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编者按
冬天，农村和城市建筑需要取暖；在工业生产中，钢铁、化工、造纸等工厂也离不开高温蒸汽和热能。在全社会低碳转型的大背景下，电力和热力将成为未来主要的能源供应形式。在这个冬季河北农村供暖可靠性、经济性受到关注，再度引发“煤改气”路径争议讨论之际，系统反思和规划我国供热系统的转型路径具有现实意义。如何在满足今后持续增长的热需求的同时，进行热力系统零碳转型，亦是新型能源体系建设的关键议题。清华大学建筑节能研究中心主任、中国工程院院士江亿指出，热量制备实际占中国能源消费约20%、碳排放约占22%。面向未来，需要开辟出满足社会发展与经济增长需要，零碳或低碳的、低成本、高可靠的新型热力系统。《知识分子》特此刊发江亿院士的文章。他在文中论述了新型热力系统在未来能源体系的定位，并建议将来每个五年计划投入2万~2.5万亿，到2040年全面完成新型热力系统的建设。江亿认为，高参数集中用热可以通过高温气冷堆由核能提供，中低参数的集中用热需要建设覆盖余热产出点和用热点的余热共享系统。低参数分散用热可采用分散式的热泵技术来满足。

撰文｜江亿

热量供给是能源供给中的重要部分

我国2024年全年一次能源消耗总量折合55亿吨标煤，其中核电、水电、风光电等非化石能源折合5亿吨标煤（按照热值法折合），燃煤燃气50亿吨标煤。按照其中发电及热电联产用燃料20亿吨标煤，工业生产作为原料和燃料用18亿吨标煤，交通8亿吨标煤，建筑运行用4亿吨标煤（包括作为采暖热源的区域锅炉房用燃料）。

由燃煤燃气电厂消耗的20亿吨标煤中，约2亿吨通过热电联产方式转换为热量用于建筑采暖和工业用蒸汽；建筑运行用4亿吨标煤中，除了1.2亿吨用于炊事，2.8亿吨标煤用于制备热量（采暖、生活热水）；而工业生产用的18亿吨标煤中，作为工艺用12亿吨（冶金、化工、建材），其余6亿吨标煤用于制备蒸汽或热水以满足工业生产需要。这样，目前共有10.8亿吨标煤用于热量制备，以满足建筑运行和工业生产的热量需求。

此外，在建筑和工业生产中还有约2000亿kWh电力被热泵所消耗、为建筑采暖和工业生产制备其所需要的热量。按照热量法这些电力可转换为0.25亿吨标煤。

以此计算，目前全年用于制备热量的能耗为11.05亿吨标煤，约占我国目前能源消耗总量的20%。除热泵用电部分来自可再生电力外，其它制备热量的能源都来自化石燃料。为制备热量消耗的化石燃料占我国目前化石燃料总量的22%。由此导致的二氧化碳排放量也约占我国由于能源使用导致的碳排放总量的22%。

我国由于使用能源导致的二氧化碳排放可归纳为：发电占36%，工业生产工艺排放占24%，供热占22%，交通占16%，炊事餐饮占2%。供热列为第三，且几乎与工业生产过程工艺碳排放相当。

考虑未来社会经济的发展，尽管冶金、建材等产业将有所下降，但化工、机电、电子、轻工等产业还将增长，我国工业用热将增加到每年136亿GJ，其中化工等需要高参数蒸汽的热量60亿GJ，机电轻工等中低参数热量76亿GJ；建筑运行用热量104亿GJ，其中北方城镇采暖54亿GJ，农村和南方建筑采暖、生活热水制备等50亿GJ。工业和建筑总需要热量240亿GJ，如果完全依靠燃煤锅炉制备，则需要10亿吨标煤，排放26亿吨二氧化碳，这完全与碳中和目标不符。

而如果完全用电力直接转换为热量，则需要7万亿kWh电力，为我国2024年用电总量的70%，也将给新型电力系统的建设带来巨大的压力。

我国大量使用热量的工业生产多数聚集与山东、江苏、浙江、福建、广东等沿海省份，这也使得这些地区有大量的发电功率不足10万kW的燃煤热电联产电厂，是我国小热电主要的分布区域。这些电厂的主要目的是为了满足工业用热需求。作为2030年碳达峰之后的重要任务是取消这些小热电，从而实现碳排放总量的逐年下降。然而怎样替代这些小热电，如何找到满足工业生产需要的足够的低碳或零碳热源，成为这些地区为实现双碳战略所面临的主要困难。

建设新型的热力系统是建设能源强国的重要组成部分

现代社会生产和民生都需要大量热量，而目前制备热量的主要方式还是通过燃料燃烧。我国可利用的生物质材料总量不超过9亿吨标煤（农林牧区6.5亿吨、农副产品加工1亿吨，城市餐厨垃圾与绿化垃圾1.5亿吨）。未来这些生物质材料还将在电力、化工和其它工业生产中发挥重要作用，可用于制备热量的不超过2亿吨标煤。利用绿氢合成氨、醇等新型燃料，所需要的电力大于直接电热所需要的电量7万亿kWh，因此也不是解决方案。

建设能源强国就必须全面创新，开辟出满足社会发展与经济增长需要，零碳或低碳的、低成本、高可靠的新型热力系统。按照能源需求总量计算，热力需求占22%~24%，这就是新型热力系统在未来新能源系统中的地位。

按照对热量需要的特点和使用方式，可以把热量需求分为三类：

（1）高参数集中用热，这主要是化工生产等工业用热，需要2~5MP的高压蒸汽。这可由高温气冷堆由核能提供。这种用热场景的特点是集中、连续、稳定，恰好与高温气冷堆产产热量的特点一致。我国是目前世界上唯一研制成功高温气冷堆并投入商业运行的国家，继续发展和推广这一技术，使其与用热产业融合发展，是新型热力系统建设的重要内容之一。

（2）中低参数的集中用热，服务于工业生产和北方城镇建筑采暖。这需要1MP以下压力的中低压蒸汽或循环热水，占未来用热总量的一半以上（130亿GJ）。作为制造业大国，我国有大量人类活动排放的余热，包括核电余热、调峰火电余热、冶金有色化工建材等生产过程排放的余热、数据中心余热、垃圾焚烧电厂余热、以及可以从变电站、污水处理厂中回收的余热。

按照统计分析，即使未来火电和冶金建材能产业大规模消减，上述余热每年仍在250亿GJ以上。只要有效回收利用这些余热的一半，就可以满足此类用热需求。

为此，需要建设连接余热产生地点与用热地点之间的热量输送管道，建设为解决余热产出与热量需求之间在时间上的不匹配所需要的大规模跨季节储热设施，开发和生产各种实现不同热量参数之间热量传递的热量变换器（又称广义换热器）。在此基础上建成服务于相对集中的沟通余热资源与用热需求的余热共享系统。为输送热量和变换热量，也需要部分电力。这一类别的130亿GJ热量需要约0.3万亿kWh的电力作热量变换和输送，0.85万亿kWh的电力用于由余热制备工业生产用蒸汽。两项共1.15万亿kWh电力。

（3）低参数的分散用热，服务于生活热水、农村和南方建筑采暖、医院宾馆等建筑的蒸汽需求等。这可以采用空气源、土壤源、水源和中深层地热等热泵技术，通过电力驱动热泵，采集自然界的低品位余热，并将其提升到所需要的热量品位，满足用热需求。这种热泵方式获得热量尽管也需要消耗电力，但一度电可获得3度或更多的热量（称为COP，根据低品位热源的温度与需要的热量的温度不同，COP可达3~5）。未来对这一类别的热量需求是50亿GJ，热泵消耗电力0.5万亿kWh。

按照如上规划的新型热力系统，除高温气冷堆需要消耗核燃料外，集中的余热共享系统和分散的热泵系统每年提供130+50亿GJ热量，消耗1.65万亿kWh电力，占未来全社会用电总量的10%，远低于直接电热所需要的7万亿kWh。由于再无单独的燃烧制热，如果新型电力系统实现了零碳供电，则热力系统也完全实现零碳。

投资效益可观

建设新型热力系统近十五年内要求巨大的建设投入，可承接正在消减的建筑和基础设施建设力量。

上述第一类别的热力供给，可极大促进我国高温气冷堆产业的发展，有利于进一步巩固、发展我国这一全球领先的新技术，从而带动这一技术的全面发展和出口，彰显我国能源强国地位。

上述第二类别的热力供给，需要建设覆盖余热产出点和用热点的余热共享系统。我国北方已建成完备的集中供热管网，南方也建成为工业生产园区提供蒸汽的管网。在此基础上需要建设的工作为：

——区域管网的建设。连接各类余热热源与用热需求，连接各类余热热源与城市供热管网。目前我国已有集中供热主干管网6万公里，还要跨建改建3~4万公里，需要投资1万亿元，主要是土建工程和管网材料。我国在此领域处世界领先地位，已建成多个世界上距离最长、两侧高差最大的热量输送系统，并产生良好的经济效益，实现了热量的经济、可靠、安全输送，目前正主持相关ISO标准的制定。

——跨季节储热设施，也就是储热水库。这主要建在北方采暖地区，储存非采暖期的余热用于冬季供暖。我国北方地区需要建设总容积达40亿立方米的大型跨季节储热设施。按照目前已建成的工程推算，这需要约1万亿元投资。主要为土木工程，土工膜材料和其他辅助机电系统。我国目前已建成5座单体规模从1万到8.5万立方米的跨季节储热水库，其中一座为世界上储热温度最高、容量最大的储热库，且已通过储热能力有效提高了建筑冬季采暖热源的可靠性、安全性和经济性。

——各类热量变换器，或“广义换热器”。包括提升余热热源处温度，降低用热点返回的温度、以及利用循环热水热量和电力制备工业生产用蒸汽。在这一领域我国在技术上也处国际领先地位，其基本概念为我国独立提出，主要产品也是我国的自主技术。目前国内此类产品的市场每年20~30亿元，呈快速增长趋势。这些装备制造大约需要1万亿元投入。

——热量采集系统。从各个余热产出点回收余热，需要建设余热采集系统，这需要工程费用约2000亿元。

余热共享系统的建设共需要投资3.2万亿元，可以获得每年30亿吨工业生产用蒸汽，54亿GJ建筑采暖用热量，消耗电力1.15万亿kWh。如果蒸汽按照200元/吨（目前燃气制备蒸汽成本250元/吨），热量50元/GJ（目前燃气制备热量80元/GJ），每年产出6000亿+2700亿=8700亿元，消耗电力1.15万亿X0.50元=5750亿元，每年剩余约3000亿元。如果投入总资金3.2万亿的25%计0.8万亿，获得2.5%的20年低息贷款2.4万亿，则每年还本付息1540亿，每年剩余1460亿，支付总销售收入的10%作为维护管理费870亿，则每年净盈利590亿，对于0.8万亿的投资来说，年回报率7%。这样在经济上是可行的。在计算电费时，采用电价0.50元/度，实际上三分之二的用电量可消耗谷电，配合电网系统削峰填谷。由此使平均电价降低后，每年的净盈利可增加到1000亿以上。

上述第三类别的热力供给是采用分散式热泵。热泵制造和安装工程费用约1.5~2万亿元，实现了50亿GJ的热量供给，消耗电力0.5万亿kWh。这种分散用电的方式如果电价为0.60元/kWh，每年支付电费0.3万亿元，折合热量成本为60元/GJ，这是终端用户可以接受的价格。如果也按照25%的先期投入和75%的20年2.5%低息贷款计算，投入为1.6万亿时每年需要还款付息770亿，每GJ热量的成本成为75.4元/GJ，但按照天然气制热成本的80元/GJ计算的话，则每年剩余230亿，年收益率接近6%。

上述规划围绕新型热力系统的建设项目，不包括高温气冷堆，需要投资4.7~5.2万亿，在终端用能价格不变的前提下，利用2.5%的低息贷款解决75%的初投资，可以实现6%~7%的年收益率。所需要的经费中，约一半属于土建工程费用，一半为我国自产的钢材及各类换热器、热泵等。土建工程所需要的工程能力基建工程非常接近，而钢材及各类换热器与热泵装置我国又有巨大产能。这些工程建设恰好可拟补建造业下滑导致的建造施工能力、装备和产能过剩的问题。

这一新型热力系统的建成，使热量制备再无直接燃烧。与目前我国为建筑运行和工业生产制备热量的方式相比，每年可减少二氧化碳排放26亿吨。即使每吨二氧化碳100元，其减排的价值也是每年2600亿元，考虑到这一减碳收益的话，则第二类别、第三类别的热力供给项目年投资回报率都在20%以上。

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助力实现新型电力系统

以风电、光电为主要电源的新型电力系统面对的最大困难就是缺少足够的储能资源和灵活调节电源。风光电的日夜间变化属于短周期变化，可以用多种储能设施解决。而零碳电源与电力负荷需求之间季节性不匹配，则是电力系统面临的难题。具体地来看，就是在我国大多数供电区域，如果以风光电为主要电源，则冬、夏两季电力不足，而春秋两季电力过剩。 这就需要把春秋季多余的电力储存起来用于冬夏。而由于一年只能储放两次，所以各类化学储能方式经济性都不适应。采用电—氢—电的方式，也由于装备投资过高、两次转换效率太低而在经济上不可行。

然而，储热设施的建造成本远低于直接储电方式和抽水蓄能、空气压缩等间接储电方式。而且新型热力系统又需要热量在冬夏之间转移，把夏季多余的热量转移到冬季使用，同时把冬季廉价的冷量转移到夏季使用。因此，通过热电协同，利用储热替代储电，就可以实现利用春季的多余电力把冬季的冷量转移到夏季用于建筑空调；利用秋季的多余的电力把夏季的热量转移到冬季用于建筑采暖。这样就增加了春秋季的电力消耗量，减少了冬夏季对电力的需求，相当于实现了春秋季的多余电力向冬夏季的转移，同时也缓解了冬季供暖热源不足，夏季供冷冷源不足的问题。

具体的实现方式为：

分别建设储热储冷水池，在冬季储热池内为90℃热水，储冷池中为10℃冷水；
冬季取出热水为建筑供热，冬季结束时储热池中水温降至35℃；
春季利用电动热泵把储冷池中的10℃冷水制成0℃含冰量为50%的冰浆，所释放出的热量把储热池中的水加热到70℃；热泵消耗部分电力；
夏季用储冷池中的冰浆作为建筑空调冷源，供冷结束的秋季，储冷池成为25℃冷水；
秋季利用电动热泵从储冷池提取热量，把储热池中的水从70℃加热到90℃，储冷池成为10℃冷水。热泵消耗部分电力。

全部过程实现了利用春秋季的多余电力在夏季为建筑提供空调用冷量、在冬季为建筑提供采暖用热量。热泵一侧制热、一侧制冷，单位制热制冷量对应的COP可达5以上，同时有效地增大了春秋季的用电量，消减了冬夏季的用电量。热泵所消耗的电力70%发生春季、30%在秋季，这正好与我国多数地区春秋季电力富裕状况相符。在春秋季用热泵制备冰浆和热水时，如果加大热泵装机容量，就可以根据风电光电的状况运行，只使用风光电。这一方式已在济南CBD能源中心建成，并从2024年末开始试运行，且验证了设计预想，为电力系统缓解电力供需之间的季节差和春秋季电力的日内差做出贡献。

此类工程的核心设施是可实现跨季节储热的储热水池和储冰浆水池。为满足整个冬季、夏季都依靠转移过来的热量和冰浆为建筑供热供冷，1平方米供热供冷建筑几乎需要1立方米容量的储热水池。如何找到储热水池的建设空间、如何低成本建造满足性能要求的储热水池，是实施这一技术路径的关键。与冬季用空气源热泵供热，夏季用电制冷机制冷的常规方式比较，采用上述技术的每平米建筑可分别使建筑冬季和夏季用电量减少10~15kWh/m2，而将这些用电负荷转移到春季秋季用电负荷低谷期。采用储能电池为电力系统实现同样效果需要投资5000~7500元/m2。而上述方式的储冷储热水池的投资不足电池投资的十分之一。

此外，依靠储热设施，可以使上一节提出的新型热力系统中所消耗的1.65万亿kWh电力中的70%发生在一天中的电力低谷期，避开电力负荷高峰期。这些装置相当于每天有约20亿kWh的储能电池。这仅依靠其储热设施，不需要增加额外的投资。我国建设新型电力系统，为缓解日内和短期的电力供需矛盾，需要约150亿kWh的储能能力，合理规划和建设新型热力系统，可以在满足热力制备和安全可靠供给的同时，为电力系统提供可每天利用的20亿kWh的储能能力，相当于总需求的15%。我国目前大力建设抽水蓄能电站，总计发电功率约6000万kW。按照可以储放8小时计算，抽水蓄能电站的储电容量为4.8亿kWh。新型热力系统可以提供的电力间接储能能力是目前我国抽水蓄能电站的4倍。

政策建议：统一规划推进供热转型

1）新型热力系统是能源供给系统中的重要部分，应该作为我国建设能源强国的重要内容。由于系统建设涉及大量余热资源、土地空间资源、且与工业布局密切相关，因此其整体方案需要从全局出发、统一规划、严格执行。必须在统一规划的约束下，通过市场机制调动各方面积极性，分片、分期实施。同时，工业布局也必须考虑热力系统状况，“以热定产”，“产随热走”，把用蒸汽量大的企业聚集到余热资源丰富的区域建厂。

2）跨季节储热设施是伴随新型热力系统而出现的新设施，也是新型热力系统的核心。面对我国北方地区40亿立方米库容的需要，怎样有效开发利用一切可能的国土空间实现这一建设目标，成为建设新型热力系统的关键。需要国土、生态环境等部门联合共同制定相关政策与机制，并发展土地空间综合利用新技术，通过政策机制和技术引导既保障这一建设目标的实现，又不会出现盲目建设、导致土地资源浪费的现象。

3）把新型热力系统的建设作为今后三个五年计划中的投资重头戏。每个五年计划投入2万~2.5万亿，到2040年全面完成新型热力系统的建设。届时全面淘汰用于制备热量的燃煤燃气锅炉，实现每年碳减排26亿吨。这15年正是我国基建产能过剩的时期，通过加大新型热力系统的建设投入，缓解基建下滑对经济增长的影响，实现基建队伍和建材产业的平稳着陆。

4) 利用新型热力系统建设这一巨大市场，有目的地扶植热泵、新型换热器等相关企业，使其成为我国继风光电、电池和电动车之后的又一个与新能源相关的出口拳头产品。我国建成能源强国之后，又可以输出这些技术和产品，增长经济、增强国力。

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