热泵成为区域能源的核心：电气化热量如何重塑脱碳议程

报告的轨迹很明确：随着电力脱碳和网络温度下降，热泵不再是众多选项之一，而是成为灵活、安全、低碳供暖系统的引擎，未来十年的创新将不再以机器本身衡量，而在于其智能集成程度。 定价，并在其所服务的电网内数字化编排。

IEA的《区域能源中的可再生能源》设定了一个令人警醒的基线和一个巨大的机遇。尽管太阳能光伏容量近年来增长了四倍以上，风电容量几乎翻倍，但可再生能源在区域供热中的比例保持不变，根据现行政策，可再生区域供热预计到2030年仅增长约10%（第8页）。报告将此描述为一个重大未被开发的机会：仅现有网络中，若没有重大基础设施投资，可再生和废热可能增长多达十倍，尽管到2030年，区域供热用户将增长约8%，达到约6.5亿人，超过6亿人居住在有供暖需求但无区域供热服务的城市（第8页）。

能源安全的论点已经很具体。根据国际能源署的数据，可再生能源和废热每年取代超过1.9亿桶石油当量的进口化石燃料，其中北欧地区区域供热的进口依赖约为14%，波罗的海地区约为25%（第9页）。在这样的背景下，电气化热量成为主流，热泵被认为是商业化且成本竞争力日益增强的技术之一，能够缩小这一差距。编译 陈讲运

热泵：从支撑角色到中央支柱

报告明确指出，大型热泵正成为现代区域供热系统的核心支柱，这并非源于新颖性，而是更强的政策支持、减少对化石燃料依赖的压力、压缩机效率的持续提升、天然和低全球变暖潜位制冷剂的部署以及规模经济（第25页）。如今的公用事业级热泵可提供60至90°C的供电温度，使其兼容许多现有的第三代和第四代网络，尽管更高的输出温度通常效率较低（第25页）。北欧国家仍是最成熟的市场，长期部署依赖废水、海水、工业废热、地热资源，以及日益丰富的数据中心，而德国加快项目开发，中国则在北部省份扩大大型热泵规模，整合可再生电力、自来污水和工业废热（第25–26页）。

战略价值在于灵活性和行业耦合。当与热储存、补充可再生能源和废热结合时，大型热泵可以在吸收低成本电力、高效转化为热能的同时，将区域供热系统中不断增加的部分电力（第26页）。报告将它们与电锅炉配对，电锅炉资本消耗更低，能够在几秒钟内将多余甚至负价电力转换为储存热量，使公用事业能够将高效的散装生产与极快的灵活性结合起来（第26页）。

决定竞争力的因素：温度提升与价格比率

性能取决于热源与网络之间的温度提升。更高的源温度和较低的网络供电温度既减少了所需的升力，又显著提高了效率（第47页）。工业过程、数据中心、污水处理厂和商业制冷产生的废热提供了相对温暖的源头，通过热泵升级后，可以降低升温、提升性能系数，并降低单位热量的用电量（第47页）。报告量化了这种影响：一个将工业废热在约40°C的热泵升级为约55°C的低温网络，其性能可能比从约10°C的环境热源提取热量并在约85°C的高温网络高出数倍，在某些情况下，每单位热量所需的电力是其三倍（第48页）。下图1展示了源和供给条件下的COP值，估计为理论卡诺性能的55%，双方假设4开尔文进近损耗（第48页）。

图1：不同源头和供电温度条件下
区域供热热泵性能系数（来源：IEA （2026），《扩大清洁能源可及与采用的最佳实践与见解》，IEA，巴黎 https://www.iea.org/reports/best-practices-and-insights-to-expand-clean-energy-access-and-adoption，许可：CC BY 4.0）

然而，经济学既受价格决定，也受物理影响。电价与化石燃料价格比起着决定性作用：当电力每单位有用热量的成本仍是天然气的两到四倍时，热泵难以与现有锅炉或热能控制力竞争，尤其是在高温网络中（第49页）。当这些比例缩小，比如降低电费、降低灵活负载的电网费用、结构性低成本的水电、风能或太阳能电力，或化石燃料价格上涨时，热泵迅速变得具有成本竞争力，尤其是在利用废水、工业废热或环境源时（第49页）。IEA2024年标准的平稳化热源成本比较模型，参考热泵利用率为60%，COP为3.2，电价为每兆瓦时100美元，敏感度范围为COP值2.4至5.0，电价为50至150美元/兆瓦时（第49页）。见下图2。因此，设计良好的电价，包括按时使用和批发挂钩的电价，结合热储能，被描述为可再生区域供热的核心推动力（第49–50页）。

图2：2024年供热泵区域供热网络的示范平均热量成本（LCOH）与天然气和煤炭系统（来源：IEA （2026），《扩大清洁能源可及与采用的最佳实践与见解》，IEA，
巴黎 https://www.iea.org/reports/best-practices-and-insights-to-expand-clean-energy-access-and-adoption，许可：CC BY 4.0）

案例研究与项目流程

报告将这些原则置于部署的基础上。在塞尔维亚诺维萨德，一个区域供热系统为30万用户提供服务，且用户高度依赖进口天然气。EBRD资助的项目将将约87万立方米的季节性坑热能储存与一台17兆瓦大型热泵、60兆瓦的电力锅炉和38623平方米的太阳能热电场相结合，总投资约为1.08亿欧元;该系统预计每年可提供高达120 GWh的清洁热能，每年减少17,000吨二氧化碳排放，减少约20%的进口天然气，并通过电网平衡优化水电调度带来约800万欧元的年收益（第50页）。更广泛的项目管道强化了这一趋势：芬兰埃斯波清洁热能项目将数据中心和热泵厂的废热回收与约15公里、价值2.25亿欧元的新管道相结合，而丹麦比隆电气化项目则将16兆瓦热泵与30兆瓦电锅炉和1万立方米热能储存相结合， 乌克兰卢茨克二期则将热泵与生物能源锅炉及SCADA结合（第58页）。热泵在区域制冷中也占有重要地位，包括赫尔辛基，约550栋建筑通过热泵和废水热回收服务，以及斯德哥尔摩250公里长的网络，连接600栋建筑与与区域供暖和制冷相连的Ropsten热泵（第33页）。

数据中心废热与数字层

数据中心几乎将消耗的电排除为低温热量，报告指出，低温是一种日益重要的可回收资源，可以通过热交换器捕获，并在必要时升级热泵，然后供应给附近网络（第70页）。欧盟更新的《能源效率指令》现要求总额定能量投入超过1兆瓦的数据中心回收废热，除非能证明其在技术或经济上不可行，随着人工智能和云计算的推动容量迅速扩展，地方当局越来越将这些热量视为战略资源（第70页）。在控制方面，报告呼吁支持涵盖SCADA系统、预测性维护、实时优化和智能控制的数字化支持，指出将SCADA与智能传感器、数据分析和预测结合，可以实现预测性维护以及网络温度、流量和供水源的实时优化（第93页）。政策例子包括波兰由欧盟现代化基金支持的供暖网络数字化计划（第89页）。

政策杠杆

报告对电气化供暖的核心建议是改善大型热泵和电锅炉的电煤价格比，因为尽管电力碳强度下降，但通常面临比燃气更高的税收、征费和网络费用，这削弱了即使在系统成本具有竞争性的情况下，商业案例也被削弱（第81页）。它指出，已在使用的措施包括丹麦和芬兰的降低电税、爱尔兰的可再生能源份额减免，以及丹麦和荷兰的动态定价以转移高峰负荷（第81页）。除了价格改革，IEA建议通过大规模热泵以可再生电力驱动，支持储能开发和数字化优化，并对热泵设定可预测的征费和电网接入（第85页）。

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