作者：同济大学 龙惟定

 

引言

 

  根据世界气象组织（WMO）发布的报告，2020年CO2的全球平均体积分数为4.132×10-4。2021年5月，地球大气层中的CO2体积分数达到了4.19×10-4，为400万年以来的最高水平。而按照目前温室气体浓度的增长速度，到本世纪末，温度上升将远超《巴黎协定》规定的高于工业化前水平1.5~2.0 ℃的目标。

 

  根据测算，2019年我国城市建筑领域由于耗能而产生的CO2排放约为16亿t，加上年化隐含碳排放（建筑寿命按30年计），城市建筑总碳排放为24亿t，约占当年我国总CO2排放量的1/4。

 

  在双碳目标下，建筑能源的供应—输送—需求3个阶段，与常规的技术路线、系统配置、商业模式、规划设计方法相比有了很大变化。既要节能，还要减碳；除了研究需求端，还要统筹供应端和输送系统；不但要优化冷/热系统，还要协调电力和燃气系统。因此，笔者从建筑和城区的视角，从综合能源系统的源、网、荷、储、用五大环节，对双碳背景下的新技术和新特点作简单点评。希望对业内同行能有一些启发和帮助。

 

  本文是系列文章的开篇，对能源系统供应端进行概述。

 

  与以前的建筑能源系统相比，碳中和能源系统依旧遵循“节能优先”的原则，但从“计算节能”转向了“实物量节能”，实现能耗强度和总量的限额管理。而建筑能源的供应端在碳中和背景下有以下几方面的变化：

 

1）供暖电气化。在城区和建筑层面去化石燃料燃烧。

2）可再生能源应用规模化。

3）建筑能源系统分散化。

4）供能多源化。

5）建筑和城区能源管理系统数字化和智慧化。

6）供应端的终极目标是实现“能源即服务（energy as a service）”。

 

  实现以上变化有相当的难度。尤其是第1、2项，严重依赖于地域气候条件和资源条件，需要业内做相当大的努力。

 

 

 01   节能优先

 

1.1 能耗限额管理

 

  自2015年起，我国实行能源消耗总量和强度的“双控”，即按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级地方政府进行监督考核；对重点用能单位分解能耗双控目标；开展目标责任评价考核；加强节能管理。

 

  从1985年我国开展建筑节能工作以来，建筑节能标准都是提出控制设计参数，是对建筑节能要求的最下限（即以20世纪80年代围护结构隔热和建筑设备能效为基准的计算节能相对值），而从GB/T 51161—2016《民用建筑能耗标准》颁布后陆续发布的国家和地方标准或指南及超低能耗建筑设计导则都给出了单位面积建筑能耗指标的控制值，即建筑能耗的上限值。这不仅给出了建筑设计的约束值，更是提出了运行管理的实物量目标值。

 

  我国实行“双控”政策后，相继对数十种工业产品制定了能耗限额。因为建筑能耗的复杂性和多样性，直到实行“双碳”目标后，各地方（如北京市和上海市）才开始制定各类建筑的能耗限额标准。能耗限额，不仅是建筑能耗的上限，更是“天花板”值。而只有实行了能耗限额，才有可能完成区域的运行碳排放配额。

 

  能耗限额标准的指标源自对实际能耗数据的统计分析和典型建筑的计算机模拟，涉及建筑围护结构的特性、冷热电系统的运行动态，以及运行管理的控制水平。因此，为满足能耗限额，规划、设计、运行、系统集成等各方面都要有所调整。

 

1.2 被动式技术

 

  影响建筑能耗的主要因素有4个：城市空间几何形态、建筑设计、系统效率和使用者行为。超低能耗建筑或能耗限额标准要求，建筑首先要利用被动式技术降低供冷供热和照明的能耗，主要包括提高围护结构热工性能，采用自然通风、被动太阳房和昼光照明等，其中被动式技术对气候和空间形态依赖性很大。被动式技术在欧洲应用很好，相比之下在我国应用则受到以下制约：

 

  1）欧洲节能重点对象是居住建筑，我国节能重点对象是公共建筑。中欧和西欧多数居住建筑是独立式住宅或联排住宅，容积率低，相互间影响小。我国很多城市公共建筑体量大、有内外区，理论上说，内区常年有余热。我国城市市区容积率高、建筑密度大，形成遮挡、遮阴、遮蔽，既可能挡住阳光，又可能扰乱气流，更容易形成热岛或冷岛效应。近年来的研究表明，被动式建筑的节能取决于多个建筑形态因素，如建筑的被动空间（即距离外围护结构立面6 m或2倍建筑层高距离内的建筑室内周边区）、体形系数、高度、围护结构性能等和多个城市形态因素（如容积率、密度等），有很大的不确定性。以建筑体形系数为例，系数越高，意味着单位体积的表面积越大。这就产生一个悖论：从降低冬季热损失的角度，希望体形系数小；而从接受太阳辐射减少供暖热负荷的角度，却希望体形系数越大越好。但大规模公共建筑不同于住宅，规模越大，受气候影响越小，供暖负荷也越小。这引出第一个需要权衡的问题：即供暖负荷与被动太阳能增益之间的平衡。

 

  2）欧洲居住建筑节能重点是供暖，而我国大部分地区（包括严寒地区的主要城市），除了供暖能耗，还有供冷能耗。供暖季节的太阳能增益，到供冷季节就成为太阳能得热，是形成冷负荷的主要成分。而对于既有供暖又有供冷的公共建筑而言，更希望延长充分利用被动式技术、不需要供暖也不需要供冷的过渡季节。这引出第二个需要权衡的问题：即供暖与供冷之间的平衡。同济大学的一项研究为利用参数化方法预测不同城市形态下建筑相互间的遮挡对附近建筑供冷供热能耗的影响。影响较大的兰州、银川等西部城市，可以降低供冷需求最高达46%，增加供热需求最多达21%；影响较小的武汉市，降低供冷需求10%，增加供暖需求6%，对以供冷为主的武汉还是有意义的。

 

  3）在碳中和背景下，期望建筑光伏一体化（BIPV）中光伏发电最大化。这可以看作“被动式技术的主动应用”。除了当地太阳能资源外，可利用的光伏发电空间也是重要资源。对于城市建筑而言，除了屋顶，有可能安装光伏（包括硅基和薄膜）之处就是建筑立面。而在高密度城市中，建筑屋面有限，有多种用途“争夺”屋顶空间。而可利用的建筑立面，光伏发电效率低、成本高，并会受到邻近建筑阴影的很大影响。近年来，国内外广泛开展了对城区建筑太阳能利用潜力的研究，提出了多种参数化的方法。这些研究都是将二维平面扩展到三维空间，研究建立了城市三维点云（地面、立面、屋面）模型，并考虑直射阳光的反射，应用数据科学算法，研究城市的太阳能潜力。GB 55015—2021《建筑节能与可再生能源利用通用规范》要求“新建建筑应安装太阳能系统”。因此，在新建城区的规划阶段就应该充分估计建成区的太阳能利用潜力。目前，国内外尚无统一的、通用的和普适的评估方法，也没有相应的软件。这是一个非常重要的研究方向。虽然已有一些针对光伏电站的表格化工具，但建筑层面的研究还差得很远。

 

  4）城市密度问题。在生态城市、低碳城市发展过程中，一直强调发展“紧凑型城市（compact city）”，这么做首先是为了节约土地，制止城市“摊大饼”式蔓延的趋势；其次，较高的城市密度，可以降低交通能耗、提倡慢行交通；同时，也可以降低建筑能耗强度和碳排放强度，尤其是供暖能耗，相当于众多建筑“抱团取暖”。但在碳中和背景下，需要思考以下问题：①需要从能耗总量和能耗强度2个方面进行控制。可能单位面积能耗低，但最终的能耗总量大。②需要从供暖和供冷2个方面权衡。可能供暖能耗低，但供冷能耗高。③需要从建筑物相互之间的影响权衡。过高的建筑密度可能会降低被动式技术和太阳能系统应用。在较早期的研究中，主要是针对单个城市的单一因素进行研究，如容积率、高度、密度等因素分别对建筑能耗（供暖或供冷）强度的影响，很容易得出形态因素与能耗的正相关（如体形系数）或负相关（如容积率、密度、高度）关系。随着研究手段的进步，近年的研究已经发展到对城市形态的多因素与能耗的关系，以及与能耗和寿命周期碳排放的综合关系的研究。也有研究者在多因素中，通过大数据分析和解耦，找出影响最大的因素。近年研究的总体结论相比单因素研究的最大变化是：从增益和能耗的多因素比较可知，建筑密度并不是越高越好，需要适度。图1显示了建筑密度与建筑能耗的关系。

 

 

 

  因此，新建城区需要控制建筑密度、楼层数（5~7层），建筑覆盖率在35%以下，总容积率在1.5~1.7之间，尤其要避免建造超过100 m的高层或超过150 m的超高层建筑。对于以供冷为主的气候区，如果从供热、供冷和照明几个方面考量，还需要更深入的研究。从宜居性考虑，建筑密度过高也是无益的。要研究的是如何把握这个“度”。

 

1.3 建筑节能资源化

 

  之所以把节能放在能源篇里，是因为节能是碳中和城市建筑能源系统的基础。从这个意义上说，节能是第六大能源。碳中和背景下的节能是控制能耗量，满足能耗限额，而不仅仅是能耗计算量。要实现能耗和碳排放的强度及总量的双控，满足能耗限额和碳排放配额，不仅要重视设计，更要重视运行和能源管理。应该在城区尺度上加以权衡和协调。

 

  实现碳中和能源系统管理现代化的关键因素有2个：一是运行管理人员的社会地位、技术素质、管理水平和创新能力需要大幅度提高，要像重视设计人员那样重视运行管理人员；二是运行管理的数字化和智慧化。这方面还有很多需要改进和提高之处。

 

  根据我国国情，建筑节能的重点对象可分成3类：第一类是北方集中供暖的城镇居住建筑和公共建筑（占建筑运行总碳排放的60%以上），第二类是除集中供暖以外的公共建筑（占近24%），第三类是除北方集中供暖以外的城镇居住建筑（占16%）。对于第一类，既要重视新建建筑的设计，更要重视既有建筑集中（区域）供暖系统的运行（公共建筑）和改造（居住建筑），特别是以前没有完成供暖分户计量的建筑，是建筑领域实现碳中和过程中最大的难点。努力做到新增居住建筑净零碳排放，既有建筑通过改造实现碳排放减量。对于第二类，应实现严格的能耗限额，并逐步实行电费超限额加价，以及限额交易等与经济利益挂钩的政策。对于第三类，对新建居住建筑开展能耗限额性能化设计，以及菜单式全装修房设计，并建立相应条例法规，限制大拆大建和“颠覆式”装修；对既有建筑，有条件的实行以改善热舒适性为主要目的的节能改造，对各种家用电器或耗能设备实行高等级能效标识的市场准入。

 

 

 02   供暖电气化

 

  长期以来，人类取暖从使用薪柴、木炭等可再生能源，到化石燃料，都是以高燃烧温度、低效率和大㶲损失，换取供暖舒适性。当然也造成部分人群对偏高的供暖室内温度的适应习惯，甚至造成冬夏室内温度的倒置。而电力供暖，主要有电锅炉供暖和热泵供暖。在以火电为主的电力系统中，电锅炉的综合一次能源效率低于热电联产供暖和燃气锅炉供暖。对于既有集中供暖系统而言，用电锅炉替代煤锅炉，对供暖品质和原有系统变动最小，也不会影响住宅现有的供暖方式和使用习惯。而热泵供暖是温度对位供暖，以接近室温的介质输送热量。如果末端是辐射供暖，则需要比较大的散热面积和连续运行（如地板供暖）；如果末端是热风供暖，会造成一定的不舒适感。因此，供暖电气化首先要研究如何提高人们的接受程度（尤其我国北方居民）及如何改变和适应部分人群的生活习惯。

 

2.1 热泵供暖的间接碳排放

 

  在我国以煤为主的电力结构下，用热泵供暖，其间接碳排放需要特别重视。碳排放量取决于当地电力的平均碳排放因子及热泵的效率。

 

  根据发电结构，各地的碳排放因子有很大差异。碳排放因子可以用3种方法获取：

 

  1）我国西部地区（典型的如青海、云南）因为主要电力来源于可再生能源（水电、太阳能），因此碳排放因子很低。而东部部分省市（如上海），在国家统一调配下大规模输入西部绿电，限制本地燃煤电厂运行，因此碳排放因子也比较低。问题在于，如何确定该省级电网输入电力的来源，而这对于各地电网公司并不困难。近期有研究者测算了2019年中国区域和省级电网的平均碳排放因子，极有参考价值。其中省级电网碳排放因子最高的是河北省（0.9356 kg/（kW·h）），最低的是青海省（0.0964 kg/（kW·h））。北京市的碳排放因子是0.6276 kg/（kW·h），上海市是0.5367 kg/（kW·h），广东省是0.4106 kg/（kW·h）。区域电网中碳排放因子最高的是华北电网（0.8179 kg/（kW·h）），最低的是南方电网（0.3794 kg/（kW·h））。也有研究者质疑用省级电网计算碳排放，认为省级电网不是独立电网，电力是互通的，分不出哪股电力来自河北，哪股电力来自青海。笔者认为，电力确实是互通的，但排放权是清楚界定的，每年发出的电，卖给北京、上海有账可查。这也是国家鼓励东部较富裕省市向西部可再生能源大省购买绿电的初衷。

 

  2）采用国家全电网的平均碳排放因子（全国电力年总碳排放量除以当年全国总发电量），优点是全国用统一的碳排放因子，便于相互比较；缺点是不利于碳交易和影响购买绿电的积极性，更不能体现可再生能源大省在国家双碳目标下的地位。2021年12月，国家生态环境部公布了2020年全国电网平均碳排放因子，为0.5839 kg/（kW·h）（2015年是0.610 1 kg/（kW·h））。

 

  3）目前可依据的公开权威数据是国家发展改革委每年公布的“年度减排项目中国区域电网基准线排放因子”。其中包括各区域电网的电量边际排放因子（A）和容量边际排放因子（B），其中A指的是运行边际排放因子，即目前正在运行的可调度发电设施的排放因子（可调度电厂指火电厂）；B指的是建设边际排放因子，即新建电厂中容量较大的电厂的排放因子。这2个数据主要用来在清洁发展机制（CDM）中作比较的基准。也就是说，新建电厂排放量一定要低于该基准。而在建筑碳排放计算中，用A会严重高估终端间接排放量。所以，有研究者呼吁不能用A或B计算终端减碳量。但在没有其他可靠数据来源的前提下，可以用本区域电网的和B的加权平均值（权重各50%）作为平均碳排放因子计算。

 

  选取碳排放因子时，建议采用1）、2）、3）的排序。

 

  以供热量10 kW·h为例，比较不同供暖方式的碳排放，结果见表1。

 

 

 

  从表1可以看出，空气源热泵供暖间接碳排放取决于当地碳排放因子，取省级电网平均碳排放因子最高值计算，空气源热泵供暖不具减排优势；而取国内最低的碳排放因子计算，空气源热泵供暖减排效果很好，可以取代燃煤和燃气锅炉。按照北京市的碳排放因子（0.6276 kg/（kW·h））计算，末端地板供暖有一定减排作用，而采用散热器供暖，碳排放量就比天然气供暖大了。以燃气锅炉制热量10 kW·h的碳排放量（2.32 kg）衡量，需要在当地电力碳排放因子小于0.51 kg/（kW·h）的条件下使用多联机才有减排效益。而如果当地电力碳排放因子小于0.22 kg/（kW·h），可以用电锅炉取代燃气锅炉。

 

2.2 去燃烧化——区域级燃气热电联产怎么办?

 

  目前，有些咨询单位仍在推行区域级燃气热电联产（CHP）或冷热电三联供（CCHP）方案，并含混地表述为这是国家倡导的“分布式能源”项目和“低碳技术”。但很多专家明确提出，包括热电联产在内的燃烧设备应退出城市。本文作客观的分析。

 

  首先要明确一个概念：分布式能源的核心是分布式发电。有发电的CHP或CCHP是分布式能源的一部分，但不是全部。所谓分布式发电，是指“在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施”。碳中和建筑能源系统也属于分布式能源系统，只不过把一大部分发电职责交给了可再生能源。

 

  从供暖需求的角度看CHP。图2给出了常规CHP系统的流程。假定采用燃气发动机作为原动机，其综合一次能源效率可以达到80%，输入1 m天然气，发电效率40%，得到4 kW·h电和4 kW·h的供热量。最终可得10 kW·h供热量的碳排放为2.74 kg。

 

 

 

  对照表1可知，CHP系统在华北、东北等高碳排放因子电网地区应用有一定减排效益，但在包括北京在内的其他地区并没有减排作用。确切地说，热电联产是低碳技术，由于利用了余热，相比热电分产或在以煤为主而且发电效率较低的火电厂电网中它是节能低碳的，但相对碳中和目标而言它仍是高碳技术。

 

  笔者提出用CHP发出的电力驱动热泵，可以最大限度提高效率。

 

  从图3可以看出，末端用能效最低的多联机系统（=2.2），最终可产出供热量12.8 kW·h。系统综合一次能源效率为128%。可以认为系统利用了可再生热源2.8 kW·h。而10 kW·h供热量碳排放量为1.71 kg，这在国内大部分地区都有减排效益。而如果用更高效率的水源离心热泵，则可以得到更多的减排量。例如，如果有合适的热源（例如利用既有城市热网的回水），采用磁悬浮离心热泵，供暖季节性能系数可高达8.93，碳排放只有0.55 kg。不过，如果热泵热源来自一次热网（否则不可能有这么高的性能系数），热源碳排放也要考虑在内。所以，要尽量用天然热源和余热废热。

 

 

 

  2021年12月，北京市发展改革委发布了《北京市新增产业的禁止和限制目录（修订征求意见稿）》，明确指出北京市将禁止新增火力发电、热电联产和燃气独立供暖。这为我国一、二线城市树立了一个标杆。表明城市去化石燃料燃烧是必然趋势。上海市也在酝酿2030年全市公共建筑全面电气化。因此，近期拟投资建区域热电联产能源站的决策者要慎重考虑以下因素：

 

  1）燃烧天然气造成CO2直接排放，会给当地2030年碳达峰增加负担。未来国家对碳达峰的控制是实行严格的碳配额和总量控制政策，为解决供暖而投资建设燃气热电联产和燃气锅炉将不利于碳达峰和碳中和目标的实现。

 

  2）2030年后（甚至之前），预计国家会对既有区域（冷）热电联供进行改造和调控。非居住区的锅炉房实行“煤改电”或“气改电”；商务区能源中心的冷热电联供系统很大可能是将供冷供热与发电脱钩，发电设备成为电网的可调度电源或调峰电源，用来解决高渗透率可再生能源电网的负荷平衡问题。相应地，系统的直接碳排放不再记在当地总量的帐上，而是计入电网的碳排放因子中。

 

  3）根据既有区域热电联供能源中心的建设经验：一是投资大，特别是原动机，基本都选用进口设备，价格高，一定规模的能源中心投资上亿元甚至数亿元；二是投资回收期长，商务区形成规模最少要5~8年，能源中心长期亏损，背负沉重的债务压力。而现在建设的热电联供系统等到开始有少许利润，得到2030年后了，很可能变成不良资产。国际上称之为“碳沉淀资产”。

 

  4）我国天然气的对外依存度近50%，减少天然气应用，有利于能源安全。

 

  那么，已建成的区域热电冷联供系统怎么办?可采取以下措施：

 

  1）如上文所述，变成电网的可调度电源。其运行必须服从电网统一调度，变成区域级的调峰电源或爬坡电源。此举是否对投资者有经济补偿不确定，对设备所有者而言应当遵从国家碳中和战略。

 

  2）改造成用生物质燃料。生物质燃料燃烧也会产生碳排放，但因为是把植物通过光合作用从大气中吸收的碳重新释放回大气，所以被认为是碳中和燃料。但我国生物质资源并不丰富，也没有形成成熟完整的生物质燃料产业链，所以对大多数城市而言，这一方式不现实。

 

  3）改造成用氢燃料。如图4所示，氢燃料驱动效率为81%的氢燃气发动机，再驱动热泵多联机供暖（=2.2）。如果电解水的电力来自光伏（碳排放因子0.035~0.050 kg/（kW·h）），可以认为系统为近零排放；而如果电力来自电网（例如北京电网，碳排放因子0.627 6 kg/（kW·h）），则按电力计算的综合性能系数只有0.86，10 kW·h制热量碳排放高达7.32 kg，反而比天然气锅炉增加了碳排放。此外，还必须注意热泵热源是否含碳，以及发动机的适氢化改造。这个方案只有在100%可再生能源（或核电、水电）条件下方可取。

 

 

 

  4）为天然气CHP加装碳捕集、利用和贮存系统（CCUS）。到2060年，预计中国能源结构中非化石能源占比将达80%，余下的化石能源的碳排放就要靠CCUS消除，以实现碳中和的目标。既有区域CHP系统当然也可以采取这个措施，但目前还没有区域CHP系统利用CCUS的案例。捕集—输运—贮存碳的总成本约100美元/t，而且在高密度城市中，完全没有条件就地贮存或利用CO2。因此这一方法短期内看不到应用前景。

 

  综上所述，今后在区域级别的新建项目中应把资金投向可再生能源，不应再投向燃气锅炉或燃气热电联供。

 

 

 03  可再生能源应用是碳中和城市建筑能源系统的必选项

 

  在2021年12月举行的中央经济工作会议上，明确了新增可再生能源和原料用能不再纳入能源消费总量控制。创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。但要特别注意，可再生能源不纳入总量控制是有条件的，那就是要“新增”。表明中央要大力发展可再生能源的决心。

 

  建筑一直被视为可再生能源利用的重要场所，但在高密度城市中，由于空间资源紧缺、建筑群相互之间影响，以及景观要求的限制，加上电力政策的局限，使得城市建筑可再生能源利用举步维艰。在中央新的政策引导下，可以克服各种障碍，使建筑可再生能源利用得到大发展。

 

3.1 现场可再生能源能提供多少建筑能源?

 

  在高密度建筑的城区中，可利用的可再生能源资源十分有限，利用最多的是太阳能，包括太阳能热水和太阳能光伏发电。过去，因为光伏发电的主导权在电力部门，所以建筑可再生能源利用就仅限于太阳能热水器了。我国城市住宅又以高层和小高层为主，屋顶安装太阳能热水集热器的空间仅能满足高层建筑上部楼层居民的需要。因此，太阳能热水仅能减少单户住宅能耗的5%~6%、整栋住宅的2%~3%。随着生活水平的提高，居民洗澡的频次增加，这一比例进一步减小。

 

  太阳能光伏将成为新建建筑能源系统的必选项，应该对太阳能渗透率有所要求。太阳能渗透率是指太阳能发电量与总用电量的比值。可以以一天的量衡量，会有不同季节渗透率的要求，也可以按全年量衡量。那么，太阳能光伏发电能降低多少建筑耗电?笔者做了一个测算，计算设定条件及结果见表2。

 

 

 

  表2中居住建筑和公共建筑的能耗水平依据上海市2019年的监测数据。年发电当量小时数也根据上海市数据取整。可以看出，上海地区城区范围内光伏发电对居住建筑的全年最大渗透率（占屋顶面积的70%）为28%，对公共建筑全年最大渗透率不到10%。像上海这样的一线城市，城市中心区容积率和覆盖率高，屋顶可利用率低。如果加上太阳能热水（实际上屋顶光伏与太阳能集热器也要争抢空间），居住建筑可再生能源渗透率最大为30%。北方地区还有更大的供暖能耗，渗透率更低。

 

3.2 热泵供热能不能当作可再生能源?

 

  假定热泵性能系数为3.5，即1 kW·h电力提供3.5 kW·h的热量。则可分以下3种情况：

 

  1）电力来自可再生能源发电，则可以认为热泵提供的3.5 kW·h热量全部为可再生能源供热，即100%可再生能源供热。

 

  2）电力来自核能等非化石燃料发电，发电的一次能源效率接近100%，则热泵提供的2.5 kW·h（3.5 kW·h-1.0kW·h）热量来自可再生能源。即可再生能源利用率达71%。这种方式也可视为无碳供热。

 

  3）电力来自国家电网。2020年我国供电标准煤耗为0.3055 kg/（kW·h），即电网供电效率为40.2%。热泵提供的可再生能源为0.402×3.5kW·h-1.0 kW·h=0.407 kW·h，即可再生能源利用率为（0.407 kW·h÷1.407kW·h）×100%=29%。

 

  供电效率40.2%，意味着供电过程中有59.8%的化石燃料燃烧热量散发到环境中。而热泵通过制冷剂蒸发将这部分热量“回收”。显然，这1 kW·h的一次能源都应该视为由化石燃料所提供，只是在这1 kW·h之外的一次能源（0.407 kW·h）是来自环境，即最终来自于太阳能，可以当成可再生能源。

 

  可以看出，当驱动热泵的电力来自国家电网时，热泵作为可再生能源利用有几个条件：1）热泵的供热性能系数要足够高，如果低于2.5，则可以认为系统没有利用可再生能源。2）供电标准煤耗要尽可能低。例如以上海电网供电标准煤耗0.283 kg/（kW·h）计算，同样性能系数3.5的热泵，可再生能源利用率可以提高到34.2%。供电标准煤耗低意味着电网中主力火电厂的效率高（例如联合循环电厂），输电网的线损低（例如特高压电网）。

 

3.3 城区层面建筑可再生能源利用的考量

 

  今后，可再生能源利用成为城区开发和规划中必须重视和研究的课题。笔者在此讨论2个有争议的话题。

 

  1）屋顶光伏发电还是绿化。

 

  GB/T 50378—2019《绿色建筑评价标准》将“屋顶的绿化面积、太阳能板水平投影面积以及太阳辐射反射系数不小于0.4的屋面面积合计达到75%”作为得分项。实际上，将屋顶绿化、屋顶光伏发电和冷屋面这3项技术融于一体，哪一项占有屋面的75%都能得分。在碳中和背景下，笔者认为应优先考虑将尽可能多的屋顶空间留给光伏发电。

 

  屋顶绿化有净化空气、改善城市环境、保温隔热、雨水收集、保护屋顶结构、延长屋顶建材寿命等作用，这些确实都有潜在的减碳作用，但应思考以下问题：

 

  ①绿色植物（包括森林）的碳汇作用有限。2020年，我国森林覆盖率达到23%，森林面积2.2亿hm。但有专家指出，中国森林碳汇一年仅为4.34亿t，对于我国超过100亿t的CO2排放只是杯水车薪。屋顶绿化的碳汇和净化空气作用更加有限。

 

  ②屋顶绿化的本意是在高密度城市里，因地面空间极其有限，只能利用屋顶弥补绿化率的不足。把树种到地面，不但能起到更好的净化作用，同时也有利于生物多样性，更是直接有益于人的身心健康。近来编制的一些技术导则引入了“绿视率”的概念，指在人的视野里绿色所占的比率。研究表明，世界上长寿地区的“绿视率”均在15%以上。高绿视率会给人们带来视觉和心理的满足感和舒适感，是以人为本的技术。

 

  ③屋顶绿化需要土水肥上楼，会增加能耗和栽培管理难度。有些项目绿化上屋顶，却把门前大片空地建成能容纳万人的铺地广场，本末倒置。

 

  至于冷屋面，也是一项有效的节能技术，源自美国。美国的大型商超都建在郊区，周边有大片空旷的停车场。这些商超都是占地面积很大的单层建筑，有大面积屋顶，夏季在阳光曝晒下空调负荷很大。因此将屋面涂成白色，成为高反射屋面，可以降低空调负荷。而中国则极少见远郊的大面积商超，商超基本上融入社区，要么是高层建筑的裙房，要么被包围在高层建筑楼群之中。如果这些商超建成高反射屋面，那么受影响的是周边的高层建筑。在我国，有大面积屋面的建筑主要是工厂车间、高铁车站、体育场馆和机场候机楼。这些建筑应该利用屋面安装大面积光伏。

 

  城市建筑有限的屋顶空间应该留给光伏。

 

  2）城区可再生能源如何利用。

 

  第一种方法是按负荷匹配，如图5所示。城区基本负荷还是要靠容量系数（实际输出电力与最大可能输出电力之比）大的核电厂（>90%）、大型煤电厂（>60%）。城区主要由空调引起的高峰负荷依靠冷热负荷的削峰填谷转移到夜间，作为基本负荷；依靠燃气轮机等快速响应的调峰电厂（可调度电厂）调峰。而城区自有的可变可再生能源则主要承担中间负荷（光伏的在20%以下）。

 

 

 

  图5a给出了较典型的非连续供暖住宅区冬季负荷分布，有早晚2个高峰。在中午低负荷时段，可能是光伏发电高峰，会对电网基本负荷供应带来冲击。而且在晚高峰出现前的负荷爬升阶段，光伏发电退坡。这时会形成所谓“鸭子曲线”（见图6，即负荷爬升曲线比较陡，很像鸭脖子形状），给电网带来很大压力。应对鸭子曲线可以利用蓄电，但目前的电池放电速率赶不上负荷增加速率。此时电网就需要有快速启动和快速响应的装置，例如燃气轮机。前文所述区域热电联产统一作为可调度电源，也是应对“鸭脖子”的措施之一。当然，城市人口的老龄化、居家办公的常态化会大大平缓“鸭脖子”曲线。

 

 

 

  图6中，不同颜色的曲线分别表示美国加州各年典型日的电力负荷分布。红色虚线代表2012年的负荷分布，蓝色实线代表2020年的负荷分布。可见，随着居民屋顶光伏的逐年增加，冬季阳光灿烂的中午，建筑对电网的供电需求逐年下降。而在16:00以后，负荷晚高峰越来越高，负荷爬升坡度也越来越陡，“鸭脖子”也越来越长。这些都给电网带来挑战。

 

  第二种方法是按专项负荷匹配。城区内有很多建筑用能中的专项负荷，例如，公共充电桩、分户的热泵热水器、数据服务器、电梯等。可以根据能耗监测统计数据，计算出某一专项的全年耗电量。然后按某一专项或某几个专项的100%渗透率配置光伏。光伏可以分布在整个城区，在配电网层面上进行平衡。

 

 

 04  能源供应的去中心化

 

  城区光伏分布在各幢建筑的屋顶和城区各个角落，是有别于传统大型电厂的分散能源。发出的电力更靠近用户，从而减少了输电损失。

 

  由于可再生能源典型的间歇性和波动性，需要平衡当地电力生产和能源消耗。与传统区域能源系统相比具有以下不同：

 

  1）由多种可再生能源（例如，太阳能、风能和生物质能源）供应，尽可能多消耗自产可再生电力，而由大电网电力提供基础负荷和可靠性保障。

 

  2）由多种能源载体（例如，电、热、氢气）配合，三网（电、热、气）协同。

 

  3）由多种储能装置（例如，电池、蓄热罐、储气罐）和能源转换设备（例如，热泵、电解槽、PVT、燃料电池）相结合。

 

  4）在系统层面，它们的范围可以从单体建筑物到建筑群，从以道路分隔的街区到整个城区。

 

  5）如果说每一幢建筑就是一座发电厂，那么在城区里就有多个小发电厂。在阳光充沛的白天，这些建筑物是生产者，除了自用外，还可能向电网送电；而在阴雨天、雨雪天和夜间，这些建筑物是消费者，需要电网供电。因此出现了所谓的”产消者”。

 

  6）产消者从电网购电，也向电网售电，这就带来一系列的经济和法律问题，尤其是对于居住建筑。在发达国家，独栋住宅业主自行投资，光伏安装在自家屋顶上，只要有双向智能电表便可结清账目，而国内城市以高层甚至超高层集合住宅为主，一幢高层住宅的屋顶面积，屋顶下的十几户甚至几十户业主都拥有一小块面积的产权。根据我国《物权法》，所有业主都有处理自己资产的权利。因此，高层住宅的屋顶，不可能任由一户或几户人家安装自己的光伏，只能由有特许经营权的售电公司来经营。让所有用户都能有收益很难。

 

  7）能源系统去中心化意味着需要实现资源共享。城区内没有传统意义上的能源中心，但需要有能源枢纽综合管理。能源枢纽可定义为不同能源载体生产、转换、储存和消费的集成，是多源能源系统一体化管理的一个很有前景的选择。

 

  8）能源系统去中心化意味着用数字化技术进行智慧能源管理的重要性。

 

 

 05   能源供应的多源化

 

5.1 氢燃料应用技术

 

  国内外能源转型中，氢的利用是一个热点。氢是宇宙中分布最广、含量最多的元素。氢气是一种能量载体，其质量能量密度很高（142 MJ/kg），但体积能量密度很低（70 MPa时为5.6 MJ/L）。因为氢气在自然界中不能天然存在，因此氢不是一次能源，不能称“氢能源”，只能称“氢燃料”或“氢气”。

 

  氢主要用作工业原料，例如用于炼油的石油化学工艺，用于化肥的合成氨生产，以及用于甲醇生产。在能源领域，可以通过燃料电池（fuel cell， FC）的电化学过程转化为电。FC不受卡诺效率的限制，因此有可能运行电效率高达60%，如果再利用发电过程中产生的热量，可以实现超过80%的理论效率。

 

  表3给出了FC的3种用途。根据一份研究报告，全球FC市场规模2020年为41亿美元，2021年达到52亿美元。从2021年到2028年，将以23.2%的年复合增长率增长，其中固定场合应用预计占比最大，而交通领域应用增长率最快。

 

 

 

  FC最主要的固定场合应用就是作为建筑能源，为建筑供电或用于热电联产。这也是氢燃料用于建筑的最主要路径。相对于汽车FC应用，建筑要求的功率密度、能量密度和负荷变化的斜坡速率都较低。FC基本没有振动和噪声，对贮存的安全要求也较低，更没有交通应用中对交通事故的担忧。而且它输出稳定，不会因负荷变化而损失效率。氢燃料可以利用天然气重整获得，利用燃气管道基础设施，相比交通应用中加氢站建设的巨大工作量而言简单得多。

 

  图7为基于FC的建筑供冷示意图。图中FC除了利用余热提供除湿剂的再生外，还可以用发出的电力驱动制冷机，取代蒸发冷却。因为空气经过除湿，所以制冷机可以提高蒸发温度，取得更高的效率。

 

 

 

  燃料电池作为热电联产（CHP）原动机，相比传统CHP技术有明显的优势。表4显示了各种CHP原动机的性能比较。

 

 

  从表4可以看出，固体氧化物FC适合在CHP中应用，能得到较高的效率和较好的环境效益，但投资和运行成本较高（还没有考虑获取氢燃料的成本）。受制于电极材料的研发，我国目前尚不具备固体氧化物FC的制造能力。而固体氧化物FC的进口又受到西方国家的限制。国内目前极少量的FC固定场合应用，主要还是将汽车用的质子交换膜FC拼装在一起使用，而且制氢过程受到安全性要求的很多限制。相比日本，还有很大差距。

 

  燃料电池在建筑领域应用，还要解决以下几个重要问题：

 

  1）氢燃料的制备。

 

  制氢技术有多种，适合城区和建筑规模应用的主要有2种。第一种是蒸汽甲烷重整（SMR），是从天然气中生产氢气的方法，是目前成本最低、最成熟的制氢工艺。它是用高温水蒸气与甲烷反应，生成CO和H2，然后CO与水蒸气进一步反应，再次生成氢和CO2。这种工艺过程在生产氢的同时产生CO2。世界上近70%的氢气都是通过这种方法生产的。第二种是水的电解制氢，即用电力将水分解为氧气和氢气。水电解技术主要有碱性电解、PEM电解和固体氧化物电解。在城区和建筑层面较适合的是碱性电解，也是目前最便宜的技术。

 

  前文已经介绍氢燃料通过发动机发电实现热电联产的能流。电解水生产1 m3氢气约耗电5 kW·h，而用碱性电解方法生产氢气，按质量计量，生产1.1 kg氢气需要耗电39.4 kW·h、耗水9.1 kg，同时生成8 kg氧气。如果电解水的电力来源于电网供电，可参考图8流程。

 

 

  图8中假定，制取1.1 kgH2耗水电总计折合为40 kW·h，氢气供给电效率60%和总效率90%的燃料电池，发出电力驱动多联式空气源热泵供暖，包括FC余热总计供热71.2 kW·h。可以看出，由于燃料电池的电效率高于发动机发电，所以总效率较高。如果制氢电力的碳排放因子为0.5839 kg/（kW·h）（2020年全国平均水平），则10 kW·h制热量的碳排放量为3.28 kg，仍然高于直接用天然气锅炉供暖的碳排放量。所以，如果没有可再生电力的支撑，电解水制氢（即使用燃料电池）目前并不值得提倡。而如果有可再生电力，则用燃料电池作为氢燃料动力装置应该是首选。

 

  相比之下，天然气重整制氢工艺中，每kg产氢的碳排放量为10~12 kg，是电网电力电解水制氢的一半。如果用于图8所示供暖流程，最终碳排放量也是一半，有一定的减排效益。对于固定场合应用的燃料电池而言，原有天然气管道可以得到利用，天然气供应链得以维持。用燃料电池替代燃气锅炉，在不改变供暖品质的前提下获得减排效果。

 

  此外，目前国内大量利用石化工业副产品提取氢，如氯碱副产气、油田伴生干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等。这是一项节能降耗技术，但因为石化工业高碳排放的特点，由此产生的氢气归为”灰氢”。在城区应用首先要有工业副产气源，即附近要有大型石化工厂，其次还要投资实现氢气输送。

 

  2）氢气输送。

 

  主要通过交通运载工具输送和管道输送。城区建筑热电联产用氢燃料主要依靠管道输送。管道输送有2种方式。一种是新建氢气管道。管道需要由低至中等强度的钢制成（也可用高分子材料和纤维增强聚合物管道），在小于10 MPa的压力下输送氢气。运行中需要防止氢气泄漏，避免出现管材钢和焊缝的“氢脆”现象。另一种是调整部分天然气输送基础设施以适应氢气输送。最简单的是在现有天然气管道中掺入氢气（最高可达20%）。第一种方式需要投资建设管线。氢管线还没有成为城市基础设施的一部分，所以这还涉及谁来投资及管道穿越城区边界以外的土地的问题。第二种方式需要燃气公司等公用事业部门的配合，必须确保安全性，同时也涉及利益分配问题。

 

5.2 电制气（P2G，power to gas）

 

  图9显示了一条无碳供暖的十分完美的技术路线。但由于氢的物理化学特性，带来氢燃料利用产业链上的一系列难题。那么，业界研究能不能退而求其次，用碳中和燃料实现建筑供暖?

 

 

  所谓碳中和燃料，是不会产生温室气体净排放或碳足迹的燃料。在实践中，这通常意味着使用二氧化碳作为原料制造的燃料。

 

  由于可再生电力是可变电力，如风能和太阳能是波动的和间歇性的，为了电网的稳定，必须进行平衡。因此，需要长期、大容量的电力储备及电力生产能力的储备。电制气（P2G）技术有助于解决这个问题。P2G技术通过2个步骤将剩余电力转换为电网兼容气体，将电网与燃气网连接起来。第一步，通过水的电解生产氢气；第二步，将氢气与外部CO2或CO源通过甲烷化转化为CH。由此产生的CH可以作为替代天然气（substitutenatural gas， SNG）直接注入现有的天然气管网或储气库，并用作热电联产发动机燃料。如果CO2来自于直接空气碳捕集（direct aircapture， DAC），那么SNG是碳中和的，即它的燃烧没有增加大气中的CO2。

 

  甲烷化的基本反应是：CO+4H→CH+2HO。甲烷化有2条路径：一是热化学催化反应，需要用镍（或钌）作为催化剂；二是生物化学反应，类似沼气生产。这2种方法在城区级建筑中都可以应用，二者的关键技术都是对反应温度的控制。

 

  SNG热值与商用天然气很接近，表5给出了P2G几种技术路径的转换效率。

 

 

 

  从表5可以看出，P2G再发电的效率并不高。采用P2G技术的主要意义在于将高峰可再生电力转换成易于储存的合成天然气，在电力不足或调峰时用合成天然气或混合天然气热电联产，相当于间接储电，甚至可以实现季节性储电。有关这方面内容将在本系列其他文章中论述。

 

5.3 核能供暖

 

  核能供暖有2种方式：一种是核能热电联产，梯级利用核电站的热能；另一种是用专用小型低温核反应堆供热。

 

  由于不同类型核反应堆的工作温度不同，最低280 ℃（轻水、重水反应堆），最高950 ℃（高温气冷反应堆），因此可利用的场所很多（见图10）。热利用都是通过无放射性的反应堆2次回路进行换热获取热量，因此安全性有保障。我国海阳核电站已经实现为居住建筑供暖。

 

 

  除了热电联产，核电站最终排入海里的冷却水（仍有60 ℃余温）还可以利用，或直接供暖，或通过能源总线为水源热泵提供热源。我国秦山核电站实现了为海盐县城集中供暖。但核电站一般建设在沿海，距城区较远，需要较大的热网投资。

 

  第二种方式就是用专门研发的低温小型核反应堆供暖。清华大学在20世纪80年代就研制成功5 MW的实验堆。2006年，清华大学开发出200 MW低温供热堆，能提供1.6 MPa、201 ℃饱和蒸汽。因为是民用项目，在安全性保障方面采取了严密的技术措施。200 MW的热输出可为400万m2居住建筑供暖。这对我国严寒地区不适合热泵供暖的城市提供了解决方案。

 

  核能供暖是零碳供暖的重要选择，但也面临一系列需要解决的问题：

 

  1）在日本福岛核事故阴影下，一些国家（如德国）实行去核化政策，一些群体更是“逢核必反”，核项目很难被全社会都接受；

 

  2）大多数人会采取“邻避”态度，即建在别处可以，建在自家附近不行；

 

  3）一、二线城市建筑规模上亿m2，如采用核供暖，需要建几百座核反应堆，对任何城市管理者而言都会是巨大的安全隐患；

 

  4）目前的试点项目可以由国家投资，但要普及还需要有市场化的运作和合理的价格，而一旦实现市场化，必须保证质量和安全。所以，核供暖技术的推广任重而道远。

 

5.4 生物质发电

 

  生物质是指通过光合作用而形成的各种有机体，包括所有的动植物和微生物。生物质能则是太阳能以化学能形式储存在生物质中的能量形式，是人类赖以生存的重要能源之一。生物质作为能源应用，最简单的方式就是直接燃烧，这也是人类自钻木取火到工业革命前后最传统的用能方式。一直认为，农林作物的生物质尤其木材的燃烧供热是碳中和的，相当于将树木通过光合作用从大气中吸收的CO2再还给大气。但很多研究表明，由于木材含水率高（达45%），因此燃烧过程中一部分热能被用于水分蒸发，致使相同的供热量要比煤燃烧消耗更多燃料，单位供热量的碳排放比煤高9%~32%，国际能源组织IEA取中值为16%。显然，在城区层面，生物质直接燃烧供暖不可取。除了增加碳排放外，还有空气污染物的排放风险。最好的方式是转化为电力。

 

  生物质发电主要有生物质直燃发电、生物质与煤混烧发电、生物质热解气化发电和沼气发电。2020年，我国生物质发电量达1326亿kW·h，其中垃圾焚烧发电量占58.7%，2018年，各地已投运和在建的垃圾焚烧电厂近600座。

 

  在城区层面，垃圾焚烧发电并不适合。首先城区自产垃圾资源量不足。根据国家生态环境部的统计，城市排放垃圾有4类：一般工业固废、工业危险废物、医疗废物和城市生活垃圾。适合焚烧发电的主要是生活垃圾。我国城市年人均生活垃圾量最高的是上海，每年人均1 t多。假设人均生活垃圾量为1 t/a，在1个1万人的居住区，以生活垃圾低热值2900 kJ/kg、发电效率25%计算，全年发电量为203万kW·h。按照表2中住宅电耗强度，约能满足4.1万m2居住建筑的电力需求，是万人社区总需求的10%左右。所以，与光伏一样，在高密度城区无论采用哪一种自有可再生能源资源都不能完全满足需求，而且小规模垃圾电厂在经济、环保和社会影响方面都存在短板，必须综合考虑。垃圾焚烧发电适于在城市层面应用。

 

  在城区层面，生物质能源利用的理想方式是先把生物质原料转化为高等级燃料（例如，燃气和燃料油），然后再用这类生物质燃料发电。近年来国内外应用较多的是通过热解方式转化生物质燃料。热解是一种热化学处理，可应用于任何有机（碳基）产品。处理过程中，材料在无氧情况下高温加热，通过物理化学过程将有机物高分子裂解成不同的低分子，可以同时得到液态生物质油、气态热解气和固态生物炭。图11显示了热解流程。目前市场上已有适合城区规模应用的成套产品。

 

 

 

5.5 低品位热源的热泵供暖

 

  现代城市有丰富的低品位热源，有些是自然存在的，例如中深层地热和地表水，这部分低位热源可以当成可再生能源，但受限于空间分布条件和环保政策。另一些是来自人类活动，如地铁排热、冷藏设备排热、数据中心排热、城市污水等等，除城市污水外，只能作热源，且收集困难。包括中深层地热在内，实现低品位热源供暖主要依靠热泵。所以低品位热源是实现供暖电气化的必要条件。低品位热源的利用，需要通过能源总线的集成，并通过能源交易，实现资源共享。

 

  对北方有集中供暖和区域供热的既有城区而言，热泵供暖可利用的热源是区域供热的回水。在我国普遍应用的第3代区域供热系统中，如果热网热源是锅炉或CHP，其回水温度一般在60~70 ℃之间；如果热网热源是大型热泵，其回水温度一般在35~45 ℃之间。前者通过水源热泵，将水温提升到70 ℃以上，形成二次网供暖。后者则因供水温度低，不能满足生活热水要求，可以将回水通过增温热泵提升到60 ℃，作为生活热水应用或储存。即所谓热泵与热网协同供热系统。

 

  热泵与热网协同供热系统虽然不能直接减排，但仍是一项有利于减排的技术。它的优点在于：

 

  1）利用既有区域供热的基础设施，扩大供暖面积而无需增加燃烧设备，使建筑面积增加，供暖碳排放零增长或少增长，有利于2030年碳达峰目标的实现。

 

  2）加大第3代区域供热系统的供回水温差有利于提高热网的能源效率（包括热电联产热电厂的综合能源效率），可以减少这些能源生产的单位碳排放量。

 

  3）为水源热泵提供稳定的热源。较高的热源温度可以保证热泵平均制热性能系数在8.0以上。相比空气源热泵，提供同样的供热量可以降低75%的碳排放量。

 

  近年来发展迅速的中深层地热利用，是热泵供暖中必须涉及的重要技术选项。按地学界的分类，地热资源按深度划分可分为浅层、中深层和超深层地热资源。浅层地热能的深度范围为200 m以浅，包括土壤层及浅层含水层；中深层地热资源介于200~3 000 m之间，热利用可细分为对流换热系统（又称水热型地热，即钻井至含水层，分别布置开采井和回灌井，直接抽取地下热水，供暖利用后回灌至地下）和传导换热系统（深井中利用管式换热器）。超深层地热资源埋深通常超过3 000 m，可以是干热岩或水热系统。

 

  浅层地热能利用在国内已发展多年，我国是世界上应用地源热泵为建筑供热/供冷最多的国家。需要指出的是，地下200 m以浅的地层范围，基本上不受地球深部热能影响，尤其是贴近地表的10 m以浅的地层，温度会随大气温度变化，很大程度上受太阳能的影响。而地下10~200 m则是恒温层。所以，地埋管地源热泵正是利用这一恒温层及土壤巨大的热惰性进行蓄热，夏季排入热量，冬季吸取热量。应该被视为“热电池”，起季节性蓄能的作用。一旦冬夏热量失衡，“热电池”就会逐渐失去效用。

 

  碳中和城区要拓展应用的是中深层地热。中深层地热应用中效率较高的是直接抽水、直接发电或供暖后回灌。但这种利用方式有以下弊端和风险：

 

  1）地下热水中含有氯化物和硫化物，如果回灌不完全会造成对地表水或浅层地下水的严重污染，在一定程度上也会导致空气污染和土壤污染。

 

  2）地热资源丰富的地区往往处在地质构造运动活跃地区，抽取深层地下水有可能改变地层结构，有诱发地震的危险。

 

  3）如果长期抽取地下水而回灌不充分，可能会引发地面下沉，甚至地层塌陷，影响地面构筑物的安全。

 

  鉴于对流换热模式存在一定风险，在碳中和城区中应尽可能采用传导换热模式，一般通过密闭换热管的热传导取热，在不破坏地下环境的前提下为水源热泵提供温度较高的热源。图12为中深层地热管式换热器的示意图。从施工角度考虑，一般用同轴套管模式。

 

 

 

  实际项目测试表明，单个取热井的循环水量一般为20~30 m3/h，热源侧出水温度可以达到20.1~29.8 ℃，单个取热井的取热量为158~288 kW，平均每延米取热量可达到79~144 W（常规地源热泵系统热源侧埋管的单位长度取热量约为40 W/m）。热泵机组的制热性能系数得到提升，不同项目的最高为5.64，最低为4.35；系统综合制热性能系数最高为3.81，最低为3.28。如果建筑保温良好，那么1口井的产热量可以为2万m2以上的建筑供暖。

 

  我国的地热资源非常丰富，资源总量约占全球的7.9%，可采储量相当于4 626.5亿t标准煤，主要以中低温地热资源为主。我国经济发达的东部地区受中生代太平洋板块俯冲和地幔柱上隆制约，有良好的地热资源开发潜力。中深层地热可以成为碳中和城区供暖电气化的一个重要选择。但是，中深层地热开发要注意几个问题：

 

  1）切忌一哄而上。中深层地热开发较之地源热泵其技术含量更高。对当地资源要科学论证，钻井工程要有地矿部门专业的打井队，要深入评估地热开发对环境的影响。有的省市已经明令禁止开采地下水，开发工程必须遵章守纪。

 

  2）在现代城市里，地下空间是非常宝贵的资源，管线、地铁、汽车隧道、人防、地下商城等形成了“第二城市”。因此，地热利用需要与城市总体规划协调。在高密度城市中，尽可能不用中深层地热。

 

  3）中深层地热热泵系统用1 kW·h的电可以得到最低3.28 kW·h的热量，按供电碳排放因子0.583 9 kg/（kW·h）计算，10 kW·h供热量的碳排放为1.78 kg，比天然气供暖低23%。

 

  4）目前中深层地热的投资较大。以套管换热每延米负荷110 W计算，如果钻井费用200万元，则1口3000 m井的投资约6元/（W·m），而普通地源热泵地埋管打井费用为6000元，每m管长热强度按40 W计算，则100 m深度埋管投资只要1.5 元/（W·m），仅为中深层地热井的1/4。由于中深层地热钻井技术和装备的要求都很高，钻井费用很难有大幅度降低。解决办法是增强套管的传热特性、应用强化传热材料等。

 

 

结语

 

  1）碳中和城市的建筑能源，建筑节能是基础。但在建筑节能中要加入对寿命周期、实物量节能、总量控制和碳减排的考量，对各种节能技术都要从碳排放的角度加以衡量。

 

  2）现场可再生能源利用是关键。在城市里，建筑的可再生能源应用主要是光伏。而光伏与建筑的结合，涉及空间利用、建筑形态、城市布局，甚至建筑美学，需要多专业协同。

 

  3）能源利用的分散化是趋势。产消者将成为能源供应的主体之一。这需要城区建筑能源系统提高可靠性和弹性，需要能源资源的共享，需要电、热、气各个能源网之间的协同。

 

  4）供暖电气化是城市建筑领域实现碳中和的主要技术路线。尤其是热泵的应用，需要有合适的热源/热汇，需要有低碳或无碳的电源，需要有适合热泵供暖的末端，特别是需要有高效的热泵机组。

 

  5）多能源应用是碳中和城区建筑能源系统的最大特点。多能源应用没有固定的模式和确定的系统，需要因地制宜，根据当地资源情况研究具体的方案，切忌一哄而上。

 

  6）碳中和能源系统使传统从顶到底的能源供应，转变为从顶到底和从底到顶结合的供应模式，能源供应的公用事业部门转变为能源服务型企业。能源供应转型为能源服务。