情况对制定“十四五”规划有什么样的启示?

　　汪集暘：“十一五”把风能写进了能源规划，“十二五”把太阳能写进了能源规划。到“十三五”，地热第一次被写进能源规划，是值得行业振奋的事。虽然不尽如人意，但总归瑕不掩瑜。

　　制定“十四五”规划，首先应加强地热能开发的顶层设计。地热只是可再生能源大家庭中的一员，必须放在可再生能源发展的大局中去规划。要在国家层面上，充分考虑我国各个地区的地热禀赋与冷热需求，做好宏观规划。同时，还要在管理政策上加以完善，制定地热管理办法，明确管理部门，避免多头管理。出台优惠措施，鼓励和保护企业实施地热取暖。加强监管，对违法违规企业加大处罚力度，规范市场。

　　其次应实事求是，尊重地质规律，尊重科学，明确地热资源开发思路：“热”“电”并举、西“电”东“热”——在高温地热丰富的西部地区优先发展地热发电，在东部地区则优先发展地热取暖;“深”“浅”结合、由“浅”及“深”——从浅层地热资源开发，逐步深入;“干”“湿”有度、先“湿”后“干”——现阶段不宜不计成本地开发干热岩，而应优先用好水热资源;“天”“地”合一、“动”“静”结合——充分发挥“地热+”的模式，与太阳能、风能等可再生能源互补联动。

　　中国石油石化：为促进“十四五”地热产业发展，您认为政府、行业、企业应该做哪些方面的工作?

　　汪集暘：地热供暖及地源热泵产业虽然已得到国家政策扶持，但力度还不够。地热发电产业近30年来几乎没有得到国家的支持。《可再生能源法》虽然起了重要指导作用，但并没有明确地热发电项目的优惠扶持政策。希望“十四五”期间，地热产业可以得到更多政策扶持，比如能像风电、光伏一样获得政府补贴。

　　行业要致力于提高中低温地热的利用效率，把取热不取水落到实处，提升地热产业发展质量。学会性质的团体应努力建立相关行业规范，形成行规，促进行业健康发展。

　　企业之间应相互抱团取暖，而不应恶性竞争。我国建筑面积预计至2050年达到500亿平方米，北方冬季取暖是刚性需求，南方有空调制冷的需求。建筑取暖和制冷市场巨大，在数万亿元人民币规模。此外，我国主要含油气盆地也是中深层地热资源分布的主要地区，油田地区地热资源丰富。东部老油田经过几十年的开采，大多进入了高含水和特高含水期。油田开发过程中，采出大量污水，这部分水中含有大量的热量，是非常重要的能源，有很大的市场前景。

　　供暖、制冷、康养方面对地热有刚需;东部老油田转型发展，地热可以是重要方向。可以说，地热产业的蛋糕足够大。相关企业的重点不应该在抢“地盘”，而是要做精品工程，在保证质量的基础上增加项目数量。

　　关注资源税

　　中国石油石化：《资源税法》和各地实施细则颁布和实施以来，在地热学术和产业界产生了较大争议。资源税将对“十四五”地热发展产生怎样的影响?

　　汪集暘：9月1日起实施的《资源税法》明确地热资源税的征税对象为原矿，征收方式为从价计征或者从量计征，税率分别为1%~20%或每立方米1~30元，具体计征方式和税率由省级人民政府提出报同级人民代表大会常委会决定，并报全国人大常委会和国务院备案。目前全国已有29个省(区、市)公布了征收标准，且均选择从量计征方式，税率最低为每立方米1元，最高为每立方米30元。

　　尽管基于《资源税法》第三条优先按价计税原则，但目前地方执行细则中对回灌地热水征收资源税都只规定了按量(每立方米)计征，法律附件和各地的这种规定都违反了地热能使用的事实理性，地热利用使用的是热能而不是水量。而随着水温升高，水的密度会降低、体积会增大，这就意味着缴纳的资源税要比基于水流量计统计的按吨计征要大得多。

　　以河北雄县为例：一口流量每小时120立方米、温度在70℃的地热井，有效供暖面积为10万平方米。若全县400万平方米的建筑全部用地热井供暖，以各地对回灌型地热开采的最低资源税标准每立方米1元计算，需缴纳的资源税约1300万元，相当于每平方米供暖面积增加成本3.3元。目前，雄县居民供暖收费标准为每平方米16元，仅资源税就占到了企业供暖收入的20.6%。如果按照目前的《资源税法》严格实施征收，会显著增加企业负担，不利于地热供暖行业的发展。

　　对于资源税法中关于地热水原矿的定义，以及未回灌的地热水是否视同对外销售行为，目前的法条定义不够明确。且该法中采用立方米体积单位作为地热水计税单位的做法，会在高温地热发电领域产生应税产品计量不确定、不科学的问题。按照各地现有实施细则对回灌地热水开征资源税，会对我国的地热发电和供暖产业造成不利影响。在国家碳中和的宏观政策目标下，这一做法更将严重损害地热这一清洁能源对传统高碳能源的替代。

　　中国石油石化：对此您有什么建议?

　　汪集暘：考察世界多个发达国家资源和能源监管的发展历史，资源税的征收均以推动资源集约开发和绿色发展，促进能源产业的健康发展和保障经济和环境综合效益为目的。但对资源税的定位不清或实施不当则有可能带来实践错位，既无法保障矿产资源所有者(国家)的利益，也有可能重创资源开发者(企业)的积极性。

　　当前主流学者观点，地热资源税应以保护地热资源的长期可持续利用为出发点，由此在对消耗性开发行为实施严格征税同时，应通过资源税的减免措施，鼓励和支持对具有显著环保效益的可持续开发利用技术的进一步发展。

　　地热用于发电、供暖时，在100%回灌的条件下，地热水仅作为能量载体，回灌后并不存在水的消耗问题。现行《可再生能源法》已经明确将地热能纳为可再生能源。同为可再生能源的太阳能、风能、潮汐能等并未被列入资源税的征收对象。

　　我建议，对采取100%回灌措施的地热能开发企业应执行免征资源税的优惠政策，从而吸引社会资金投入推动地热能开发。明确应税产品到底是地热水(汽)还是地热能，改应税产品的计征单位为吨，或者将目前各地的计征方式由从量计征改为从价计征。

　　责任编辑：陆晓如

　　znluxiaoru@163.com