《地热能开发利用“十三五”规划》(下称《规划》)提出，到2020年，我国地热发电装机容量将达到约530兆瓦。即除去此前已建成近30兆瓦，“十三五”期间规划新增地热装机容量为500兆瓦。
但记者了解到，“十三五”即将收官，期间地热新增装机容量18.08兆瓦，面临着地热装机目标落空的尴尬境地。原因何在?
仅完成规划目标的3.6%
地热能具有储量大、分布广、清洁环保、稳定可靠等特点，是一种现实可行且具有竞争力的清洁能源。
记者了解到，相比风能、太阳能等其他可再生能源，地热发电不仅利用效率高，且不受天气、昼夜、季节影响，可连续稳定地输出电能。从国际经验看，平均年可利用可达6300小时，先进机组可达8000小时。
得益于上述广阔的发展前景，地热发电得到《规划》充分肯定。《规划》提出，到2020年，我国地热发电装机容量将达到约530兆瓦。在西藏、川西等高温地热资源区建设高温地热发电工程，在华北、江苏、福建、广东等地区建设若干中低温地热发电工程。
据此初步估算，“十三五”期间我国地热发电可拉动投资约400亿元，还可带动地热资源勘查评价、钻井等一系列关键技术和设备制造产业的发展。
然而实际上，我国地热发电事业在1977年西藏建成羊八井电站后，即基本呈现停滞状态。从近年发展情况看，其并没有受“十三五”规划激励而得以提速，发展态势不尽如人意。
相关资料显示，“十三五”以来，仅16兆瓦的西藏羊易电站和2.08兆瓦的几处小型机组建成投产，截至目前，中国的地热发电进展仅完成了既定规划目标的3.6%。
“同样是可再生能源，‘十一五’期间风电装机规模增长超过了670倍，‘十二五’太阳能装机规模增加约100倍。但‘十三五’地热发电装机只增加了18.08兆瓦，巨大的差距让我们不得不反思，问题出在哪里?”中国能源研究会地热专业委员会专家委员会主任、中国地源热泵产业联盟专家委员会主任郑克棪告诉记者。
支持政策缺失是主因
分析原因，多位业内人士向记者坦言，价格信号缺失、资本回报率尚不明确是首要原因。
西藏地热产业协会会长王善民介绍，根据“十三五”规划目标，西藏地热发电装机容量为350兆瓦。然而，除16兆瓦的羊易电站外，新增项目寥寥无几，主要原因就是缺失价格政策。
“正因为价格政策缺失，导致很多供应商和投资方因回报率不明朗，不愿进入地热发电领域。”德国亥姆霍兹环境研究中心研究员邵亥冰分析指出。
郑克棪介绍，地热能作为可再生能源，在世界多国均享受相关优惠政策，然而在我国西藏地热发电上网电价仅0.25元/千瓦时，且并不像风电、光伏等可再生能源一样能够享受补贴。
雪上加霜的是，9月1日起实施的《中华人民共和国资源税法》更对地热要求“按原矿1—20%或每立方米1—30元”的税率标准征税。
价格政策缺失使得不少有实力的企业对地热发电项目一直持观望态度，从而导致产业链整体配套难以及时跟进发展，地热发电事业整体冷冷清清。加之资源税新政落地，发展前景无疑将更加惨淡。
“地热发电领先国家成功的因素包括资源、技术、资金等，尤其政策最为关键。所有地热发电先进国家都是依靠政策支持才得以顺利发展。”郑克棪强调。
以土耳其为例， 该国借2005年世界地热大会在本国召开契机，让议会和政府认识到发展地热事业的重要性，从而推动了2005年《可再生能源电力生产法》与2007年《地热和矿泉水法》的实施。两项法律对涉及地热开发利用的投资、勘探、运行权等各环节做出明确规定，并制定了10年有效期的电价激励机制。得益于此，在过去15年间，土耳其地热发电规模从世界第16位迅速升至第4位，装机容量剧增76.3倍。
建议实施梯度价格和补贴政策
“现如今，中国的地热发电产业已经走到了十字路口，如果再不给出明确的政策支持，特别是出台明确的价格政策，前景将更加不明朗。”邵亥冰表示。
郑克棪强调， 2021年，我国将开启“十四五”时期，要改变地热发电“十三五”规划落空的窘境，当务之急是借鉴国际成功经验，制定实施《地热法》，并对地热发电实行上网电价补贴，废除《资源税法》对地热的收税政策。
采访过程中，多位专家亦提出，我国应参照其他可再生能源产业发展政策，给予地热发电上网电价补贴，鼓励和吸引更多企业和资金投入到地热发电项目中来。
王善民告诉记者，为促进行业发展，通过对地热发电项目建设和固定资产折旧等成本的估算，建议根据“十四五”规划和重点地区地热发电潜力的实际情况，实行梯度价格和补贴政策。
例如装机容量200兆瓦以下的，上网结算电价0.90元/千瓦时，补贴电价0.65元/千瓦时;200—500兆瓦的，上网结算电价0.75元/千瓦时，补贴电价0.50元/千瓦时。
“可控的投资风险离不开完善的政策配套。由于地热发电运行成本很低，如果电厂能得以确保可持续运营，这也意味着将有很多市场机会。”邵亥冰表示，促进电热发电产业最有效的方法是政府尽早制定激励性价格政策，“其余的交给市场即可”。
