中国郑州2500米二氧化碳地热环路：取热不取水，距离全天候发电还有多远？

中国华能在河南郑州投运的首个超临界二氧化碳闭式地热项目，本质上是一个供暖示范项目，而不是地热发电厂。项目于2026年5月19日投入运行：二氧化碳在一套密闭管路中循环，沿着约2500米深的井筒下行，从周围岩石吸收热量，再回到地面，把热量传递给另一套供暖水循环系统。613

它的意义在于，地热取热不必一定伴随地下水开采。但现阶段的运行结果应被视为一个重要的工程里程碑，而不是“闭式地热已经能够低价、全天候发电”的证明。

郑州项目究竟如何工作？

这口井采用同轴式闭式结构：相对较冷、经过加压的二氧化碳沿一条流道向下，吸收深部热量后，再沿另一条流道返回地面。地下部分的热量通过井筒结构传递给循环中的二氧化碳；到达地面后，升温的二氧化碳通过换热器把热量交给供暖水。二氧化碳始终留在密闭回路中，不与地下岩层或地下水混合。6713

这与传统水热型地热系统不同。传统系统通常从具有天然渗透性的地下热水储层中抽取热水，再对产出的流体进行处理和回灌。闭式系统则不依赖地下水自然流动，可以尝试利用那些“岩石温度足够高、但地下水流动性不足”的地层热量。

为什么用二氧化碳，而不是地下水？

郑州项目把超临界二氧化碳作为传热介质。在合适的压力和温度条件下，二氧化碳能够同时表现出类似气体的流动性和接近液体的密度。相关工程说明认为，这种特性有助于降低深井循环阻力，并提高换热效率。613

二氧化碳还可能产生热虹吸效应。流体升温后密度下降，向上的暖流与向下的冷流之间形成密度差，从而帮助推动循环、减少泵功。不过，这并不意味着系统可以完全摆脱地面设备，也不能自动保证运行成本很低。

闭式结构的潜在优势包括：

• 不需要抽取或回灌地下水；
• 工作流体与周围地层隔离；
• 可以减少产出热卤水时常见的结垢和矿物处理问题；
• 有望把地热供暖拓展到天然储层渗透性较差的地区。613

这些是系统层面的潜在优势，并非商业表现的保证。真正的关键仍是：热量能否足够快地穿过岩石和井壁，持续支撑目标输出。

郑州项目目前取得了什么成绩？

公开报道显示，项目中的二氧化碳入口温度约为8℃，返回地面时约为22℃。与采用水作为取热介质的方案相比，项目据称可将取热能力提高约20%，并将单位供暖能耗降低约10%。系统设计目标是在冬季为超过1.8万平方米的居民住宅提供集中供暖。3613

这些数据说明它已经具备了有实际用途的供暖能力，但并不代表项目产生了电力。公开证据显示，郑州项目当前服务的是居民供暖，而不是发电。

这里还需要注意“超临界二氧化碳”这一术语。它描述的是工作流体在系统内所采用的压力—温度状态和工程概念，并不意味着公开报道中的地面8℃至22℃温度就是整个地下回路的完整热力学状态。现有运行摘要没有给出井下各位置的完整压力和温度曲线；此外，另一篇二手报道给出了不同的进出口温度。因此，8℃至22℃更适合作为已报道的运行数据，而不是对整个系统状态的完整描述。34

它能否提供全天候“基荷”电力？

地热热源原则上可以连续利用，不像风能和太阳能那样受天气、昼夜影响。如果闭式系统能够抵达足够高温的岩层，并让足够多的流体稳定循环，理论上就可能持续供热；在温度更高、热流更大的情况下，也可能用于发电。

但郑州项目尚未证明这一结果。发电通常需要更高的可利用温度、更大的地下换热能力和足够的热流量，以驱动有机朗肯循环等动力转换系统。郑州项目目前是供暖设施，因此把它描述为已经实现全天候地热发电，会超出现有证据支持的范围。

经济性则是更大的限制。模型研究显示，闭式地热系统有可能实现具有竞争力的供热成本，但要实现具有竞争力的发电成本，通常需要大幅降低钻井成本。 另一项研究发现，即使假设储层温度达到180℃、设置30条水平分支并达到每秒75千克的产流量，模拟系统仍可能无法收回全生命周期成本。

为什么要探索更深的U形井？

同轴井的地下换热面积相对有限。更深的U形井或U形环路，则试图通过两条垂直井段和一段穿过热岩层的长水平井段，扩大与周围岩石接触的路径。地下路径越长，理论上就有更多岩石参与换热，也可能提高循环流体获得的热量。

这种设计针对的是单井系统的核心限制：要长期提取有用能量，必须同时拥有足够的岩石接触面积、较高温度和稳定流量。但U形结构也会带来定向钻井难度、完井风险和更高资本支出。现有材料没有确立某个具体中国深部U形项目的准确深度、性能、施工状态或成本，因此它更适合被理解为一种发展方向，而不是已经验证的商业解决方案。

工程和经济上的主要难题

难点不只是“找到热岩石”，而是要在可接受的成本内，建成一个耐用、输出足够高的地下换热器，让最终出售的热量或电力能够偿还建设投资。

主要障碍包括：

• 深井钻探，以及定向井、多分支井段的高昂成本；
• 建立足够大的地下换热面积；
• 在高温高压环境下维持井筒完整性和密封可靠性；
• 应对腐蚀、热损失和二氧化碳的流体行为；
• 防止下行流和回流之间发生热短路；
• 研发能够在深部恶劣岩层中工作的钻机、钻头、井下工具和材料。

《自然》相关综述指出，在一些应用场景中，一套多分支井的成本可能约为5000万至1亿美元，项目盈利能力则取决于输出规模和当地需求。该综述还强调，闭式系统主要依赖周围岩石的传导换热，而天然地热储层可以通过流体对流更快地输送热量。

这也解释了为什么区域供暖可能比地热发电更早形成商业机会。项目可以把中温热量直接卖给附近建筑，无须先把热能转换成电能；发电则需要更高温度、更大流量以及更昂贵的动力转换设备。

德国Eavor项目说明了什么？

德国巴伐利亚州的Eavor Geretsried项目提供了一个重要参照。2025年12月4日，该项目开始向德国电网输送电力，成为首个据报道利用密闭、多分支闭式地热系统实现并网发电的商业项目。

该项目的完整设计额定能力据报道约为8.2兆瓦电力和64兆瓦热力，地下环路通过长距离井筒从岩石中取热。不过，截至2026年3月，原计划的四个环路中只有第一个在运行。因此，Geretsried证明了这类系统具备重要的工程可行性，但完整建设和最终经济性仍有待观察。17

把郑州和Geretsried放在一起看，可以看到同一技术路线的两个阶段：郑州证明了密闭二氧化碳循环能够用于实际地热供暖；Geretsried则证明了多分支闭式环路可以把电力送入电网。两者都没有证明深部闭式地热已经足够便宜、可以在任何地点部署，或能够取代传统发电方式。

结论：这是“取热不取水”的现实测试，而非商业突破

中国郑州项目最准确的定位，是对“取热不取水”的一次实际工程测试。2500米同轴井、密闭二氧化碳回路、据报道约20%的取热能力提升，以及超过1.8万平方米的冬季供暖服务，解释了这条技术路线为何受到关注。613

如果未来能够解决换热面积、钻井设备、井筒寿命和资本成本问题，闭式地热或许能把地热能源带到更多地方，把“是否存在可开采地下热水”这一地理限制部分拆开。但距离全天候发电，仍要跨过更高温、更大规模的地下换热器、可靠的高温钻井、长期热衰减控制和显著降低投资成本等难关。

目前的证据支持谨慎乐观：技术正在从概念走向运行验证，但距离大规模、低成本商业化仍然很远。