一项覆盖约70年全球地热发电发展的最新研究发现，地热发电成本并未随着全球部署规模扩大而普遍下降，反而呈现上升趋势，而不同国家和地区的成本学习能力存在显著差异。研究认为，地热项目开发所需的大量知识和经验仍集中在本地或区域层面，使得一个地区积累的开发经验难以像光伏、储能等标准化技术一样快速复制到其他市场。
该研究发表于《iScience》，由Florian Mueller、Bjarne Steffen和Tobias S. Schmidt共同完成，重点分析全球及国家层面的地热发电技术经验率（Experience Rate）。研究团队收集了过去约70年间全球投运的全部514座地热电站数据，其中206座拥有装机成本数据，并结合51位行业专家访谈，分析不同市场成本变化背后的原因。
全球地热发电成本学习效应呈现明显区域差异
图片展示研究报告中不同国家地热发电项目的装机成本与累计部署规模经验曲线。纵轴为按照2024年美元价格计算的单位装机成本（美元/W），横轴为各国累计地热发电部署规模（MW）。
研究显示，不同国家地热产业经验率存在显著差异，美国点估计约为+18%，而新西兰约为-53%。这种差异表明，地热项目的成本变化受到当地地质资源、钻井经验、项目连续性、监管体系和产业能力等多种区域因素影响，难以通过单一全球学习曲线进行解释。
研究结果显示，全球地热发电的经验率估算值为-20%，意味着按照经验曲线的定义，全球累计地热发电装机容量每翻一番，单位装机成本反而平均增加约20%。Mueller指出，该数值是一个较大置信区间内的中心估计值，因此不应对具体的-20%数值作过度解读，但研究团队表示，有97%的置信度可以认为，随着全球地热装机规模扩大，整体成本呈上升而非下降趋势。
这一发展轨迹与光伏和电池等高度标准化技术存在明显差异。光伏和电池产业过去通常随着全球部署规模扩大，通过制造规模化、供应链成熟和技术迭代实现显著降本，而地热项目在持续开发过程中可能逐步转向条件更加复杂的资源，同时面临更高的项目设计要求和监管要求；一旦项目开发出现长期中断，已经形成的专业技术能力和工程经验也可能流失。
不同国家的地热成本学习曲线呈现出显著分化。研究给出的国家层面点估计值从美国的+18%到新西兰的-53%不等，其中正经验率代表随着部署增加成本下降，负经验率则代表成本上升。这种巨大差异成为研究团队提出“不能用一条全球学习曲线解释所有地热市场”的重要依据。
地热产业学习效应高度本地化，与地下资源本身的地域属性密切相关。Mueller表示，“成功开发一个地热项目所需要的大部分知识都存在于本地至区域层面。”例如水文地质条件可能在相距不远的区域就发生明显变化，因此一个地热储层获得的开发经验未必能够直接应用于另一个储层。
监管和社会环境同样使地热项目经验具有明显地域属性。开发商、监管部门以及当地利益相关方之间形成的合作经验通常建立在具体市场内部，如果当地地热项目长期停止开发，这些经验也可能逐渐流失。相比之下，光伏产业形成的知识可以随着企业、工程师、制造设备和供应链在不同国家之间流动，而地热项目始终与具体地下资源及当地开发环境高度绑定。
研究总结出影响地热产业学习效应的六类关键因素，包括资源生产能力、项目设计复杂程度、水文地质差异、钻井隐性知识、监管条件，以及来自石油天然气等行业的知识转移。这些因素共同决定了一个地区能否通过连续项目开发积累经验并实现成本下降。
连续稳定的项目开发被认为是推动区域地热市场降本的重要条件。专家访谈显示，相对均一的地质条件可以使一个储层积累的知识应用到后续项目；稳定的监管环境可以减少开发商反复调整项目流程的成本；持续的项目储备则能够保留钻井队伍、设备供应商以及其他专业技术能力。
油气产业基础也可能为地热市场提供重要的技术和监管能力溢出。成熟油气市场拥有现成的钻井设备和经验丰富的施工队伍，同时监管机构通常已经积累地下钻井项目管理经验，能够更有效地识别和处理相关技术及安全问题。
钻井经验的连续传承尤其重要，因为大量地热工程能力属于难以完全标准化和书面化的“隐性知识”。研究因此认为，对于政府而言，相比孤立建设少数旗舰示范项目，建立可预测、长期且连续的地热项目开发市场更有利于形成学习效应，同时公共部门还可以通过开放勘探数据、提供项目前期风险保障以及提升监管能力等方式，帮助市场保留开发经验。
公众接受度也是地热项目本地化能力的重要组成部分。研究指出，地热项目的社会信任无法简单从一个地区复制到另一个地区，而需要开发商通过具体项目逐步建立，因此公众沟通和社会接受度本身也是区域地热产业长期积累的一种能力。
对于增强型地热系统（EGS）和闭环地热技术，研究目前尚未得出其是否能够形成类似光伏产业全球学习曲线的明确结论。由于这两类技术商业部署规模仍然有限，研究团队没有计算实际经验率，而是从项目设计复杂程度以及项目定制化程度两个方面进行了分析。
研究认为，EGS和闭环地热仍保留了传统地热开发中许多可能限制全球快速学习的特征，但这并不意味着其中的单项技术无法快速进步。以美国Fervo Energy在犹他州Cape Station EGS项目为例，该公司2026年7月报告称，其5927米深的Sawtooth 7井仅用21天完成钻探，与早期Project Red项目基准相比，钻井时间仍保持约70%的降幅。
单项钻井效率快速提升与地热整体项目高度本地化并不矛盾。Mueller认为，EGS能够显著扩大一个地区可开发的地热资源规模，如果由此形成足够大且连续的项目储备，开发经验就可能在该区域不断积累并推动成本下降。真正需要区分的是钻井等单项技术和项目组件的学习速度，与一整套地热项目模式能否跨越不同地质、监管和社会条件实现复制。
装机成本曲线也无法完整反映地热产业所有技术进步。随着区域市场逐渐成熟，项目失败率下降、运行经验积累、风险保险条件改善、监管能力增强以及公众接受度提高，都属于产业学习成果，但这些变化并不一定直接体现在单位装机成本经验曲线上。
德国大慕尼黑地区是研究提到的区域经验积累案例之一。当地地下储层目前已经得到相对充分的认识，多个地热项目可以同步推进，包括地方政府、私人企业以及航空发动机制造商MTU在内的不同主体正在开发各自项目，而经验更加丰富的开发商也开始承担规模更大的地热工程。
区域产业成熟还改变了地热项目风险管理条件。随着开发经验增加，保险机构对地热风险的认识不断加深，可以提供条件更加有利的风险保障，一些经验丰富的市场参与者甚至能够在没有保险的情况下推进项目，这些能力同样属于长期市场学习的重要成果。
地热发电的价值也不能仅通过初始资本成本进行评价。地热电站能够提供稳定、可控的电力输出，因此其在能源系统中的价值不能简单通过单位装机资本成本与其他能源技术进行比较。
总体来看，这项研究并非认为地热产业无法通过技术进步实现降本，而是指出其降本逻辑可能不同于光伏、电池等高度标准化产业。未来地热成本下降可能不单纯取决于全球累计装机规模增长，而更依赖于形成可重复开发的区域市场——在充分认识当地地质条件的基础上保持项目连续建设，使钻井、开发、监管、供应链以及社会沟通等专业知识能够持续积累并传承。
研究同时建议结合国际能源署（IEA）2024年发布的《地热能的未来》（The Future of Geothermal）特别报告，进一步了解地热产业未来技术和市场发展趋势。
研究来源：Florian Mueller、Bjarne Steffen、Tobias S. Schmidt，《Experience rates of current and future geothermal power technologies》，iScience（2026）
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