热电协同，跨季节储热增强系统调蓄能力

来源：中国能源观察 时间：2026-09-24 11:33

杨苗苗

　　AI摘要：面对新能源并网带来季节性供需错配，电池储能难以实现低成本跨季节能量转移。本文基于热电协同思路，对比储热与储电的成本差异，介绍置换式水体储热、双罐储热、跨季节储热池等技术路径，结合济南、海阳核电等示范项目，提出利用供热系统消纳风光尖峰电量，以低成本储热替代部分储电功能，为新型电力系统提供经济可行的调蓄方案。

　　（本摘要由AI辅助生成，仅供参考）

　　随着新能源大规模并网，我国电力系统调蓄能力不足的短板愈发凸显，供需平衡调节需求迫在眉睫。

　　现阶段的煤电灵活性改造、多类型储能技术迭代落地等举措，本质上都是为了平抑新能源出力波动、维系电力供需平衡。但行业仍面临难以突破的约束：目前主流长时储能尚在10小时级，无法实现“春秋储电、冬夏用电”的跨季节能量时移。

　　在近期由中国能源研究会主办、自然资源保护协会协办的“电力低碳转型年会2026”上，中国工程院院士江亿指出，热电协同是破解我国新能源波动性、季节性供需错配、突破储能瓶颈的核心路径。通过低成本跨季节储热替代部分储电功能，统筹调度电力、热力两大系统，能够为新型能源体系搭建经济、高效、可行的调节底盘。

　　在长时储能赛道，储热经济性优势凸显

　　供需错配并非电力系统独有，热力系统同样存在供需错配的问题。从季节性维度来看，冬季居民与工业采暖需求旺盛，夏季各类余热资源却大量富余，热源与热负荷呈逆向分布；从日内维度来看，热电联产机组在“以电定热”模式下，供热功率随发电出力剧烈波动，而用户侧热需求曲线相对平稳，供需在时间、体量上双向错位。

　　在此背景下，电、热两大系统已从传统的独立运行转向深度耦合，热电协同优化也随之成为平抑波动、调节供需平衡的关键手段。

　　能量时移主要依靠储热、储电两大路径实现。对比不同时长储能场景的经济性可以明确：长时储能领域，储热的经济性远超储电，具备不可替代的优势。

　　储能系统成本主要由容量成本和接口设备成本两部分构成。接口设备是能源转换并网的核心配套，电池储能接口主要负责交直流转换、通信调控、并网隔离；储热接口则承担传热、载热、温度调控、系统隔离等功能。

　　二者成本差距源于储能介质差异：储热依托熔盐、水体、砖石等低成本大宗材料，容量成本曲线平稳；储电依赖锂、镍、钴等高价金属，电池容量扩容的同时，成本同步翻倍。

　　从实际造价来看，电池储能、抽水蓄能的单位储电成本可达数百元/千瓦时，而置换式水体储热的容量成本仅为2~6元/千瓦时，两者差距高达数十倍甚至上百倍。

　　不同储能时长下，两类技术的优势不同。短时储能（2—4小时）场景中，储热接口设备成本占比偏高，成本优势并不突出；但在数百至数千小时的长时、跨季节储能场景中，容量成本成为决定性因素，储热的经济性优势被彻底放大。

　　储热替代储电的逻辑并不复杂：电力富余时段，优先用电制热并储存热能；电力紧缺时段，释放储存热能辅助发电，实现电网削峰填谷。

　　这套模式的前提是电与热的密切程度。未来化石能源逐步替代退出后，热源主要依托余热回收、电力提质余热、直接电制热三大路径获取，后两类路径均与电力深度绑定，让电热系统密不可分，为储热替代储电奠定了基础。

　　置换式水体储热，低成本、高品位储热方案

　　储热目标按温度可划分为高温、中温与低温三类。一般而言，储热温度越高，保温难度与建设成本也随之攀升。

　　高温储热以熔盐、固体储热为代表。熔盐储热典型应用于光热电站，可将日间太阳能以高温热能形式储存，夜间释热发电，打通“热转电”全链条，技术价值高，但造价昂贵、技术门槛高。

　　中温储热则通过压力容器储存100~150℃高温热水，适配工业用热场景。工业生产大多需要蒸汽而非热水，为何不直接储存蒸汽？蒸汽密度极低，占用空间大，储运风险高、成本高昂。因此行业选择储存高压高温热水：依靠压力容器抑制水汽化；需要蒸汽时降压，热水闪蒸出低压蒸汽，再借助蒸汽压缩机提升压力，满足工业工况。

　　低温储热针对100℃以下热量，看似温度较低，却覆盖了全社会60%的供热需求，包含建筑供暖、生活热水、区域供热等场景。该技术依托密封保温水池实现夏储冬用，结构简单、造价低廉，可低成本覆盖大规模民生用热需求。

　　经过十余年国内外工程实践与科研验证，行业形成统一共识：置换式水体储热是综合经济性、运行性能最优的中低温储热技术。其核心设备为密封保温热水池，储热时高温水从上部注入，置换底部冷水；取热时冷水从底部灌入，顶出上层高温热水，运行机制简单、安全、高效。

　　储热系统的评价不能只看热量总量，更要看热品位。普通储热方式常出现“储热总量不变、热品位下降”的问题，存入100℃热能，取用仅剩40—50℃。而置换式水体储热的热品位保持能力极为突出，短期储热品位效率可达90%，跨季节储热仍能维持85%的高位水平。也就是说，夏季存入的90℃热水，冬季取用仍可保持80℃左右。

　　在成本层面，该技术优势同样显著。储电每千瓦时投资高达数百元，规模化水体储热可降至2—6元/千瓦时。整体来看，置换式水体储热兼顾低成本、高效率、高品位，让储热规模化替代储电具备完整的技术与经济可行性。

　　双罐储热，化解热电联产机组运行困境

　　我国北方超60%的建筑采暖依赖热电联产机组，但该类机组当前面临双重发展难题：新型电力系统下火电核心功能转向调峰，如何保障供热稳定性？同时，电力现货电价实时剧烈波动，机组“热电绑定”的运行模式矛盾凸显，盈利压力巨大。

　　以内蒙古某采暖季电价数据为例，现货电价区间在1.5元/千瓦时至-0.05元/千瓦时大幅震荡。负电价时段，传统热电联产机组陷入两难：冬季供热不可中断，机组持续产热发电，上网电量每千瓦时亏损0.05元，造成大规模经营性亏损，电热运行失衡。而双罐储热技术，可从根源上破解这一行业痛点。

　　双罐储热系统由低温、高温两大储热水箱组成。

　　电力高峰时段，火电机组满发，供热负荷完全由高温储热水箱承担，机组无需兼顾供热；发电产生的冷端余热不再通过冷却塔排放，全部回收存入低温储热水箱。

　　电力低谷时段，机组压减至最小发电出力，加大抽汽量。利用这部分低谷发电量，搭配抽汽和电动热泵，提升低温水箱余热品位，制备高温热水存入高温储水箱。简单讲，集中利用低谷能源，一次性制备出次日全天供热所需的高温热水。

　　该模式下，电网高峰时段机组全力保发电，低谷时段专注储热蓄能，发电调节灵活性大幅提升。

　　若将常规高温水箱升级为大型跨季节储热池，便可实现全年常态化运行。非采暖季火电调峰产生的余热持续储存，既彻底解决了余热浪费问题，又大幅拓宽了火电出力调节区间，让传统火电更加适配新型电力系统的调峰需求。

　　跨季节储热池，热电协同落地的核心载体

　　跨季节储热池是实现长时储热、热电协同规模化应用的核心载体。2024年济南唐冶投运的国内首个跨季节储热示范项目，建成8.1万立方米大型储热池及配套热能充放机组，等效于一座8兆瓦/3000兆瓦时的超长时储能电站，储能综合成本仅为常规储电方案的6%。同时，储热池调峰供热成本较传统燃气锅炉降低30%，凭借富余风光电回收各类余热，实现跨季节储热释热，示范运行成效优异。

　　配套成熟的热量变换装置是系统高效运行的关键。经过二十余年技术攻关，国内已形成全系列标准化产品，大小机型适配各类应用场景，如同电力变压器调节电压一般，可精准调控热能品位，目前已形成规模化产业体系。

　　山东核电集中供热“一张网”省级重点工程，是跨季节储热的典型规模化应用。海阳核电通过120千米长输管线向青岛输送热源，依托大型跨季节储热池平抑四季热负荷波动，保障核电全年稳定产热、冬季集中供热。

　　储热还可让核电实现支撑电力调峰。只需在核电附近设置小型高温储热池，用电低谷时段利用富余电力提取温排水中的冷端余热储存；用电高峰全力发电，储热热量对外输送供热。

　　热能输送技术同样实现重大突破，山西建成全球规模最大的长距离输热管线，破解热能空间错配难题，供热面积达7600万平方米，覆盖太原市区超三分之一供热范围，为区域热电协同规模化推广提供了工程范本。

　　热网制工业蒸汽，兼顾工业用热与电网调峰

　　工业领域蒸汽需求体量庞大。依托城市供热管网循环热水，通过成熟工艺制备工业蒸汽，同时赋予电网灵活调节能力。该技术以100℃管网供水、20℃回水为基础，通过热泵升温至140—150℃，经闪蒸产生低压蒸汽，再由压缩机升压至工业标准压力，即可满足工业需求。

　　为实现电力调峰功能，系统可配置双储热罐，让热泵实现间歇性错峰运行：电力低谷时段启动热泵，提升热能品位并储存；电力高峰时段关停热泵，按需取用储热闪蒸制蒸汽。通过提升设备装机容量，可拉大峰谷耗电差距，峰谷耗电量差值可达10倍。

　　实际运行数据显示，该工艺生产1吨蒸汽仅耗电240千瓦时，综合成本187元/吨，显著低于燃气锅炉200余元/吨的成本，兼具经济性与调峰价值。

　　针对风光电强波动特性，多个在建项目采用低成本电极式加热器方案，替换热泵，依托高压储热水罐，在风光大发时段制热储热，按需闪蒸制汽，进一步降低设备投资成本。

　　分层消纳，供热行业承接风光电“尖峰麸子”

　　风光电出力曲线波动极大，分层分类消纳是最经济的利用方式。

　　江亿院士以“富强粉”“全麦面”与“麸子”作比，生动阐释风光电的分层利用：贴合基础用电负荷的平稳电量为“富强粉”，可直接就地供电；中间区间电量为“全麦面”，可通过储能转化为高品质电力利用；顶端瞬时尖峰电量为“麸子”，体量小、功率高，单独配套储能设备经济性极差。

　　在高比例风光并网场景下，保留10%—15%的适度弃风弃光，反而更加具备经济性。这部分尖峰电量无需直接废弃，可交由供热系统承接转化为热能储存，成本极低、可行性极高。

　　行业最优消纳逻辑为：基础电量直接供电、中段电量储电提质、尖峰电量储热利用，最大化挖掘风光资源价值。

　　电力与热力是零碳体系不可或缺的两大支柱，二者深度关联：热可以作为发电副产品产生，热泵又能够借助富余电力抬升低品位余热温度。储热成本远低于储电，储能效率表现优异。依靠储热替代储电、推进热电协同，在技术与经济层面均具备可行性。通过合理设计热电系统流程，既能高效回收低品位热量，又能为电网提供调峰支撑。

　　储热或将成为我国能源革命进程中，破解储能瓶颈至关重要的一条路径。

责任编辑：高慧君