同样是可再生能源，地热能显然不是最受关注的那个。
地热能是一种古老的能源。它存在于地壳下的岩石和流体中。从浅层地面，到地表下数公里或更深，这些能量可以通过钻井采集蒸汽和高温热水被带到地表上，用于发电、直接使用以及供暖和制冷。
相较其他迅速扩张的可再生能源，地热能发电的发展始终不温不火。2020年水电、光伏发电、陆上风电装机容量已分别达到 1154GW、710GW、698GW，占可再生能源发电装机总量的 87.7%；与此同时，2020年全球地热总装机量 14GW，仅占全球可再生能源总装机容量的 0.5%[1]。
图表 1：2000-2020年主要非水电可再生能源装机量（MW）
图表 2：2000年-2020年地热发电装机规模
地热发电在各大洲的一些国家取得了成功。在萨尔瓦多，人均GDP约4000美金的中美洲国家，地热发电装机占所有可再生能源装机的13.6%。在新西兰、肯尼亚、菲律宾和冰岛，该项占比数字分别为13.3%、37.6%、25.5%和26.3%[2]。此外在冰岛，地热覆盖了90%以上的供暖需求。目前有20多个国家部署了地热发电。美国是地热发电规模最大的国家，世界上最大的地热开发项目是加州旧金山北部的The Geysers，该项目包含18个地热电站，合计装机容量达到了845MW[3]。在2019年，The Geysers发出的电量占到加州所有可再生能源的20%[4]。
地热发电的成本在很大程度上偏向于初期投资，而不是维持其运行的相关费用。首先是钻井和管道建设，然后是实际工厂的设计。电站建设通常与最终的场地施工同时完成。一个地热电站的场地开发和电站建设的初始成本约为300万 – 500万美元每MW装机[5]。运营和维护成本从每千瓦时0.01美元到0.03美元不等。大多数地热发电厂可以在90%以上的可用率下运行（即90%以上的时间生产），但在97%或98%下运行会增加维护成本 [6] 。
2007年至2019年期间，地热的LCOE从现有场地二次开发的0.04美元/千瓦时到偏远地区的绿地开发的0.17美元/千瓦时不等。根据IRENA的估算，全球加权平均LCOE从2010年投产项目的0.05美元/千瓦时左右上升到2019年的0.07美元/千瓦时左右[7]。由于近些年风能和光伏发电LCOE快速下降的趋势，这一数值在可再生能源中已经没有优势，但是这仍然大大优于风光能配套储能的LCOE，也说明了在有高质量热源的情况下，地热发电作为基荷电源可以提供有竞争力的电价。
技术革新引领地热能更多样开发
发展至今，目前已有多类地热能利用技术，他们也有不同的技术成熟度。地热直接利用的技术，如区域供暖、地热泵、以及一些其他应用，都已经在世界各地被广泛使用。
在地热发电技术中，利用高温（180℃及以上）热液储层（reservoir）中的汽水混合物介质来发电是稳定成熟的技术。至今为止运行的地热电站，大部分都是应用干蒸汽或闪蒸工艺，从而获取高温地热资源：
- 干蒸汽发电是最古老的地热发电技术，它的原理是直接将蒸汽从地下的裂缝中抽取到发电机组进行发电。干蒸汽从蒸汽井中引出，经过分离器分离出固体杂质后，进入汽轮机做功，驱动发电机发电。干蒸汽电站所用发电设备基本上与常规火电设备相同。世界上第一座地热电站即采用的干蒸汽发电，该电站于1904年建成，位于意大利Tuscany。前文提到的The Geysers项目的18个地热电站都是采用干蒸汽发电技术。
- 闪蒸发电的原理是提取深层的高压热水，经过降压分离出水和干燥的饱和蒸汽，饱和蒸汽进入汽轮机驱动发电。通过汽轮机的蒸汽冷凝成水和分离水一起被注入回地下再次使用。目前世界上的大多数地热电站都是闪蒸发电站。
双工质（双循环）发电技术在过去十年间取得了快速发展，促使中温（90℃ - 180℃）地热源也越来越多地被利用起来。在双工质电站中，地热热水通过热交换器，将沸点比水低的工艺流体加热转变成蒸汽，蒸汽进入汽轮机驱动发电。未来的大多数的中温地热发电厂将是双工质发电电站。
此外，一些新兴技术正浮出水面，使得条件更复杂的场地和热源可以被利用。
一个典型代表是增强型地热系统（EGS）。EGS的原理是通过人工工程形成的裂缝，从低渗透性的高温干热岩（Hot dry rock）中，经济地采出热能以利用。这些干热岩一般深埋在地下2000米以上。与传统可利用的地热场地比，干热岩系统的储层处于无水或基本无水状态，能够解决传统地热发电受地理分布限制的问题。这一类原本无法触及的地热资源通过EGS开发，潜在空间达到100GW以上[8]。目前，美国、欧盟、韩国等国家地区建设了试验性的EGS发电厂，尚未形成商业规模。
另一个正在发展的技术是分布式井口电站。传统地热电站采用集中式，即多个井口的流体汇集到集中电站发电，一般选用大功率（>30MW）的汽轮机做工驱动发电机，并需要建设远距离流体输送管线。在建设周期方面，集中式电站需等待所有热井钻探完成并取得测井数据后进行设计，输送管线的建设也需要相对较长周期，导致整个电站的投资开发周期长至5-7年。集中式大机组的初始资本支出也较高 – 例如一个30MW的集中式地热电站要求的初始投资就达到9000万到1.5亿美金。分体式电站的实现主要得益于螺杆膨胀机作为汽轮机的替代品。螺杆膨胀机特点是功率小，一般为50KW-8MW；效率可以达到78-81%（vs汽轮机80-83%）；对热源品质要求低，不需要饱和蒸汽，可以适用带液蒸汽；结构简单，在运行维护要求低。低功率要求使得井口模式有了实现的基础（一般单井口的功率都在几MW的水平）：即一口井或者几口井就建一个电站，模块化安装。后续可以实现边发电边开发，现金流可持续。有效降低开发风险和初始投资成本 [9] 。
值得一提的是，从技术原理和实现手段来说，利用中高温地热发电与工业和建筑的余热利用比较接近，这些来自工厂和办公楼的余热资源也通常以高温热水和蒸汽的形式存在。两个领域的需求叠加可以更快促进相关技术的发展和进步。
产业链参与者
在高温地热设备领域，以汽轮机厂商为主，其中日本厂商主宰份额，包括三菱重工（70111.T）、东芝（6502.T）、富士电机（6504.T）。在国内，哈尔滨电气（01133.HK）和东方电气（600875.SH）也有提供。值得一提的是，汽轮机本身应用领域众多，是一个非常庞大的市场，全球范围内达到200亿美金。
双工质发电技术上，来自美国的Ormat（ORA）是绝对的领先者。Ormat公司于1965年在以色列成立，至今建设了超过190座地热电站，合计装机超过3200MW，占据70%以上的市场份额。
开山股份（300257.SZ）是双工质发电技术领域的强有力竞争者。它拥有全球领先的螺杆膨胀机技术，推动分布式井口电站模式的实施。根据公开披露，开山股份目前已在运营的地热项目有50MW，储备的总规模达到540MW。
增强型地热系统（EGS）领域的技术尚在示范性推广阶段，因此该领域代表性的公司基本是年轻和小型的创业公司，包括Fervo，AltaRock。Ormat也是积极推动EGS发展的公司之一。
总结与展望
地热资源有其独到的优势，一是它可以非常持续稳定的产生电能，起到风能和光伏发电不能提供的基荷电源的作用，并且可以为短期和长期灵活性提供辅助服务。二是它不依赖进口燃料，从而保证本国能源安全，是寻求能源独立的各国可以优先考虑的气候友好型能源之一。
尽管被一些分析师忽视，地热资源的技术提供方已经在排兵布阵，准备好了下一代技术推动地热资源更多样的开发。