经验驱动成本降低视角下增强型地热发电全国规模化应用路径研究

本文聚焦增强型地热系统（EGS）在碳中和电力系统中的关键作用，针对其成本与资源潜力不确定性导致宏观研究缺失的问题，研究团队结合实证成本数据与经验曲线框架，模拟美国2050年前EGS部署路径。结果表明，通过优先开发西部优质资源实现早期商业化，EGS可贡献全美20%发电量并显著降低脱碳成本，政策支持可抵消高成本制约。该研究为EGS在清洁基荷能源（clean firm）领域的战略地位提供了量化依据。

　　

在全球能源转型背景下，电力系统深度脱碳面临清洁基荷能源（clean firm）供给不足的核心挑战。风能、太阳能等波动性可再生能源（VRE）虽成本持续下降，但难以应对长时间无风无光的极端天气。现有研究普遍依赖核电、碳捕集（CCS）或常规地热等方案，但前者面临公众接受度问题，后者受限于稀有地质条件——美国常规地热仅占发电量的0.4%且集中于西部。增强型地热系统（Enhanced Geothermal Systems, EGS）通过人工储层改造技术突破地理限制，理论资源量达数百太瓦，却被多数宏观模型排除在外，主因缺乏可靠成本数据。

针对这一空白，普林斯顿大学Jesse D. Jenkins团队在《Joule》发表研究，首次整合美国内华达、犹他等地的EGS示范项目实证数据（包括Fervo Energy和DOE FORGE项目），构建动态成本学习模型。通过高分辨率资源供应曲线与电力系统扩展模型耦合，模拟不同政策情景下EGS从2023至2050年的发展路径。关键技术包括：基于钻井效率提升数据的3D储层工程成本模型、考虑学习曲线（learning-by-doing）的内生成本下降算法、以及约束年增容量的部署速率限制模块。

近中期成本估算
分析显示，西部高温硬岩地层钻井成本较早期假设降低40%，这归因于定向钻井技术进步与经验积累。模拟表明，2030年代初西部优质资源即可实现平价上网，为后续开发东部低品位资源积累经验。

部署路径模拟
基准情景中，EGS 2050年装机达300GW，其中60%位于东部。每增加1GW部署可使后续项目成本下降2.7%，形成"西部示范-全国推广"的正反馈。若初始成本高于预期30%，政策缺位将导致装机缩减至80GW且局限于西部。

政策敏感性
碳价>100美元/吨或EGS专项补贴可使2050年发电占比提升至25%。相比依赖核能或CCS的脱碳路径，EGS主导方案可降低系统总成本12-18%，主要源于减少VRE过度装机与长时储能（LDES）需求。

讨论与意义
该研究突破性地量化了EGS作为"清洁基荷三巨头"（与核电、CCS并列）的战略价值：

1. 地理公平性：打破西部资源垄断，使东部各州获得本土化脱碳方案
2. 技术协同性：EGS与VRE形成互补，其灵活调峰特性可提升电网稳定性
3. 政策窗口期：2035年前10GW的示范规模是成本拐点的关键阈值

值得注意的是，研究首次揭示EGS与核能的替代关系——当EGS学习率提升至3.5%/年，核电在最优能源结构中的份额将下降40%。这为美国《通胀削减法案》中地热税收抵免条款提供了理论支撑。团队开发的开放式模型平台（含50个参数交互模块）为后续区域研究奠定基础，特别是针对缺乏地温数据的亚非拉地区。

局限性在于未考虑超临界EGS等下一代技术突破，且资源评估仍依赖美国本土数据。但正如作者强调，即便在最保守情景下，EGS仍可贡献5%的基荷电力，这对中国等东部平原国家具有重要启示——四川盆地等沉积岩区或可通过改良EGS技术解锁万亿千瓦时级潜力。