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编者按

热力系统是为工业生产、建筑运行提供必要热量的系统。当前各地在热力低碳转型实践中因缺乏全国整体规划、技术方向引导，出现了热力管网重复建设导致投资浪费，建设以热电联产为目的的燃煤热电联产电厂导致碳排放不降反增等问题，亟需构建新型零碳热力系统，以零碳排放的方式制备所需热量，助力实现我国能源转型和碳中和目标。

《中国工程科学》2025年第5期发表中国工程院江亿院士研究团队的研究成果《构建新型零碳热力系统》。文章立足我国热力需求特点和资源禀赋条件，探讨了新型零碳热力系统建设的思路：对于南方建筑采暖、农村建筑采暖等低强度用热需求，应通过空气源、土壤源、地表水源热泵，使用电力高效制备；对于北方建筑采暖、工业低压蒸气和热水等高强度用热需求，可利用核电火电余热、工业余热、数据中心余热等人类活动排放的低品位余热作为低温热源，结合热泵实现供热。在此基础上，提出了零碳热力供给总体思路，分析了构建余热共享系统的关键技术以及热电协同对新型电力系统建设的贡献度，讨论了新型热力系统建设的投资规模、经济回报、减碳潜力。研究认为，应高度重视并加快新型零碳热力系统建设，可从依靠使用者进行建设和改造的分散式热泵、依靠国家统一规划来推动建设的余热共享系统两方面出发，配套必要的保障措施，充分发挥新型零碳热力系统潜在的经济社会效益，加快实现能源系统低碳转型和碳中和目标。

一、前言

能源革命的核心在能源转型，规划和建设新型能源体系成为重点发展任务。从供给侧角度看，能源转型的任务是转变当前以化石能源为基础的电力、热力、燃料系统，构建新型的零碳电力、热力、燃料系统。建立零碳电力系统已成为全社会的共识。在形成零碳燃料系统方面，生物质材料制备零碳商品燃料、绿电制氢、绿氢合成氨与醇类燃料等进展较快。然而，零碳热力系统研究较少、关注度明显不足，这是本文讨论的主题。

热力系统是为工业生产、建筑运行提供必要热量的系统。① 在工业生产过程中，提供热量的主要形式是蒸汽、循环水：前者可满足化工、造纸、轻纺、印染、食品等轻工业以及机电制造等生产过程的需求，细分为高压蒸汽（饱和压力≥1 MPa，主要用于化工生产等领域）、中低压蒸汽（饱和压力<1 MPa）；后者则主要是120 ℃以下的热水冷却至50~80 ℃而释放出热量，目前基本上由热电联产电厂、蒸汽或热水锅炉提供。2022年，我国工业生产用热约为9×109 GJ。② 建筑运行需要的热量包括建筑冬季采暖用热，制备生活热水用热，医院、饭店等建筑使用的蒸汽（用于消毒、干衣、炊事等），目前主要由热电联产、不同规模的燃煤／燃气锅炉房、电动热泵、电锅炉等制备。2022年，我国建筑运行用热量约为9.3×109 GJ。也要注意到，为工业生产、建筑运行提供热量消耗燃煤和燃气，导致大量的碳排放。按照“㶲分摊法”将热电联产的碳排放分摊到发电和供热，再加上各类锅炉使用的燃煤和燃气，2022年我国工业和建筑制备热量共排放1.6×109 tCO2，约占我国能源使用产生碳排放总量的15%。

面向碳中和目标，为同时满足社会发展、经济增长、居民生活水平提高的需要，考虑工业结构转型、能效提升、建筑节能改造等因素，我国热力总需求将从2022年的1.83×1010 GJ增加至2060年的2.4×1010 GJ。其中，2060年的工业生产用热为1.36×1010 GJ，含高压蒸汽6×109 GJ、低压蒸汽与循环热水7.6×109 GJ；建筑运行用热为1.04×1010 GJ。在此背景下，假设继续采用燃煤、燃气制备热量，则每年的碳排放量为2.5×109~3×109 tCO2，与2060年之前实现碳中和的目标相悖。假设全部采用电锅炉方式，需消耗电力7×1012 kW·h，相当于2024年全国用电总量的70%，将给新型电力系统构成巨大压力，也对应极大的电力系统建设投资，因而不是经济可行的方案。假设全部依靠生物质燃烧方式制备，需要消耗生物质燃料9×108 tce，将超过全国生物质资源的总量（生物质资源是未来最宝贵的零碳燃料，将主要用于满足工业、交通等领域中必须采用燃料燃烧的需求）。因此，构建新型零碳热力系统，以零碳排放的方式制备所需热量，是推进能源转型、实现碳中和的重要任务。

然而，当前各地在热力低碳转型实践中由于缺乏全国整体规划、技术方向引导，出现了热力管网重复建设导致投资浪费，建设以热电联产为目的的燃煤热电联产电厂导致碳排放不降反增，盲目推广空气源、土壤源热泵加剧电力系统季节性调峰压力等问题。实际上，热力系统已成为各地开展能源低碳转型、零碳工业园区建设的难点，合理规划热力系统的低碳转型路径是能源安全、生产安全、民生保障方面的重大挑战。

本文从不同热力需求的特点出发，提出我国构建新型零碳热力系统的总体思路，即通过热泵替代燃烧全面实现热力制备电气化，依靠储热并通过热电协同全面实现制热用电的零碳化或低碳化；讨论系统构建涉及的关键技术、产生的综合效益、所需的政策支持，以为我国能源系统低碳转型、零碳热力系统建设提供前瞻构思与发展支持。

二、新型零碳热力系统的整体规划

构建新型零碳热力系统是我国新型能源体系建设的重要任务，应根据热力需求特点、资源禀赋等进行整体规划和系统布局。热泵以自然环境和人类活动排放的低品位热量作为低温热源并将之转化为高品位热量，是国际公认的新型零碳热力系统的核心组成。

热泵消耗1 kW·h的电力通常可制备出2~8 kW·h的热量，制备热量和消耗电量之比称为COP：

式（1）中，Q为热泵提供的热量，单位是W；W为热泵输入的电功率，单位是W；为热泵热力学完善度，一般为30%~70%；Th、Tl分别为热泵输出热量所处的温度、热泵提取低温热量所处的温度，都以热力学温度K为温标。

采用电动热泵从低温热源提取热量并制备高温的热量，需要厘清两个关键问题。① 热泵从何处获取低温热源？热泵输出的热量中，（COP-1）/COP部分的热量来自低温热源，这些热量不能再由燃料供给，需要从他处获取。② 热泵消耗的电力从何而来？这对应于热泵所提供的热力的1/COP。全面采用热泵制备热量，热泵耗电将占未来总用电量的15%~20%。未来的新型电力系统要求用电终端具备灵活性调节功能，使热泵系统最大限度地参与电力系统峰谷调节并为新型电力系统建设提供支持，是热泵系统需要充分考虑的问题。从这两个关键问题出发，讨论并提出我国新型零碳热力系统建设的整体方案。

1. 饱和压力>1 MPa的工业生产用蒸汽

采用热泵制备高压蒸汽，与直接电热方式相比收益不大，且增加很大的设备投资，经济性不佳。例如，在热泵输出热量需要>200 ℃的条件下，如果低温热源<20 ℃，则热力学完善度为0.6时的COP<1.5。大多数化工生产中需要的高压蒸汽实际上用来驱动汽轮机为大型转动设备提供动力；在火电作为主要电源时，这种方式替代用电、抽取汽轮机排出的低压蒸汽再用来满足生产过程中低压蒸汽的需求，可实现热力的梯级利用；但在以“风光水核”为主的零碳电力系统中，这种方式就不再合适。直接采用大型电机替代汽轮机提供动力，可避免对高压蒸汽的需求，而中低压蒸汽则由热泵消耗电力提取低品位余热来制备。对于少数需要高参数蒸汽的工艺需求，可考虑采用高温气冷堆、电锅炉、使用零碳燃料的锅炉制备蒸汽。

2. 以自然环境作为低温热源的热泵适合低密度用热需求

工业生产的中低压蒸汽和循环热水、建筑运行供热的需求温度都低于200 ℃，可通过热泵提取低品位热量进行高效制备。此时的问题是从何处获得足够的低品位热量作为热泵的低温热源。20世纪90年代，我国开始大规模推广采用空气、土壤、地表水作为低温热源的空气源热泵、地源热泵、地表水水源热泵，主要用于建筑采暖、生活热水制备，取得很大成功。例如，当室外空气温度为0~-25 ℃、要求的采暖热水温度为50 ℃时，空气源热泵的COP可达2.5~3.8；如果采用地源热泵，低温热源温度>20 ℃，则COP还可以更高。然而，空气源、地源热泵都是从周边的自然环境中提取热量，而自然环境的热量供给能力决定了热泵提取热量密度的上限。以单位土地面积需求的热量定义取热密度，当取热密度<1 MW/hm2时，空气、土壤能够供给足够的热量；当取热密度>1 MW/hm2时，从空气中过度取热会影响周边的生态环境，尤其是形成“下冷上热”的逆温层，不利于地面污染物的扩散。当地下土壤砂石中的取热密度>1 MW/hm2时，除非当地具有丰富的地热资源，否则会导致地下温度逐年下降，大面积、高密度的地下埋管作为地下换热器也将影响地下空间的开发利用。

建筑运行、工业生产在绝大多数场合下的取热密度<1 MW/hm2，可以采用空气、地下土壤砂石等自然环境作为低温热源。长江流域冬季室内外温差较小、寒冷时间较短，没有市政规模的集中供暖，宜采取“部分空间、部分时间”的供暖策略，以自然环境为低温热源的分散式热泵非常适合这种供热需求。北方城郊结合部的建筑密度低、没有集中热网覆盖，与广大农村地区一样属于用热密度低的场景，适用采用分散式热泵供热。需要蒸汽的医院、宾馆、洗衣房等，尽管用热量大，但布局分散，从公顷级土地面积范围的角度看用热密度不高，也适合采用以自然环境为低温热源的分散式热泵。

然而，北方城镇建筑多为高密度建筑群（容积率>3），多数场合的冬季采暖取热密度>1 MW/hm2，不适宜全面采用以自然环境为低温热源的分散式热泵。对于工业生产用热，蒸汽用量为10 t/h的工厂按照取热密度为1 MW/hm2、COP=2考虑，需要3.5 hm2的土地才能满足用热需求，这通常超过工厂的占地面积。因此在大多数场合，工业生产用热很难完全由以自然环境为低温热源的热泵提供。

3. 回收人类活动排放的余热满足高密度用热需求

未来，全国北方城市建筑采暖、工业生产蒸汽用热共计1.3×1010 GJ，应另辟蹊径。

对于工业生产，多数场合消耗的能源不会保留在最终产品中（电解铝生产是例外），而是以低品位热量的形式排放到大气中。如果部分回收这些热量并作为热泵的低温热源，即可制备所需的生产用热，由此实现工业生产用热的循环利用。例如，在一些农副产品的干燥加工过程中，利用热泵从排出的热湿空气中取热，热湿空气经过冷却干燥释放出凝水后由热泵释放出的热量加热而成高温干燥气体，再返回至物料；这种基于热泵的循环干燥床用电力替代燃料，不仅以节能降碳的方式实现热量的循环利用，还可以精准控制干燥过程并显著提高产品质量。在干燥过程以外，造纸、印染、食品等轻工业领域都存在热量回收条件，可以利用热泵回收生产过程排放的余热，满足自身用热需求并实现热量的循环利用。

在更多的工业生产过程中，热量排放过程过于分散而难以有效回收利用，需要外界提供足够的余热资源。当然，也有很多工业过程排放大量的低品位余热且远大于用热需求。预测我国未来的余热资源，沿海地区将建设装机容量约为2×108 kW的核电站，核能反应堆释放的热量中仅有40%转换为电力，而约60%作为余热通过海水冷却排放，仅此每年可提供7×109 GJ以上的热量。将保留装机容量约为7×108 kW的火电，每年运行约2000 h，发电1.5×1012 kW·h，这些火电厂在发电的同时也将排放约6.5×109 GJ的热量。此外，冶金、有色、化工、建材等流程工业，算力中心，垃圾焚烧厂，电网大型变压器，污水处理后得到的中水等，都可释放出大量余热。整体上，我国每年约有2.4×1010 GJ的人类活动排放余热（见表1）。采用热泵技术、COP平均值为3时，只要回收余热总量的40%（9×109 GJ）即可满足需求。回收各类余热并通过管网汇集，输送到需要用热的工业生产、建筑终端，在各个终端根据具体的用热需求，通过热泵制备成适宜参数的热量，据此构成余热共享系统，解决建筑采暖和工业用热的高密度用热需求（1.3×1010 GJ）。

表1 我国未来可利用的余热资源

4. 新型热力系统热量来源总体规划

表2给出了2060年零碳情境下各类热量需求的零碳制备方案（不含工业生产所需的6×109 GJ高参数蒸汽）。通过分散的热泵、集中的余热共享系统，可以依靠低温热源通过电力制备工业生产和建筑运行所需的1.8×1010GJ热量，合计消耗电力2×1012 kW·h，约占未来我国电力总量的12%。

表2 新型零碳热力供给的总体情况

5. 热泵应成为适宜消纳风光电力的灵活用电负荷

依靠热泵制取热量，热泵电耗（主要）来自零碳电力，制取的热量才是零碳或低碳热量。上述1.8×1010 GJ的热量制取，大约要消耗未来电力总量的12%，这一用电方式对电力系统将产生很大影响，是建设新型热力系统必须考虑的因素。

未来零碳电力系统中，风光电力将提供80%以上的装机容量、65%以上的发电量；为了保证电力的可靠供给，总电量中的10%~15%仍由火电提供。终端制备热量的用电负荷能够跟随风光电力的变化而灵活调节（荷随源变），将是破解这一瓶颈的重要突破口。电力系统中每个时刻度电对应的碳排放责任因子都在变化，可分为1天内瞬时度电的碳排放责任因子随风光电力的变化而大范围变化、1年内电力日均碳排放责任因子随季节也有一定幅度变化的两个周期：在我国，前者是由于1天内日照、风力变化带来电力碳排放责任因子中午低、晚间高，需要各种储能调节；后者是冬季日照时间短、水电进入枯水期等原因导致冬季零碳电力季节性短缺，需要火电补充。采用电动热泵制备热量，尽可能在电力碳排放责任因子低的时间段内多用电力制备热量，而在碳排放责任因子高的时间段内少用电或不用电，以真正实现低碳和零碳的热量制备。

热泵根据电力系统中风光电力的出力情况来进行灵活调节响应并主动消纳零碳电力的方式称为热电协同，通过这种方式才能实现零碳或低碳的热力供应。通过储热替代储电，使热泵成为电力系统的灵活用电负荷，将为电力系统“削峰填谷”、促进消纳做出贡献，也可助力新型电力系统、新型能源体系建设，加快能源系统碳中和进程。

（二）分散式热泵供热的关键技术

对于取热密度<1 MW/hm2的用热需求，采用分散式热泵从空气、土壤、地表水等自然环境中提取热量并进一步制备所需参数的热量，是可行的热量获取方式。南方非集中供热地区建筑采暖中采用热泵方式的超过50%，建筑生活热水制备中分散式热泵方式占比约为20%。北方农村地区推广清洁采暖行动，使电动热泵供暖约占农村实施清洁采暖工程的30%。北方城乡接合部的低密度建筑群采用分散的自然环境热源热泵进行分散式采暖占比为50%~70%。即使冬季严寒的黑龙江、吉林、辽宁、内蒙古、新疆等省份，也有超过3%的城镇建筑采用分散的自然环境热源热泵采暖。低温热源来源的不同导致热泵技术特点、存在的问题、需要进一步发展的关键点各不相同。

1. 空气源热泵

分散布置热泵装置，尽可能使更多的空气通过热泵装置、避免经过热泵流出的冷空气混入热泵入口处的外来空气，以从温度尽可能高的空气中提取热量，是保证空气源热泵正常运行并获得较高效率的基础。很多空气源热泵供热工程却将数十台、上百台空气源热泵集中摆放（构成兆瓦级集中热源），导致空气源热泵入口处的空气温度低于环境温度5~10 K，显著降低了空气源热泵的工作效率。实际上，建筑采暖、生活热水等用热需求都是分散在建筑物各处的，发展单机制热功率<100 kW的中小规模空气源热泵，采用分散布置方式并尽可能使热源的布置与热需求在空间上匹配，是规模化应用空气源热泵的关键。不宜为了追求大容量而发展兆瓦级制热功率的空气源热泵。

在严寒地区外温降到-30 ℃以下时，采集的室外空气热量有限、热泵蒸发器存在换热温差，当热泵的热力学完善度为0.6时，制取50 ℃热量的COP很难超过2，且设备复杂、投资大。进一步降低空气源热泵的室外可工作温度，尽管可以显示技术进步，但投资高、困难大、收益小，不宜作为主攻方向。

从-30~10 ℃的室外空气中提取热量，统一提升至50 ℃左右的采暖所需温度，热泵工作的提升温差为40~80 K；室外温度越低，需要的热量越多。常规的压缩式电动热泵的COP、制热量都随提升温差增大而迅速下降，导致空气源热泵随外温变化的性能与多数场合对热量需求的特性不匹配。研发新的压缩机技术和配套的热泵技术，使热泵性能与需求匹配（在大范围外温变化条件下满足用热需求），是空气源热泵技术攻关的重点方向。

在东部沿海地区，外温约为0 ℃时室外相对湿度通常>70%，此状态下热泵蒸发器表面温度很容易会降低到室外空气露点温度以下，进而导致蒸发器表面结霜，将严重影响空气源热泵的正常运行。近年来虽然发展了热气旁通等化霜方式，但准确探测结霜状况并实现精准化霜、提高化霜过程的效率并使化霜操作仅发生在结霜盘管处、通过蓄热保证在化霜过程中仍能继续供热而不影响采暖舒适性等，仍需深入研究。针对结霜的微观物理过程，改变蒸发器材料表面特性，使结霜冰屑及时脱落而不易附着于蒸发器表面，也是重要的研究方向。

2. 土壤源热泵

土壤源热泵以土壤作为低温热源（抽取地下水释放热量后再回灌到地下，或者通过不同类型的地下换热器实现循环水与地下土壤、沙石之间的换热以从地下获取热量），再通过热泵将热量提升到要求的温度状态。土壤释放出热量后温度降低，需有外部的热量补充才能避免土壤温度的持续降低。

有研究认为补充的热量来自深层地下的热量，属于地热能的应用。我国确实有丰富的地热资源，但仅分布在少数地区。在没有地热资源的地段，从底层深处垂直向上尽管也存在热流，但热流密度仅为0.05 W/m2水平，导致垂直方向的温度梯度不足50 K/km。无论是浅埋地热（垂直向下埋管100 m左右）还是中深层地热（垂直向下埋管2000~3000 m），单位水平界面全年提取热量平均为5~50 W/m2，而地层深处提供的热量不足需求的1%，故不能认为这是利用地热。大量提取热量后将导致地下土壤、沙石的温度逐年下降。对于浅层地源热泵，需在不提取热量的非采暖季，通过各种方式向地下注入热量以补充失热量。对于中深层地源热泵，地下深处温度常年高于外温而很难通过向地下注热的方式进行补热。

应用土壤源热泵，需要厘清地热资源及其强度。在没有足够地热资源的条件下，应利用各种方式在非用热季节向地下补热，避免地下温度总体水平的逐年下降。人为向地下注入热量的过程可视为跨季节向地下储热（“夏储冬用”）的方式，而不是利用地热的方式。而对于全年持续需要提取热量的工业用热需求，由于没有补热机制而不宜采用土壤源热泵方式。

3. 地表水水源热泵

以河水、湖水、海水等自然界的水源作为热泵的低温热源，只要获取的热量远小于流动换水补充的热量，就不会出现热源温度持续下降的现象，因而地表水水源热泵可以持续且集中地提供热量。一般情况下，冬季用热时水源温度很低，为了避免冻结，需严格控制通过热泵的降温程度，在很多场合允许的温降仅为3~5 K。这样就需要较大的循环流量才能提供足够的热量。如果换热和热泵设施都设置在高于水面的位置，将导致巨大的水泵耗电，在一些工程中循环水泵耗电甚至超过热泵耗电。将热泵、换热设施设置在低于水面的地下，可以避免这些问题。

对于需要全年持续供给热量的场合（如工业生产用热），地表水水源可以在全年提供充足的热量且不需要补热措施，是适宜的热泵热源。

4. 电动热泵参与热电协同

采用电动热泵消耗电能制备热量，产出热量对应的碳排放完全取决于热泵消耗电力对应的碳排放。建筑围护结构具有巨大的热惯性，建筑采暖等热应用允许室温在一定范围内波动，因而用热终端相当于间接的储能设施。电动热泵的运行可兼顾用热需求、电力碳排放性质的变化，在完成供热任务的前提下尽可能多地利用零碳和低碳电力，避开使用高碳电力。研究表明，采用分散的空气源热泵为建筑供暖，如果门窗紧闭，热泵系统停止工作4~6 h，室温降低不超过1 ℃；只要全天的供热总量满足要求，即可基本保证室内的热舒适。北京市郊区农舍全部采用空气源热泵（6×106台），采用低电价时尽量运行、高电价时尽可能不运行的策略，显著降低了京津唐电网的调峰压力，可减少煤电机组发电煤耗5%~7%。

然而，建筑冬季采暖对应于零碳电力短缺季节，需要一定规模的火电供给才能满足电力需求。较大规模地使用电动热泵，会增加电力负荷需求，从而加大火电供给。即使通过储能方式使一天内热泵仅在零碳电力占比高的时段运行，也因全季节整体性地短缺零碳电力而改善不大。如果认为此时电力不足源于使用热泵，那么热泵用电就应该主要来自火电；火电从燃料到电力的转换效率为35%，只有当热泵COP>3时，热泵制取热量消耗的燃料才低于锅炉燃烧制取热量消耗的燃料，热泵较锅炉燃烧制取热量也才更为低碳。因此，冬季应用电动热泵是否低碳，需要谨慎论证。

（三）统一提供低温热源的余热共享系统

以自然界作为热泵的低温热源，难以满足高强度的用热需求。为此，需要通过余热共享系统（见图1）回收人类活动的各类余热，开展统一输配和储存调节，为各类用热终端提供低品位热源；在各类终端处根据用热需求，通过基于热泵技术的热量变换装置制备各自所需的热量。北方地区围绕城市建筑供热需求建成了完善的集中供热系统，南方非采暖地区围绕工业生产用热建成了一定规模、以热电联产和大型锅炉为热源的工业蒸汽供给系统。依托这些管网基础设施，实施改造和完善即可建成余热共享的热力管网系统。余热共享系统涉及余热的采集、输配、储存以及进一步的热量变换。

图1 余热共享系统示意图

通过低成本输热技术将经济输热半径扩大到100~200 km，即可解决余热热源与用热点地理位置不匹配的问题。我国各地的建筑与工业生产热需求，70%的可在100 km半径范围内找到足够的余热资源，剩余30%的相对困难，主要是位于北京这样的超大型消费城市、服务农牧林业的小城镇等。将经济输热半径扩大至接近200 km，超大型消费城市就有足够的余热资源。小城镇不属于建筑密集区，可利用自然环境作为低温热源的分散式热泵解决供热问题。

跨季节储热技术可以解决热源与热汇在时间上的不匹配。调峰火电余热以外的各类余热资源在全年基本均衡产热，工业生产的热量需求基本上没有季节性变化。然而，占总热量需求约40%的北方城市建筑采暖，集中在冬季4~6个月内。分布在北方采暖地区的余热资源在冬季不足以提供当时的热量需求，需要在北方采暖地区建设跨季节储热设施，储存春、夏、秋季的余热以满足建筑冬季采暖需要。

由统一的热量输配管网汇集各类余热热源的热量，而各类余热热源产出热量的温度不尽相同，需要通过热量变换装置将热源输出的温度变换到统一的参数。各类用热用户的状况不同，返回到输热循环管网的回水温度也不同，需要采用热量变换装置进行参数变换，使各类用热用户返回到主管网回水的温度保持统一。热量变换装置的作用类似电力输配系统中的变压器（解决源、网、荷对电压的不同需求），支持热量在不同温度、不同状态之间的有效传递。

（四）供热系统参与电力峰谷调节的热电协同

零碳能源系统中的电力、热力分别来自不可控的电源、热源，解决能源供需在时间上的不匹配是零碳能源体系建设的共性与关键难题。储热比储电成本更低、效率更高，因而新型零碳热力系统可利用储热替代储电，通过热电协同为新型电力系统建设提供支持。

对于储热水箱、大型水体置式储热，温差为70 K（90/20 ℃）时的储热能力约为80 kW·h/m3，初始投资约为100~1000元/m3。假设储存的热量属于低品位能源，按照COP=5的标准折合为电力，则储存的等效电力为16 kW·h/m3，折合成电力的初投资为6.25~62.5元/(kW·h)。作为对照，储能电池的成本约为500元/(kW·h)，抽水蓄能、空气压缩储能的折算成本约为400~600元/(kW·h)。可见，当具有足够大的储热温差时，热水储热的初投资远低于其他的储能方式。此外，热水储热的热量效率为85%~90%，与储能电池相当，明显优于抽水蓄能、空气压缩储能的效率（50%~70%）。当然，电力转换为热量后就很难高效转换为电力，不是任何场合都可以储热替代储电。但在终端本就需要热量且通过电力转为热力时，用储热替代储电仍是有效的途径。

随着新型电力系统的建设，风光电力在电源中的占比迅速提高。而风光电力在日内、季节尺度上都存在大幅度变化且与用电负荷在时间上相异，成为进一步发展风光电力的瓶颈。如果终端制备热量的用电负荷能够跟随风光电力的变化而灵活调节（热电协同），实现“荷随源变”，将成为破解这一瓶颈的重要突破口。

三、余热共享系统的关键技术

以自然环境作为低温热源的分散式热泵技术已应用于多种建筑用热场景，取得良好成效。基于余热共享系统为高用热强度的建筑和工业提供零碳热量，尚处于概念探讨和起步发展阶段。为此，进一步讨论建设余热共享系统涉及的跨季节储热、热量变换、热量低成本输送等关键技术。

（一）跨季节储热

1. 储热方式

跨季节储热是解决全年各季节均匀释放的余热资源与建筑冬季采暖需求在时间上不匹配问题的必要手段，也可作为低碳、低成本的应急调峰热源，用于提高热网运行的安全性和经济性，为产生余热的生产过程提供稳定的冷却源。我国城市高密度建筑群冬季4个月采暖期需要热量5.4×109 GJ，此段时间位于北方地区的工业用热用户也需要余热2.6×109 GJ。如果从全年均匀释放的余热资源中获取，则有3.6×109 GJ的热量需要在非采暖季获取，再通过跨季节储热设施储存并转移到冬季用于建筑采暖。这是需要的跨季节储热容量的上限。在我国，冬季各类人类活动排放热量的余热约为5.9×109 GJ（见表1），如果能全面回收这些余热，则冬季尚缺少热量2.1×109 GJ，这是需要的跨季节储热设施容量的下限。根据北方各地的余热资源情况，不同地方需要建设的跨季节储热设施容量不同，一般为冬季采暖总热量的30%~65%。

表3 储热设施的各种技术路线原理和性能

注：1亩≈666.7 m2。

冬季采暖的平均负荷大约仅为严寒期最大负荷的一半。在没有储热设施的情况下，需要按照严寒期最大的采暖功率需求来建设供热热源。如果有大规模储热设施，只需要具有从储热设施提取热量的能力，就可以应对极寒天气采暖负荷激增的状况，而无需建设额外的热力调峰热源。

很多提供余热的设施实际上又是生产过程的冷却设施，需要全年连续运行。如果仅在冬季运行，非采暖期就需要运行额外的冷却系统，将给生产过程带来很多不便且增加生产成本。通过跨季节储热设施，使余热回收设施全年按照同样的工况运行，有利于提高生产过程效能。

此外，采暖是民生保障工程。建设备用热源以避免各种突发事故对采暖的影响，成为管理部门对采暖工程的基本要求。跨季节储能可以提供可靠的热源，减少对高投资、低使用率备用热源的建设需求。

2. 跨季节储热技术方式

近年来，大规模储热是国际性研究热点。储热可促进供热和供冷的用电需求与可再生能源发电之间的匹配性，有助于平衡电力季节性供需，支持向以可再生能源为主的能源系统的转变。国内外提出并实践了多种跨季节储热技术路线。跨季节储热的方式主要有水体置换、地下换热器、地下水储热、相变储热，各种储热方式热量效率差别不大，但温度效率差别很大（见表3）。从热量效率、温度效率、造价、占地四方面综合对比，水体置换储热在大多数场合都是优选方式，也是迄今为止技术最成熟、应用最广泛的储热方式。

水体置换采用带有保温顶盖的热水水库，全年内水的总量不变；储热时直接把热水送入水体上端，同时取出水体底部的冷水；取热时则在水体底部注入冷水，同时从水体顶部取出热水；水体中冷／热水交界面随着水体储热量的增加而下移、随着水体储热量的减少而上升。如果通过有效的方式在冷水体、热水体之间形成隔绝面，避免水体内通过冷／热水交界面的热量传递，则整个储存体在储热、存热、放热的过程中几乎不存在导热现象，由此获得较高的温度效率。其他3种热量储存均依靠循环介质与储热介质之间的热交换实现，热交换导致热量品位的耗散（“火积”损失）。温度效率低导致储存热量的品位降低，取出利用时就需要消耗一定的电力来驱动热泵重新提升热量的品味。对于跨季节储热而言，只有采用水体置换方式才能避免额外的电力消耗，从而获得较好的储能效果。

地下换热器方式的建设投资由储热／放热功率决定。如果1 GJ的热量需要在2000 h内释放，则需要的换热功率为0.139 kW，投资为400~700元/GJ（与水体置换相当）。然而，地下换热器方式需要增加热泵的投资和运行耗电。

地下水储热指抽取地下水加热或冷却后再向地下回灌的方式，与地下换热器方式相比综合投资更低、温度效率相当。但在应用时面临保护地下水资源的政策性制约，一般不提倡采用。

相变材料方式的单位容量造价显著高于水体置换方式，温度效率也明显偏低，因此不适合跨季节储热。

3. 水体置换储热技术发展与应用情况

水体储热在欧洲得到广泛应用，国内也已建成多项示范工程，实际运行效果满足设计要求。在储热水库的建造工艺、防渗材料、布液装置、保温顶盖等方面完善水体储热技术，有望进一步降低建造成本。储热水池占地导致的土地费用对于水池的经济性影响较大，建议发布相关政策，合理减免相关土地使用费，促进跨季节储热的全面推广。

水体置换式储热技术面临的突出挑战是占地问题。当储热温度为热水95 ℃、冷水20 ℃时，每立方米水体可储存0.3 GJ热量；如果我国未来建设2.5×109 GJ的储热设施，需要的储热水体约为8×109 m3，相应的占地面积约为4×109 m2（以水体平均深度20 m计算）。寻找合适的空间资源（不占用农业用地）来建设水体置换储热设施，同时有效利用水体上盖空间、综合利用土地资源，都是需要研究的现实问题。

按照水体置换储热400~1000元/GJ造价、20年回收期计算，每年的储热成本为20~50元/GJ；叠加回收热量价格10元/GJ、系统运行成本10元/GJ，则冬季获得热量的成本为40~70元/GJ。目前北方地区采暖热量热源处的价格为25~90元/GJ，其中燃煤锅炉热源的价格为40~50元/GJ，燃气锅炉热源的价格为80~90元/GJ。采用电力驱动的空气源热泵，如果冬季平均COP=2.8，则1GJ热量的平均电耗为100 kW·h，折合的热量价格为50元/GJ（平均电价为0.5元/(kW·h)，不考虑热泵投资）。冬季低于40元/GJ的热量都来自燃煤电厂热电联产热源，而随着我国能源结构的调整、新型电力系统的发展，燃煤电厂装机总量、年运行时长都将逐渐下降，则冬季低价的燃煤电厂热电联产热量远不足以满足供热需求。通过跨季节储热，转移非采暖季的热量到冬季使用，综合成本必然高于冬季的燃煤电厂热电联产热量，但只要低于其他热源方式的成本，就具有一定的市场竞争力。

此外，进一步完善技术，包括开发低成本、耐高温土工膜，新型保温顶部结构，新式布水器，有可能将单位储水体的造价降低到400元/GJ，可使跨季节储热，转移春、夏、秋季废弃的余热用于冬季供暖的零碳采暖热源更具有经济性。置换式储热水体储放热过程的温度损失主要源自冷热水交界面的热量传递，相关研究集中在有效减少冷热水之间的扰动、缩小斜温层厚度，阐明储热体尺寸和形状、布液器形式、进出水流量等对斜温层发展过程和厚度控制的影响。

上述造价是国内外建成工程的基本情况，工程规模通常<2×105 m3。分析置换式储热体的造价构成，当单个储热体规模增加到百万立方米级时，单方造价可进一步下降，储热容量建设成本有望控制在300元/GJ以内，通过储热转移热量的综合成本<35元/GJ。例如，河北张北、山东济南、西藏仲巴均建设并运行了水体置换跨季节储热工程。济南唐冶跨季节储热项目的储热水体为8.5×104 m3，自2024年冬季开始运行，用储能替代原来的调峰热源，可充当紧急备用的应急热源，表现出良好的综合性能。

以上的成本分析都不包括储能水体占地带来的土地使用费。跨季节储热设施应尽可能靠近城市用热末端布设，而城市周边土地价格昂贵，计入地价后跨季节储热的经济性会变差。然而，建设储热设施的目的是为城市建筑提供零碳热源，属于城市基础设施，如果管理部门参照城市基础设施建设的相关规定合理减免土地使用费，就可以使跨季节储热设施的建设成本摆脱土地费用的重负，有望加快发展速度。

储热设施的选址问题（靠近提供热源的源端或尽可能靠近用热的热水端）需要深入研究。目前跨季节储热主要和太阳能集热器结合应用，在集热器附近集中建设跨季节储热设施、在用户侧建设分布式短周期蓄热罐的系统形式较为优化。实际上，建造储热设施的目的不同，则选址原则有所区别：对于建筑采暖的跨季节储能，造成不同季节巨大需求变化的原因是负荷侧变化，选址时应尽可能靠近采暖建筑侧，既使热源和热量输送系统全年均衡运行，也有利于应对负荷的各种变化并提高供暖可靠性；对于应对调峰火电厂因电力调峰所致输出热量以日为周期的变化，选址时应尽可能靠近作为热量产出侧的火电厂，经过储热设施平衡后可以得到稳定的热量输出，使输热管网在稳定的工况下运行。

（二）热量变换

余热共享系统通过相互连接的循环水系统采集单个余热热源的热量，为各个热量用户提供热量；连接若干个跨季节储热设施，储存多余热量或从中提取热量。应用热量变换器将不同温度的热量统一参数后送入热网，再从热网取热并通过热量变换器变为各类用户所需的温度。

循环管网相互连接，需要有统一的冷热水温度（如90/20 ℃）。实际上余热共享系统连接具有不同温度品位的余热热源，这些热源对引自热网的循环水加热程度不同；用户具有差异化的用热需求，而提取循环水热量、对循环水冷却的能力各不相同。需要在循环管网、各个余热的提供者与使用者之间配置热量变换器，进行不同的温度水平之间的变换。此外，大多数工业生产用热要求提供不同压力的蒸汽，热量变换器需要根据要求提取循环水的热量，进一步制成所需压力的饱和或过热蒸汽。

热量变换器的热量输入源为循环水，如果热量输出侧也是循环水，当热源侧循环水的平均温度高于热汇侧循环水平均温度时，可以通过吸收式换热器实现这一换热过程。在热源与热汇温差明显不匹配时，吸收式换热器可以使热汇侧获得最高温度，在满足经济性的前提下实现两侧平均温度差低至10 K条件时的热量传递。当两侧平均温度差<10 K甚至热汇侧要求的平均温度高于热源侧时，需辅以压缩式热泵并输入电力做功以提高热汇侧的温度品位。从50/35 ℃的余热中提取热量到90/20 ℃的余热共享循环水系统中的流程如图2所示。

图2 余热温度提升流程

在多数情景下，工业生产需要的热量以蒸汽形式提供，可从90/20 ℃的循环水中提热量，通过吸收式换热器、电动热泵联合工作将热量变换成为高温水，再通过闪蒸得到低压蒸汽，经过水蒸气压缩机将低压蒸汽压缩至所需压力（见图3）。按照水蒸气的焓与凝结水焓值之差计算蒸汽的热量，蒸汽的热量与耗电量之比（等效COP）为3。合理配置多级吸收式换热、压缩热泵的比例，通过多级闪蒸和多级蒸汽压缩，可进一步减少各级换热过程的耗散、不同温度之间掺混的耗散，提高等效COP。

图3 利用循环热水热量制备蒸汽的原理图

为了通过余热共享系统采集各类工业生产过程中的余热，为建筑和工业生产提供热量并满足各种参数的用热需求，需要采用多种类型的热量变换器，涉及两侧为不同进出口温度的循环水之间的传热、由循环热水的热量并通过热泵制备蒸汽的过程。余热共享系统建设对热量变换器提出了新要求，也将催生热量变换器的新产业，需要开展理论创新、相关流程与工艺优化。

（三）热量低成本输送

余热共享系统的热量需要从余热产出地输送到用热地，解决余热产出与用热在地理位置上不匹配的问题。除了极少数的特大型消费城市，各种高密度热量需求的工业生产用户和建筑采暖用户都可以在100 km范围内找到足够的余热资源。在满足经济性、安全性的前提下低成本、高效率输送热量，是余热共享系统的关键方面之一。近年来，为了取消城市燃煤锅炉热源、发展大型热电联产，长距离输热技术取得重大突破，实现距离>100 km、高差>240 m、管径达1.6 m的大容量输热。截至2023年，全国建成长度>1.66×105 km的循环热水输送热量的骨干管网、长度>4.6×105 km的室外二次管网，为北方地区总面积为1.73×1010 m2的建筑供热，其中近30%的热量输送距离超过30 km。

1. 长距离、低成本输热的关键技术

大温差热量输送。循环管网输送的热量与循环水温差、循环流量成正比。传统的热量输送循环水温度为120/60 ℃，循环水温差约为60 K。近年来国内实践了大温差输热技术，在用热末端通过热量变换技术使回水温度降低到20 ℃；循环水温度成为120/20 ℃，供回水温差提高了约70%，使同样的循环流量输送的热量增加约70%，较传统方式的经济输送距离增加约70%。

大规模热量输送。通过循环水输送热量的经济距离与输送管道的直径成正比，采用1.6 m直径的管道可实现经济输热距离超过100 km。为了避免过大的管道热损失，管道内流速应高于2 m/s。在此工作条件下，1.6 m管径的流量为1.4×104 t/h，温差100 K则输热功率超过1600 MW；0.8 m管径对应的输热功率为400 MW，经济输送距离为50 km。这表明，经济输送距离与输热功率的1/2次方成正比，只有足够规模的热量才可能进行长距离、低成本的输送。

减少管道散热损失。妥善做好管道尤其是可能形成热桥的管件（如膨胀节、弯头、支架）的保温，避免各种漏热现象。当流速>2 m/s、水温为100 ℃时，1.6 m直径的管道每100 km温降可控制在3 K以内。然而，温降与流速、管径均呈反比，如果流速降低到原来的1/2，管径减小到原来的1/2，则温降加大至原来的4倍。

多级加压泵将管道压力维持在安全范围。管网各点不超压、不失压才能避免爆管和汽化，可通过多级加压泵方式，将管道各点压力都维持在要求的压力范围。但在某处泵站突然停电时，极容易出现局部的水击或失压；在适当的位置配备可快速动作的泄压阀、旁通阀，能够有效避免各种停电事故引发的水击。国内多个长距离输热管道（50~120 km）投入应用后出现过局部停电情况，但都没发生水击事故。

两端或沿途出现大高差问题。热量输送管道高差>200 m后，叠加潜在的管道压降，就很难避免低处管道超压或者高处管道失压。采用高压管材、管件会大幅增加成本，故主流的解决方案是设置隔压站，通过换热使高低两侧压力隔绝而仅有热量传递，但投资依然较大，将损失5 K甚至更多的换热温差，导致进入用热侧的供水温度降低、进入热源侧的回水温度增加。已有一些工程探索取消隔压站，在下行管道中设置水轮机回收利用过剩的压力，由水轮机带动水泵为上行管道补充压力[40]，有良好的经济性；当系统流量变化或停运时管道压力分布会有变化，需要研究管道压力的调节和保护方法，避免可能出现的超压和失压事故。

2. 水热同送降低输送成本

在很多情况下既要输送热量也要输送淡水，如北方沿海地区同时是淡水资源匮乏区、大量用热区。采用核电余热驱动海水淡化制备95 ℃的热淡水，再利用同1根管道输送热淡水到既需要水又需要热量的城市，即可实现水热同送（见图4）。与输热的循环管道、输水的单根管道相比，1根管道实现3种功能，可显著节省输送管道的初期投资，也大幅降低驱动输热、输水水泵的运行电耗。内陆地区也有很多既要送水又要送热的场景，同样可采用水热同送来降低综合成本。

抽取核电低压蒸汽作为海水淡化的动力，通过多级闪蒸方式制备95 ℃的热淡水。输入蒸汽热量的10%~15%随海水淡化后得到的浓海水排出，85%~90%的热量进入热淡水。当取出的原海水温度为20 ℃、输出的热淡水温度为95 ℃时，提供1 t蒸汽只需要制备热淡水6.8~7.2 t，远低于常规热法海水淡化的制水比（12~16）。热法海水淡化装置相对简单，允许有较大的换热温差，可降低海水淡化装备的投资。在非采暖季，热淡水送至用热用水末端，与跨季节储热设施的循环水换热，得到常温淡水用于生活给水；换热释放出的热量进入跨季节储热设施。在采暖季，热淡水直接与城市热网循环水换热，冷却至常温后进入生活用水；进入寒冷期，增大热网循环水流量，部分循环水与跨季节储热设施的循环水换热，为供暖提供更多的热量。

与水热分产、水热分送相比，水热同产、水热同送相当于仅利用蒸汽提供热量的10%~15%，再通过热法进行海水淡化，制水比（45~70）远高于热法单独制水；利用单管实现同时输热、输水，可降低输送成本50%以上。

四、 通过储热为电力调峰的热电协同

（一）工业蒸汽热泵的热电协同

采用余热、过剩电力制备工业生产用蒸汽，是电力系统日内峰谷调节、过剩风光电力消纳的有效解决方案。

通过热泵提取余热共享系统输送的低品位热量，制备工业生产用蒸汽；优化闪蒸出的低压蒸汽压力，使热泵用电功率与蒸汽压缩机用电功率之比>3。可以设置高温水罐储存热泵制备出的高温热水，使热泵运行与蒸汽压缩机的运行解耦。当风光电力大发时，大功率运行电动热泵消耗多出的电力，制备的高温热水储存于高温储水箱；当风光电力减少、终端仍然需要蒸汽时，直接取高温储水箱的热水，再通过闪蒸和蒸汽压缩制备蒸汽（见图5）。

图4 利用核电余热的水热同产、水热同送技术原理

制备1 t蒸汽，电动热泵耗电270 kW·h，水蒸气压缩机耗电80 kW·h；电力为蒸汽提供热量350 kW·h/吨蒸汽，热网为蒸汽提供热量350 kW·h/吨蒸汽，即蒸汽制备系统的等效COP=2。如果每天有8 h获得过剩的电力，而工业生产需要持续24 h供给蒸汽，则热泵的装机容量要增大至3倍，制备1 t蒸汽对应热泵装机容量按照电功率计算为810 kW/吨蒸汽，而水蒸气压缩机仍为80 kW/吨蒸汽。在有过剩电力的8 h，系统用电功率为890 kW/吨蒸汽，其他时段的系统用电功率仅为80 kW/吨蒸汽，即峰谷用电功率比为11，体现出显著的调峰效果。

对于20 t/h蒸汽的用汽需求，高温热水罐储存可满足16 h需要的高温热水，储水容积约为2500 m3，投资为650万元；热泵的电装机容量为1.62×104 kW (810 kW×20)，投资为3500万元；蒸汽压缩机的电装机容量为1600 kW，投资为600万元。再考虑其他方面的投资，系统总投资可控制在5000万元以内，是同样容量燃气锅炉的10倍。由于高比例地使用低谷电力，平均电价为0.35元/(kW·h)（高峰期为1.2元/(kW·h)、低谷期为0.25元/(kW·h)），则1 t蒸汽用电350 kW·h，相应电费为122.5元/吨蒸汽；如果余热售价20元/GJ，每吨蒸汽用余热350 kW·h、热费为25.2元，则制备蒸汽的运行成本为147.7元/吨蒸汽。制备装置的投资回收期为10年，每年运行6000 h，则设备折旧成本为41元/吨蒸汽。热电协同方式制备的每吨蒸汽综合成本为188.7元/吨蒸汽，低于当前的燃煤蒸汽的200元/吨蒸汽、燃气蒸汽的300元/吨蒸汽。如果不采用储能方式，需要的持续电负荷为7 MW；如果采用储能设施，等效的储能量为86.4 MW·h；如果采用储能电池，需要投资4320万元，接近蒸汽制备设施。然而，蒸汽制备用储热替代储电的方式，既可提供储电能力，又能解决工业用蒸汽需求，起到双重功效。

我国未来工业生产需要0.1~1 MPa饱和压力的蒸汽约为7.6×109 GJ，折算为3×109 t蒸汽。如果这些蒸汽都采用热电协同方式制备，在全年2000 h的用电低谷期利用电动热泵制备高温热水，用电功率为4×108 kW；而在另外的6000 h中利用高温水制备蒸汽需用压缩机的电功率仅为4×107 kW。

（二）调峰热电厂的热电协同

未来火电不再提供电力系统的基础负荷，而主要服务于调峰，因而燃煤电厂提高运行灵活性成为面临的新问题。通过储热替代储电，可使调峰热电厂根据电力供需关系来大范围调节输出电力且不损失能量品位，从而实现高效的热电协同。

北方地区目前普遍应用的方式是：在冬季负荷高峰期全功率发电，而在负荷低谷期最大能力地抽汽供热，通过电锅炉方式将部分电力转为热量，进一步减少输出的电力；抽汽获得的热量、电锅炉制备的热量在满足当时的供热需求外储存在储热水罐，作为电力负荷高峰期的供热热源。这一方式使高品位电力转为低品位热量，造成能量品位的损失，冷凝器排出的冷端余热也不能有效回收利用，系统的能源转换效率、发电效率都不高。

本研究提出燃煤调峰电厂的热电协同思路：应用热泵机组，使燃煤电厂在大范围调节输出电力的前提下，实现能源转换效率接近100%、发电效率为电厂全额发电时90%的调节效果（见图6）。① 在电力负荷高峰期、需要全额发电时，汽轮机低压缸不抽汽，机组满负荷发电；低温储热水箱送来10 ℃的循环水，经冷凝器加热至30 ℃再返回低温储热水箱；发电余热均储存到低温储热水箱。② 在电力负荷低谷期，汽轮机低压缸最大程度地抽汽，同时调整锅炉出力使主蒸汽流量最小。抽出的低压蒸汽进入热泵机组，与电动热泵共同工作，将储存在低温储热水箱的30 ℃的水冷却到10 ℃再返回低温水箱；利用得到的热量将高温储热水箱中40 ℃的水加热到120 ℃再返回高温储热水箱。③ 高温储热水箱承担供热任务，在电力负荷高峰期完全依靠储热水箱中的热水供热；电力负荷低谷期，蒸汽与电力联合驱动的热泵机组在满足当时的供热量需求后向高温储热箱中储热（以在电力负荷高峰期满足供热要求）。

图5 利用余热和负荷低谷期电力为工业生产制备蒸汽的原理

图6 燃煤电厂热电协同原理图

采用这种方式，电力负荷低谷期、高峰期均不通过冷却系统向外排热，主蒸汽提供的热量全部转为电力和热力，因而能源转换效率接近100%。电力负荷高峰期，机组以额定功率发电；电力负荷低谷期，机组对外的电力输出功率P为：

式（2）中，P0为发电机组的额定发电功率，k为负荷低谷期主蒸汽的相对流量，Q为供热功率，m为电力负荷低谷期在1天中的占比。

蒸汽与电力联合驱动的热泵，用电量为电动热泵用电量、由于抽汽减少的发电量之和，电力低谷时的输出功率取决于m。优化热泵机组结构，可使COP为5~6。k由锅炉的可调节性决定。当P<0时，相当于需要从电网返送过剩的电力驱动热泵回收余热供热。当k最小且P>0时，对应着低谷期最小的电力输出功率。如果低谷期输出电力的价值低于输出等效量热量的价值，则降低COP以实现零功率电力输出；否则将维持较小的电力输出，对应的发电效率处于最高值。

对于没有供热需求的非采暖期，这种热电协同方式不成立。然而，如果有跨季节储热设施，则可取消高温储热水箱，换用大规模跨季节储热设施接收电力低谷期制备的高温热水。据此，燃煤电厂全年任何时间都可以根据电力系统调峰的需要运行，回收全部冷端排热量，随时为建筑和工业生产提供所需求的热量。

（三）跨季节储冷／储热应对电力供需的季节差

新型电力系统面对的重要问题之一是供需之间存在季节性不平衡。当风光电力作为电力系统的主要电源后，我国大部分区域将表现为冬、夏季电力不足，春、秋季电力过剩。然而，多数建筑冬季需要供热、夏季需要供冷，春、秋季电力过剩时既不需要供热也不需要供冷。通过跨季节储热设施，可在春季利用富足的电力制冷，供夏季空调使用；可在秋季利用富足的电力制热，供冬季采暖使用；减少冬、夏季的供冷和供热相关的电力负荷，消纳春、秋季过剩的电力（见图7）。由此，通过跨季节储热、热电协同，将实现电力的跨季节转移。

图7 跨季节储热／储冷原理

跨季节储热／储冷原理讨论如下。进入冬季，利用蓄热水箱预先储存的90 ℃热水为建筑供热，释放出热量后成为30 ℃温水并储存；采暖结束后，利用春季的过剩电力将储冷水箱中15 ℃的冷水制成冰浆，用制冰提取出的热量加热蓄热水箱中的温水。春季结束时，储冷水箱中为含冰量30%~50%的冰浆，储热水箱的水温升至65 ℃。进入夏季，利用储冷水箱中的冰浆为建筑供冷，释出冷量后成为25 ℃的温水。进入秋季，再利用富余的电力通过热泵将冷水箱中25 ℃的温水冷却到10 ℃，提取出的热量将热水箱中的热水由65 ℃升温至90 ℃。由此实现利用春、秋季的富余电力，将夏季建筑物排出的热量用于冬季采暖，既可减少冬、夏季采暖空调的用电量，也能解决冬季建筑采暖缺少热源的问题。通过这一方式全年获取的冷／热量之和与用电总量之比可达5，即使考虑储热、储冷损失，综合COP>4，优于单独的热泵制热、制冷表现。

更重要的是，跨季节储热／储冷的用电主要发生在电力富余的春、秋季，显著降低冬、夏季的用电量；热电协同可实现春、秋季过剩的电力向严重缺电的冬、夏季转移，一定程度上缓解电力系统在不同季节之间的供需矛盾。基于相关原理的系统已在济南市的能源站使用。

全年内，系统冬季供热量等于夏季冷负荷总量，用于春季和秋季热泵制冰、制热消耗的电力之和，华北地区公共建筑的冷热负荷特点大致符合这一关系。在长江流域，夏季用冷量更大、冬季用热量偏小，需要设置冷却塔以在春季排出部分制冰产生的热量。在冬季用热量更大的东北地区，需要在秋季从外界补充来自空气、水体、土壤或者人类活动排放的低品位余热（在非采暖季的秋季容易获得）。

对于跨季节储热／储冷设施，春、秋季利用热泵制热、制冰，目的是利用当时的过剩电力，制取的热水、冰浆只是储存，并不为了满足当时应用。热泵无需连续运行，可以根据电力系统的供需状况选择在电力负荷低谷期运行，同步实现春、秋季的电力日内和短期两类峰谷调节。尽管需要增加热泵的装机容量与配电功率，但其他储能设施同样不可避免。

五、新型零碳热力系统的经济社会效益

新型零碳热力系统通过分散式热泵提取自然界的低品位余热，可解决建筑运行5×109 GJ的热量需求，消耗电力5.4×1011 kW·h；应用余热共享系统，可解决7.6×109 GJ的工业用中低压蒸汽需求、5.4×109 GJ的北方城市冬季供暖用热需求，消耗电力1.46×1012 kW·h。如果完全利用燃煤锅炉制备这些热量，每年需要消耗7.2×108 tce（1 GJ热量对应消耗40 kgce）、排放1.87×109 tCO2；与完全利用电热法相比，用电量由5×1012 kW·h减少到2×1012kW·h。通过热电协同的运行方式，各类热泵消耗的电力多是电力负荷低谷期、春季和秋季电力过剩的电力。当电力系统高比例采用风光电力后，可以认为这些热力系统的可灵活调节用电量来自风光电力，仅有循环水泵、蒸汽压缩机的部分用电不能根据电力系统峰谷变化进行调节（在总用电量中的占比不足20%）。如果电力系统全年的平均度电碳排放责任因子<0.4 kgCO2/(kW·h)，则新型热力系统的碳排放总量<1.6×108 tCO2，仅为全部采用燃煤制备这些热量产生碳排放量的8%。

建设新型零碳热力系统，主要涉及利用自然环境作为低温热源的分散式热泵系统、回收人类活动排放的低品位热量的余热共享系统。① 分散式热泵按照制热量计算的装机总量约为1×109 kW，热泵投资强度为1~1.5元/W，总投资为1万亿~1.5万亿元，主要依靠建设方、使用方的分散投资完成，将实现5×109 GJ热量的低碳供给。这些热泵主要用于替代分散式燃气壁挂进行供热，制备1 GJ热量由消耗28 m3的天然气改为消耗100 kW·h的电力；如果天然气价格为3元/m3、电价为0.54元/(kW·h)，则静态回收期在10年以内。② 回收人类活动排放余热的余热共享系统是重要的能源基础设施，主要包括：约2.5×109 GJ的跨季节储热设施，需要1万亿元投资、5×105亩土地；集中供热管网方面的改造和扩建（尤其是新建沿海核能余热输送管网），需要投资约3000亿元；各种余热热源的回收改造（尤其是核电余热、各类火厂余热、流程工业的余热），需要投资约5000亿元；利用低负荷期电力、余热共享系统提供余热制备工业生产用蒸汽，供汽能力为5×105 t/h，需要投资约1.5万亿元；建筑供暖利用方面的吸收式电动热泵降低回水温度改造，需要投资约2000亿元（设备和改造费用约为13元/m2）。

新型零碳热力系统共需投资3.5万亿~4万亿元，如果15年完成建设，每年投资约2500亿元。工程全部建成后，每年可提供工业用蒸汽3×109 t、建筑采暖用热5.4×109 GJ，按照当前市场价格计算的收入为0.966万亿元。制备这些热量需消耗低谷电力1.46×1012 kW·h，按照低谷电价0.35元/(kW·h)计算的运行电费为5000亿元，叠加购买余热的成本为800亿元、运行维护费为1500亿元、设备折旧费为2300亿元，总运行成本为0.96万亿元，与收入基本持平。

在此基础上，新型零碳热力系统还可获得多方面收益。① 具有灵活的用电调节能力，可认为所用电力是零碳电力。回收的余热属于废热，没有为了提供余热而增加碳排放，可视为零碳供热。与完全采用燃煤锅炉提供热量相比，每年减少排放1.7×109 tCO2。② 依靠储热提供北方城市建筑冬季的供热热源，提高工业生产用蒸汽供应的可靠性。③ 为核电、调峰火电、流程工业、数据中心等余热产生源提供可靠的冷却方式，相应生产过程在全年内都可以获得可靠的冷源。④ 制造业生产用能需要零碳转型，余热共享系统依靠原本排放的余热、低谷电力制备生产用蒸汽，提供稳定的零碳蒸汽制备能力，为零碳工业园区建设提供关键支撑。

余热共享设施建设需要投资3.5万亿~4万亿元，约50%用于土木工程，如大规模跨季节储热水库建设、余热共享系统管网建设、余热回收和蒸汽制备系统安装。相关需求可显著带动我国土建施工能力、建筑材料产能。另外的50%用于以各种新型热泵为主的热量变换装备，我国在此领域拥有全套的知识产权，技术水平、制造水平都处于国际领先地位。建设余热共享系统可以进一步发展这一制造业领域并增强国际市场竞争力。

六、建设新型零碳热力系统需要的政策支持

新型热力系统的建设分为两个方面：依靠分散的使用者建设和改造的分散式热泵系统，依靠国家统一规划推进建设的余热共享系统。

对于分散式热泵系统，需要电价政策和改造工程的补贴机制。例如，实施“家电下乡”政策，支持农民采用分散式热泵采暖，对购买高能效热泵热水器提供部分补贴，鼓励居民更换原来的燃气热水器等。拉大电价峰谷差，促进热泵在电力负荷低谷期运行，实现分散式热泵制备热量的零碳化。

余热共享系统的建设需要从国家层面进行统一规划，因其涉及余热资源合理利用、供需匹配、输热管线布局、储热设施优化等复杂环节，局部最优方案未必全局最优。需要在全面调查余热资源与热需求的基础上，制定科学统一的顶层规划并确保严格执行；将余热共享系统纳入重大能源基础设施；管网系统、跨季节储热设施是余热共享系统的基础平台和服务设施，应依据基础设施建设的方式开展建设，并参照电网模式管理运营。进一步，建立热量按温度品位的核算方法和定价机制，激励企业投资余热回收改造和热量转换设施，通过市场化运营获得收益。随着余热共享基础设施和交易平台的逐步完善，余热产出端和应用端可主动投资基础设施，开展余热回收利用，在实现企业经济收益的同时，推动热源从燃料向余热转型。

此外，为了促进基于新型热力系统的热电协同，建议推行实时动态电价并合理拉大不同时刻的电价差，促进用热终端通过储热替代储电，在为电力系统削峰填谷的同时，可从电力价格差中获取较大收益，既有助于零碳电力系统建设，又可实现热力系统的零碳热量制备。

七、结论

建设新型零碳热力系统是能源低碳转型、实现“双碳”目标的重要支撑，包括为低用热密度的建筑提供采暖、生活热水以及部分蒸汽需求的分散式热泵，回收人类活动排放的各种余热为北方地区建筑采暖、工业生产等提供高密度用热的余热共享系统。两部分将共同实现未来1.8×1010 GJ热量（不包括工业高压蒸气）供应，不再消耗燃料，而仅消耗2×1012 kW·h电力，且通过灵活调节可确保80%的消费电力为零碳电力。

为了加速推动热力系统的低碳转型，建议将新型热力系统作为能源体系建设的重要环节，明确主管部门、发展目标、转型路径，尽快发布规划方案和指导意见；加快推进零碳供热科技攻关，在热泵，热量变换，余热回收，长距离、低成本输热，跨季节储热，热电协同等共性关键技术方面实施重点突破与示范应用；以“余热共享新基建”为核心，全面优化热力系统建设管理机制和市场化交易机制，激活多元市场主体主动开展余热回收的设施建设与高效利用；实行实时动态电价制度并合理拉大电价差，促进热力系统消耗零碳电力以及通过储热实现热电协同。

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