中国工程院院士江亿：以热电协同构建零碳能源系统

在“双碳”目标的战略驱动下，构建以新能源为主体的零碳能源系统已成为业内广泛共识。然而，随着风电、光伏等波动性电源占比持续攀升，电力系统面临的调节压力日益加剧。与此同时，我国终端能源消费中热力占比较高，而热力系统的低碳转型同样面临热源重构与供需匹配的巨大挑战。在此背景下，电力与热力的协同互动将成为构建零碳能源系统的创新路径。8月8日，在由中国能源研究会主办、自然资源保护协会支持的“电力低碳转型年会2026”上，中国工程院院士江亿发表主旨演讲，他指出，构建零碳电力系统与零碳热力系统，是实现零碳能源目标必须并行推进的两大核心任务。电力与热力之间并非彼此孤立的关系，而是存在深刻的内在关联。通过合理设计热、电系统流程，不仅能高效回收利用低品位热量，还可为电网提供灵活的调峰服务。热电协同，共同推进零碳电力与零碳热力的实现，正是能源革命不可或缺的重要内涵。

能源系统重构：热电协同的必然性

当前人类社会的终端能源消耗主要由电力、热力及燃料三大系统构成，建筑供暖、工业用热及燃料供应分属不同管理体系。在零碳电力系统建设目标下，三大系统需打破原有独立运行模式，实现深度协同与重组。

江亿表示，目前，各类能源系统均面临调蓄需求。在电力系统中，高比例风光电并网后，其瞬态功率占比可达50%，但夜间光伏出力归零，需依赖火电快速响应调节。日内短时波动及冬夏用电高峰、春秋电力过剩的季节性差异，均是当前电力系统需面对的调节难题；热力系统则存在季节差和短期差，主要表现为夏季各类余热产出量大，而负荷小，冬季余热产出量小，负荷大。同时，热电联产机组面临调峰需求，调峰火电热量产出随发电量调节而变化，而终端热量需求一天内相对平稳，变化很小，供需矛盾突出。

电与热系统均需储能支撑，但储能成本结构存在显著差异：从容量成本来看，储电（含电池及抽水蓄能）的单位容量投资远高于储热；从接口设备成本来看，电热转换设备投资因场景而异，部分情况下储热接口成本可能更高。江亿认为，总体来看，以储热替代储电，可以优化储能经济性。他由此提出设想：如果未来大部分热力由电力制备，可否用储热替代储电？未来化石能源逐渐退出后，热力供给将主要依赖余热回收及电力提质，如电制热。若大部分热力可由电能转换而来，则可通过电-热转换实现电力和热力系统的灵活性调节。如核电、调峰火电等电源在输出电力的同时，也伴生大量可利用的余热资源。通过热泵技术，消耗部分电力即可将这些低品位余热提升至可用的温度水平，实现电热转换与品位升级。“这其中的关键策略在于，在电力富余时段，优先将电能转化为热能储存，以储热替代储电，从而大幅降低系统整体投资。当电力紧缺时，储存的热能可直接释放，替代部分电力需求，间接实现电力‘削峰填谷’，提升新能源消纳能力。”江亿分析道。

储热的经济性优势与多元应用场景

相对于储电，储热的经济性具体体现在哪里？不同储热技术分别适配哪些场景？围绕这一问题，江亿做出了具体分析。

江亿介绍道，储热主要有三类目标：一是储存高温热量，比如熔盐储热，这种方式可实现再发电，或输出蒸汽，但目前成本高；二是储存100摄氏度以下的热量，主要用于建筑和部分工业生产需求，占热量需求的60%；三是压力容器内储存高温热水（<150摄氏度），闪蒸后再压缩，为工业提供蒸汽。对于短周期储热需求，储热水箱、土壤换热器、相变材料等都可以满足要求，且投资不高，但只有储热水箱具有较高的温度效率；对于长周期跨季节储热需求，最适宜的方式是置换式热水库，其他方式温度品位效率较低。

江亿表示，与储电相比，以置换式热水库为代表的储热技术容量投资成本更低，尤其适合跨季节调节，可将春秋季的富余能源储存至冬季使用。与直接或间接储电方式比较，储热的成本为每千瓦时2~6元，能量效率接近无损，而品位维持能力尤为突出。相比之下，储能电池成本约500元/千瓦时，抽水蓄能约400~500元/千瓦时，且储放效率约70%，压缩空气储能效率约60%，且储能密度极低。制氢储氢全流程效率不足五成且储氢设施本身已折合成本每千瓦时百元以上。“即便按10度热折合1度电的保守比例折算，储热单位容量投资仍比储电低近一个数量级以上。”江亿指出，“无论短期储能还是长期储能，如果最终是为了产出热量，当释能时长超过6小时，采用储热替代储电都是一种低投资、高效率的方式。”

江亿指出，预计到2050年以后，我国全社会年热力需求总量约为240亿吉焦，若将热量按等量折算为电能，则相当于7万亿千瓦时，届时我国热力需求占比将占能源总量的1/3。

江亿分析道，关于未来热力需求的供给路径，可按热需求强度与集中度分为三大类。对于低强度、分散式的热需求，如家庭生活热水及南方地区采暖，宜采用空气源热泵或土壤源热泵等分散式设备，直接安装于用户端即可满足要求；对于中强度、集中式的热需求，如北方城市集中供热，此类场景无法依靠分散式热泵解决，需要通过回收电厂、核电和工业余热，再通过热泵提升温度后供热；高温工业热需求则需要依靠其他高温热源或电制氢、合成燃料等方式解决。总体而言，热泵主要发挥“提质”作用，将低品位余热转化为可利用热能，同时消纳富余电力，成为连接电力与热力系统的重要纽带。

在工业领域，可利用低谷电，通过电极加热器或热泵配合储热罐制备工业蒸汽，在降低制汽成本的同时实现电力负荷调节。在建筑领域，通过配置储热水箱和储冷设施，在春秋电力富余时利用热泵制热、制冷并储存，在冬夏高峰期利用储存的冷热量满足建筑需求，从而减少高峰用电。此外，大型跨季节水体储热设施还可实现能量跨季节转移和区域供暖。

热电协同的工程实践与未来方向

热电联产机组是实现电-热转换的典型案例。我国北方地区超过60%的建筑采暖热源都来自热电联产机组，但随着电力系统对于调节需求的不断加大，此类机组面临着调峰和供热双重要求的巨大挑战。尤其是在电力现货运行的市场环境下，热电联产机组缺乏响应价格的能力，十分被动。“以内蒙古为例，2024年12月1日至2025年3月31日，整个冬季采暖期内的现货市场实时电价数据显示，电价在1.5元/千瓦时至-0.05元/千瓦时之间剧烈波动，呈现高频宽幅震荡态势。在此市场环境下，传统热电联产机组若仍按冬季持续供热模式运行，则发电上网易导致亏损，而供热收益难以弥补发电损失。”江亿指出，“这表明，现行‘以热定电’或固定供热模式已无法适应电力现货市场的价格信号，电热协调机制亟需重构。”

对此，江亿表示，解决热电联产机组电热矛盾的核心思路是依靠蓄热调节。电力负荷高峰期让火电机组满负荷发电以支撑电网运行，供热由高温储热水箱承担，同时将冷端余热回收存入低温储热水箱；在电力负荷低谷期，机组减负荷、加大抽汽，利用抽汽和电力驱动热泵将低温水箱中的热量提升至高温水箱储存备用。通过这种“高峰存热、低谷制热”的调节方式，既可保障供热稳定，又为电网调峰提供了灵活空间。

核电余热亦可用于城市供热。以山东“一张网工程”为例，项目利用春秋两季电力负荷低谷期的富余电能，将核电产生的热量和冷端余热进行跨季节储存，用于冬季大规模区域供暖。“4台百万千瓦级核电机组全年运行约7000小时，可满足约3.5亿平方米建筑采暖需求。同时，在电力调峰方面，核电热源侧全年低谷期电力输出功率可减少约10%，末端能源站在采暖期低谷期多用电63万千瓦，约占4台机组发电功率的15%。工程系统总投资估算约150亿元，其中电厂侧37亿元、输送管网65亿元、终端能源站48亿元，折合单位面积投资约50    元/平方米。按减少电量折算，运行成本约29元/吉焦，综合成本约51元/吉焦。对比来看，目前燃气供热成本约90元/吉焦，燃煤供热约40元/吉焦，核电余热供热在经济上具备一定竞争力，同时可根据电网需求在低谷期灵活减少核电机组上网电功率10%至25%，兼顾供热保障与电力调峰双重功能。”江亿介绍道。江亿建议，未来可结合电网实时分时分区电碳责任因子，引导终端在电价和碳排放较低的时段高效吸纳电力。总体而言，热电协同有望成为破解储能瓶颈、降低新能源消纳成本、支撑能源系统平稳转型的重要路径。