最近几个月来，中央电视台等主流媒体和许多社交媒体都报道了我国在两种新能源可燃冰和干热岩方面的重大突破。大多数人以前对这两种能源并不是很熟悉，看了这些报道后感到非常兴奋。我国取得的这些突破的确具有十分重要的意义，对推动我国能源生产和消费革命具有重要而深远的影响。但是，从科学的角度来看，很有必要对这些新闻报道以及这两种新的清洁能源进行正确的分析和认识。
汽车一次加100升可燃冰能跑多少公里？
2017年5月18日，我国在南海神狐海域首次成功试采可燃冰。据央视报道：“若一辆使用天然气为燃料的汽车，一次加100升天然气能跑300公里，加入相同体积的可燃冰，这辆汽车能跑5万公里”，不少新闻媒体也纷纷转载。看到这一报道，不少人兴奋不已。汽车跑5万公里是什么概念？简单地说，一般家用汽车加一次可燃冰，2-5年不用添加燃料了。那么，汽车一次加100升可燃冰到底能跑多少公里？一立方米的可燃冰分解后可释放出大约0.8立方米的水和164立方米的天然气（标准状态下）。那么，100升可燃冰可以得到16.4立方米的天然气（标准状态下）。1立方米的天然气大约相当于1.17升汽油， 这可以让普通小汽车行驶大约10-15公里。按此推算，汽车一次加100升可燃冰（即相当于16.4 立方米的天然气）能跑大约160到250公里，并不是5万公里。
可燃冰可供我国使用多少年？
根据国土资源部提供的数据，全国可燃冰的地质资源量相当于1000亿吨石油。不少报道指出，按照当前我国能源使用量粗略估算，可燃冰可供我国使用一百年以上。这个前提假设是所有这些可燃冰能够100%开采出来，且全国能源年消费总量也不是基于2016年的数据。我国2016年全年能源消费总量初步核算为30.5亿吨石油。由此可知，如以我国2016年的能源消费总量作为基数来计算，可燃冰（相当于1000亿吨石油）可供全国使用33年左右。而实际上，地质资源量不等于可采储量，是不可能100%开采出来的。那么，多少比例（采收率）的可燃冰能够开采出来？对于这个问题，目前没有明确的、可靠的答案。这是因为，这是我国第一次进行可燃冰试采，国际上已经开展可燃冰试采的国家也为数不多；何况所有国家，包括我国在内，都已经停止开采可燃冰了。另外，值得注意的是，可燃冰的地质资源量也存在一定的不确定性，尤其是在目前探井非常少的情况下。
可燃冰何时能够实现商业化开采？
目前，可燃冰的开采方法主要有以下几种：（1）热采法；（2）减压法；（3）化学剂注入法；（4）CO2置换法；（5）混合开采法。目前，有专家认为可燃冰的开采在技术上是可行的，而实际上，断定可燃冰的开采技术已经可行或者成熟还为时过早。除了技术问题，另外一个困难是环境问题。可燃冰不像常规天然气或者页岩气那样储存在坚硬的岩石中，储层上部也不是致密岩石构成的高强度盖层，而是海水或者强度很低的地层。由于这一特征，在开采过程中，可燃冰中的甲烷可能不按照设计流经井筒采出，而有可能通过其它位置大量逃逸到海水、大气中，这将产生新的环境问题（加剧温室效应）。另外，海底可燃冰储层甲烷的大量分解也会降低海底地层强度，诱发大规模的海底滑坡甚至海啸等灾难，毁坏海底工程设施。
关于可燃冰何时能够实现商业化开采有不少预测和报道，目前的一般看法是还需要15到20年，大约要在2030年以后才行。最近还有专家预计，2030年可燃冰的产能可以达到10亿立方米。事实上，任何预测都有不确定性。其实，2003年也有专家预测15年后，即2018年，能够实现可燃冰的商业化开采，现在看来肯定是无法实现的。实现可燃冰商业化开采的影响因素很多，包括开采技术的先进性、经济性（开采成本）、可持续性、环境问题，以及与其它能源的成本可竞争性等。如果国际石油（50美元/桶左右）和天然气价格徘徊在目前水平甚至更低，即使可燃冰开采技术有革命性的突破，商业化开采的时间也可能大幅度推迟。反之，则有可能提前。
干热岩资源可供我国使用多少年？
根据国土资源部中国地质调查局的数据，我国地壳3-10千米深处陆域干热岩资源量为856万亿吨标准煤，“根据国际标准”，以其2%作为可采资源，全国陆域干热岩可采资源量达17万亿吨标准煤，与美国的资源量约在同一数量级。以我国2016年全年能源消费总量大约43.6亿吨标准煤作为基数来计算，干热岩的可采资源量可供我国使用3900年左右，这比可燃冰的可使用年限要多几百倍。不过，有关报道中所说的2%“国际标准”，并不是真正意义上的国际标准，而是目前国际上该领域的专家在无法确定干热岩地质资源量有多少比例能够开采出来的情况下，假定的一个可采系数下限，上限假定为40%。如果按照可采上限40%来计算，那么干热岩的可采资源量可供我国使用几万年。
干热岩的发电成本是多少？
根据央视报道，干热岩发电不受季节、气候约束，发电成本是风力发电的1/2，太阳能发电的1/10。不受季节、气候的影响的确是干热岩发电相对于太阳能、风能发电的重要优势。但干热岩的发电成本，无论是从度电成本还是初期投资成本的角度来看，很多人认为明显有问题。这可能是因为干热岩、风力与太阳能光伏发电系统的等效可用系数差别很大[2]，对应系数分别是90%、20%、15%左右，不同的地区有一定的差异。以太阳能为例，一天24小时大约只有8小时有比较强的阳光，一年365天不太可能天天出太阳，没有太阳时，光伏发电站就不能发电。这就是为什么一个装机容量为100兆瓦的太阳能光伏系统大致等同于一个15兆瓦的地热发电厂。目前风力发电单位千瓦成本在7000-8000元，而光伏发电系统的成本（包括光伏组件、开发成本和工程成本）单位千瓦大约在8000-10000元。如果折算到100%的等效可用系数，目前风力和光伏发电系统的等效功率成本分别是每千瓦35000-40000元、53000-67000元。干热岩发电的成本估计要复杂的多，这是因为干热岩发电成本受干热岩储层的温度以及深度的影响很大（流体到达地面的温度不同，因而发电效率不同）。目前常规地热（水热型）发电系统的总成本（包括钻井和地面发电设备等）大约在每千瓦20000-30000元之间，具体取决于热储的温度、深度和岩石渗透率等。如果折算到100%的等效可用系数，常规地热发电系统的总成本仍然要比风力和光伏发电的低得多。值得注意的是，地热发电后流体还可以用来进行供热、洗浴等梯级利用，如果考虑这一部分经济效益，常规地热开发系统的经济性还要提高。但是，因为干热岩没有水，其发电成本的估算更加复杂，可能在每千瓦50000元左右。
干热岩地热能何时能够实现商业化开采？
干热岩地热能的开采方法主要是所谓的增强地热系统方法，即EGS（Enhanced Geothermal System）方法。该方法的工艺过程大致是：通过钻井在干热岩储层中建成对井（生产井和注入井）系统，在对井间储层进行压裂后，通过注入井注水，水与岩体接触被加热后返回地面进行发电或梯级利用，冷却后的地热水则重新注入热储进行循环，从而在生产井-热储-注入井之间形成人造热交换与流体循环系统，实现地热能的高效开发与利用。
近几年来，国际上地热能的应用和发电技术发展非常迅速，全世界已安装的常规地热发电装机容量目前已达1.3万兆瓦以上，而我国只有27兆瓦左右，在全世界利用地热发电的24个国家中仅仅排名第18位，与美国等发达国家的差距非常大。到目前为止，我国还没有干热岩发电站。国际上最著名的是法国的Soultz干热岩发电站，已经连续运行多年。目前来看，干热岩发电在技术上是可行的，关键问题是钻井成本。但是，如前所述，干热岩发电系统的总成本在考虑等效可用系数的情况下要比光伏发电的低。也就是说，如果国家给予干热岩发电类似于光伏发电的补贴等优惠政策，利用现有的技术目前就可以开展较大规模的干热岩开采。当然，这还要取决于热储温度等多个具体参数。（李克文 中国地质大学（北京）教授）
