研究对象
山东省地矿局东营“东高热1”深部高温地热井及黄河三角洲深部地热资源开发利用路径，兼及中深层地热供暖的政策、技术与碳资产协同机制
摘要
2026年8月，山东省地矿局在东营黄河三角洲地区实施的黄河流域深部高温地热资源探测项目取得重大突破：成功钻探的“东高热1”井井深4002.17米，井底温度162℃，井口出水温度138℃，单井出水量101.3立方米/小时，是目前华东地区温度最高的水热型地热井。初步测算，该井每年可释放热量约67.9万吉焦，相当于约2.7万吨标准煤；已圈定的近40平方千米高温地热田估算静态储热折合标准煤约4.78亿吨。东营市已规划“工业蒸汽制造、蒸汽前端预热、发电”三种工业利用方式，并将梯级利用后的尾水接入城镇集中供暖。本报告认为，这一突破恰逢三重政策窗口叠加：6月26日国家能源局印发《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》明确将地热列为多热源互补的重要组成，8月中旬国家能源局新能源司公开表示将结合可再生能源“十五五”规划完善地热政策体系，8月11日生态环境部就《中深层地热能水热型供暖技术应用工程国家核证自愿减排量（CCER）项目方法学》公开征求意见（8月25日截止）。深部地热正从资源勘探阶段迈入“工业+供暖”梯级产业化阶段，其对供热行业热源结构、县域零碳转型和碳资产开发的系统性影响值得深入研判。
核心结论
第一，“东高热1”井的核心价值不在于单井参数本身，而在于它首次验证了黄河三角洲深部高温水热资源的商业可及性。4000米井深、162℃井底温度、101.3立方米/小时涌水量三项指标的组合，使深部地热在华东地区第一次具备了同时服务工业蒸汽、发电预热和城镇供暖的多元能量品位，单井年释热67.9万吉焦的体量已相当于一座小型热源厂的供能规模。
第二，梯级利用是深部地热实现经济性的唯一可行路径。138℃井口温度直接用于供暖属于典型的“高质低用”，东营规划的“工业蒸汽—前端预热—发电—80℃尾水供暖”梯级利用链条，本质上是对热量品位的价格分层变现，供暖环节在链条末端以近零边际成本获得稳定热源，这一结构决定了深部地热项目必须走“工业园区+城市热网”双负荷锚定的开发路线，单纯面向供暖的项目难以支撑4000米级钻井的高额投资。
第三，碳资产化将成为深部地热项目的第二收益曲线。中深层地热供暖CCER方法学意见征集将于8月25日截止。方法学正式落地后，地热供暖产生的减排量可进入全国自愿减排市场交易；按当前CCER约96元/吨的价格中枢测算，仅“东高热1”井工业替代场景年减排4.89万吨二氧化碳，对应年碳收益约470万元；地热田规模化开发后年减排18.43万吨，对应年碳收益约1770万元，碳收益对项目资本金内部收益率的提升幅度可达1.5～2.5个百分点。
第四，深部地热的产业化仍面临回灌、衰减与审批三重现实约束。砂岩热储回灌技术难度高、长期开采的地温场衰减风险，以及采矿权与取水许可的较长审批周期，是决定40平方千米地热田能否按期实现规模开发的核心变量；平原县中深层地热“灌采比基准”管理实践与长庆油田杨凌项目的油气井改造路径，为东营项目提供了可直接参照的工程与制度样本。
热点背景
2026年1月，山东省政府新闻办在东营牛庄镇蝴蝶兰温室召开现场发布会，省地矿局宣布黄河流域深部高温地热资源探测项目取得重要阶段性突破。8月18日，海报新闻对该项目进行深度专题报道，“东高热1”井的完整参数与东营市的梯级利用规划首次系统公开，引发供热与地热行业的广泛关注。
从政策脉络看，此次突破的时间节点高度特殊。6月26日国家能源局印发《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，明确“因地制宜发展风光供热、地热能、生物质供热、核能供热、余热资源化利用等技术，推进多热源互补高效利用”。8月中旬，国家能源局新能源司负责人公开表示将结合可再生能源“十五五”规划完善地热政策体系，推动地热供暖规模化替代。8月11日，生态环境部就《中深层地热能水热型供暖技术应用工程国家核证自愿减排量（CCER）项目方法学》公开征求意见，意见征集截止时间为8月25日。山西省地热协会8月18日同步发布《中深层地热开发利用行业指引（2026版）》，将数智调度、“地热+”多能互补、计量采集与碳核算一体化列为2026至2028年行业三大转型主线。资源突破、产业规划窗口与碳规则窗口在8月形成三重叠加，深部地热供热的产业化条件趋于成熟。
从行业基础看，据中国地热产业发展联盟2026年中期报告，全国地热供暖制冷面积已达16.5亿平方米，其中中深层7.2亿平方米、浅层9.3亿平方米。2026年以来，长庆油田杨凌中深层地热项目（利用废弃油气井改造）、平原县中深层地热“全域零碳供暖示范县”方案、豫东南181眼地热井集群试点等项目密集推进，中深层地热正从分散示范走向区域化规模开发。东营深部高温资源的加入，把这一赛道从“中低温供暖替代”拓展到“高温工业供能”的新量级，行业应用边界得到实质性拓展。
一、资源突破的技术含义：从参数解读到能量品位判断
（一）三项核心参数的组合意义
“东高热1”井的公开参数为：井深4002.17米，井底温度162℃，井口出水温度138℃，单井出水量101.3立方米/小时。单看任何一项参数都不构成突破——国内4000米以上地热井并不罕见，西藏、云南、河北等地均有更高温度记录。三项参数的组合才是核心价值点：在华东平原沉积盆地地质条件下，4000米深度获得162℃高温，意味着该区域地温梯度显著高于华北盆地平均值（约3℃/百米），揭示了黄河三角洲深部存在规模性高温热储，具备商业化开发的资源基础。
井底与井口24℃的温差值得注意。4000米提升过程中仅损失约15%的温度，说明井筒保温工艺与涌水量匹配良好，大流量（101.3立方米/小时，折合日涌水量约2431立方米）恰好是抑制沿程热损失的关键因素。这一参数组合直接决定了下游利用方式的选择空间：138℃属于中压饱和蒸汽区间（对应绝对压力约3.5公斤/平方厘米），可直接驱动小型工业蒸汽负荷，或通过闪蒸扩容发电；而120℃以下的地热资源则基本丧失这两种高价值利用可能。
（二）热量规模的热源厂当量换算
按公开测算，该井年释放热量约67.9万吉焦，相当于燃烧约2.7万吨标准煤。以供热行业惯用口径换算：若全部用于城镇供暖，按北方采暖季每平方米耗热0.3吉焦的平均水平估算，单井可支撑约226万平方米供暖面积，相当于一座中等规模县域热源厂；若按工业口径，年可供蒸汽约9.4万吨，可满足一个中型食品加工或纺织园区的全年用汽需求。单井供能达到这一量级，意味着深部地热的经济分析单位从传统的“井群”简化为“单井”，项目可复制性的测算门槛大幅降低。
（三）地热田储量与开发天花板
山东省地矿局已初步圈定总面积近40平方千米的高温地热田，估算储存总热量达1.4×10^13兆焦，折合标准煤约4.78亿吨；按规模化开发强度估算，年可减排二氧化碳约18.43万吨。需要清醒认识的是，静态储量与可持续开采量是两个完全不同的概念：水热型地热资源的可持续开发强度主要取决于地下水补给条件与回灌率，行业经验表明年可采热量通常仅为静态储热的1%～5%量级。即便按1%年可采率保守估算，40平方千米地热田年可采热量也折合478万吨标准煤，足以为东营市主城区（2025年集中供热面积约5000万平方米，采暖季总耗热约1500万吉焦，折合标煤约51万吨）提供数倍于现状的零碳热源冗余。因此，资源储量本身不是约束，开发强度管控与回灌工程能力才是决定开发上限的核心因素。
二、梯级利用路径：热量品位的价格分层变现
（一）东营规划的三级利用结构
东营市立足资源禀赋构建的“一基地两样板”布局中，对深部高温地热规划了三种工业利用方式：一是工业蒸汽制造，138℃井口热水经闪蒸直接满足企业用汽需求；二是蒸汽前端预热，为现有燃煤或燃气蒸汽系统提供预热热源，降低煤炭消耗；三是发电，作为东营港区域的稳定绿电来源。梯级链条的末端，发电或工业利用后80℃左右的尾水接入城镇集中供暖。
这一结构的行业价值在于定价逻辑的重构。供热行业传统上习惯把地热看作单一供暖资源，按居民供暖价格（折热约30~45元/吉焦）衡量其经济性，结论往往是深部钻井投资难以回收。梯级利用模式则把同一股热量按品位分层出售：工业蒸汽环节按工业汽价（约200~260元/吨，折热约70~90元/吉焦）变现高品位段，发电环节按绿电价格变现中品位段，尾水供暖按民用热价变现低品位段。三段收益的叠加，使单井综合热量收益较单一供暖场景提升一倍以上，这正是4000米级钻井投资（单井钻完井成本约3000万～5000万元）得以回收的核心商业基础。
（二）双负荷锚定是项目成立的前提
梯级利用的前提条件是工业负荷与城市热网的同时在场。工业蒸汽负荷提供全年稳定基荷（年利用小时数可达6000小时以上），供暖负荷提供冬季增量需求，两者的季节互补特性恰好熨平地热恒定出力的供给曲线，大幅提升资源利用率。东营的区位优势正在于此：东营港化工园区的稳定工业蒸汽需求、黄河三角洲农业温室的周年热负荷（牛庄镇蝴蝶兰温室即本次项目发布会的现场选择，背后正是农业地热应用的典型场景）、主城区的冬季供暖刚需，构成了三级负荷的完整拼图。反过来说，缺乏工业负荷锚定的纯供暖深部地热项目，在当前热价水平下普遍不具备商业闭环能力，这也正是平原县方案强调“全域零碳供暖示范县”整体打包、以规模效应摊薄单位成本的核心原因。
（三）尾水供暖的管网接入技术要点
80℃尾水直接接入既有城市热网存在明显的温度匹配问题：传统热电联产一次网设计供水温度通常为110~130℃，直接接入会导致热力工况失衡。目前可行的技术路线有两条：其一，尾水作为热源经高温热泵提升至管网设计温度（吸收式或压缩式热泵，东营经开区锦华、登州路清洁能源供热站已成熟应用高低温大功率热泵串联技术，可直接迁移）；其二，在新建城区或独立区域热网采用低温供暖架构（供水60~80℃），末端配套低温散热器或地板辐射采暖系统。前者的代价是需额外消耗15%～25%的电能，后者的代价是末端系统改造成本，具体选择取决于既有管网条件与改造半径。对东营而言，地热能源站分三年分布式建设、与热电厂构建“一网多源”的既定路线，实际是以电厂高温水为管网骨架、地热尾水为补充的混合架构，有效规避了全量改造的资金压力。
三、碳资产前景：方法学窗口与收益测算
（一）CCER方法学的规则窗口
生态环境部8月11日就《中深层地热能水热型供暖技术应用工程国家核证自愿减排量（CCER）项目方法学》公开征求意见，意见征集截止时间为8月25日。从已公开的方法学框架看，其基准线设定、额外性论证与监测要求与既有可再生能源方法学保持同一逻辑：以区域同等供热量下的化石能源供暖为基准情景，按实际替代热量核算减排量，要求对取水量、回灌量、供回水温度、供热量实施连续在线计量。这意味着项目碳资产开发的基础设施——计量点位与数据采集传输系统——必须在工程设计与施工阶段同步落地。山西省地热协会8月18日提出的“计量采集与碳核算一体化前置到项目规划阶段”的行业指引，正是对这一规则变化的及时响应。东营项目若要在方法学正式发布后第一时间完成项目备案登记，当前的工程设计就应当提前预留符合方法学要求的计量架构。
（二）碳收益的定量测算
基于公开数据可做两档碳收益测算：单井工业替代场景：年供蒸汽9.4万吨、替代标煤1.88万吨、减排二氧化碳4.89万吨，按当前CCER约96元/吨的价格中枢测算，年碳收益约470万元；若考虑碳价长期上行趋势（生态环境部已明确碳市场将扩至石化、化工等行业，覆盖约80%二氧化碳排放，配额总量将逐年收紧），按120元/吨的中期价格预期，年碳收益约587万元。地热田规模化开发场景：年减排18.43万吨二氧化碳，对应碳收益约1770万～2210万元。对比项目投资规模：单井钻完井加地面换热站总投资约5000万～8000万元，碳收益可使项目资本金内部收益率提升1.5～2.5个百分点。对于长期徘徊在盈亏平衡线附近的地热项目而言，这一增量收益是实现商业闭环的关键变量。
（三）绿证与碳资产的规则边界
需要特别提示的是，国家发展改革委、国家能源局2026年印发的42号令（《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》）已于8月1日正式施行。该办法首次将非电消费（供热、制冷）纳入可再生能源消费考核范畴。地热能供暖项目可同时服务用能企业的可再生能源消费达标与供暖企业的CCER开发，但需严格遵守规则边界：同一减排量不得在绿证与CCER两个体系重复计算环境权益。项目方在商务结构设计中需要提前明确环境权益的归属与切分规则，避免后续核证阶段产生纠纷。
四、产业化约束：回灌、衰减与审批的现实变量
（一）砂岩热储回灌的工程难度
华北盆地与黄河三角洲的主力热储为砂岩孔隙型热储，回灌是行业公认的世界性技术难题。砂岩孔隙细小，回灌水中的悬浮物、化学沉淀与溶解气体易造成孔隙通道堵塞，回灌率衰减将直接影响井组使用寿命。平原县中深层地热项目披露的“灌采比基准”管理模式（采灌平衡、同层回灌、专用回灌井科学布局）是目前行业最成熟的工程对策。东营40平方千米地热田的规模开发，回灌井数量通常需达到开采井的1.5~2倍，地面工程与运维投资的相当部分实际投入在回灌侧。任何深部地热项目的经济性测算，若未足额计入回灌系统的工程建设与长期运维成本，得出的结论都不具备实际参考价值。
（二）地温场衰减的长期风险
大流量长期开采必然引起热储温度衰减，行业经验表明设计寿命30年的水热型地热项目，需按供回水温差逐年收窄、产能年衰减1%～3%的规律预留产能余量。目前衰减管理的有效手段包括：采灌井距的优化设计（避免短期热突破）、季节性轮采制度（工业与供暖负荷的峰谷错配恰好为热储提供轮休窗口），以及动态监测体系下的开采强度调节。山西省地热协会强调的数智调度体系（同步在线监测取水量、回灌量、地层温度、供回水温度等关键参数），本质上就是支撑衰减动态管理的数据基础设施。
（三）审批与权属的制度成本
地热开发涉及采矿权（地热资源属于矿产资源范畴）与取水许可双重行政审批，黄河三角洲区域还叠加黄河流域生态保护和高质量发展的特殊管控要求，审批流程更为严格。常规情况下，从项目启动到权证齐备的周期通常在2～3年。油气企业与地矿专业队伍的深度合作是压缩审批周期的有效路径：长庆油田杨凌项目已验证了“废弃油气井改造地热井”的低成本开发路线，东营本地胜利油田积累的海量勘探资料、成熟钻井队伍与大量待利用废弃井资源，为地热田的快速资源评价与滚动开发提供了其他地区不具备的先天条件。地下有资源、本地有队伍，这是东营相对于其他深部地热候选区域的独特比较优势。
五、对供热行业的四点研判
第一，深部地热将系统性重构黄河流域与华北盆地的热源竞争格局。未来五年，在具备高温资源禀赋的东营、德州、濮阳、雄安新区一线，深部地热将从供暖补充热源成长为工业供能主力，燃煤热电机组的供热市场空间将被实质性分流，存量机组的灵活性改造与热电解耦需求将进一步强化。
第二，“工业+供暖”双负荷锚定将成为深部地热项目立项的隐性门槛。单纯面向供暖的深部地热项目在财务上难以实现闭环，地方政府在热源规划审批中将越来越倾向于要求项目绑定工业蒸汽负荷，供热企业参与地热开发的最优路径是与工业园区能源服务商组建联合体，而非独立竞标供暖特许权。
第三，计量与碳核算能力将成为地热项目的必备前置投资。CCER方法学正式落地后，计量点位预留与数据接口设计必须在工程前期完成，后期补装的改造成本将数倍于前置投入；供热企业应尽快将“计量碳核算一体化”要求纳入地热项目的技术规格书模板，提前做好规则适配。
第四，尾水低温供暖架构值得新建城区优先采用。80℃地热尾水可直接匹配低温区域热网，省去热泵提升的额外电耗代价，是梯级利用链条中能量效率最高的环节；新建城区在管网设计阶段即采用低温供暖参数，可为未来接入地热尾水预留充足的技术兼容性，大幅降低后续改造难度。
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