风光温暖千家万户——区域化储能促进新能源消纳的示范路径

山东新能源发电及供热现状

• 新能源发电现状：2025年底山东省新能源总装机约1.3亿千瓦，成为第一大电源，光伏装机8514万千瓦（全国首位），风电装机2669万千瓦（全国第五）。受海陆气候及分布式占比高影响，风光出力波动性强，与负荷时序错配突出，2025年1-3月风电、光伏利用率分别约为91.8%和95.1%（低于全国平均水平）。新能源占比过半及自身特性导致电网消纳难度加大，灵活性调节资源不足。
• 供热现状与改造需求：山东省能源消费量占全国8%，供热空调能耗占能源消费总量20%以上，燃煤供热面积约15.76亿平方米，年消耗约3550万吨原煤，排放约0.66亿吨CO2。传统热电联产难以满足大规模稳定供热需求，双碳目标下要求2027年底全省燃煤锅炉替代退出，2030年前后天然气退出主力供热序列。

新能源区域化高效供热技术

• 技术简介：以环境能源（水源、地源、空气源、地热能）为主要取热源，以整县整市为供热单元，依托大规模电动热泵与储能技术，实现“一份电量、三份热量”的能量倍增效应，并通过电热解耦赋予供热负荷分钟级柔性调节能力。
• 供热系统构成：主要由能源站（高效热泵机组）、储能设备、供热管网（一、二次网）及用热小区（换热站）构成。
• 示范案例：河北魏县（已建成7座能源站，供热面积1200万平方米）、青岛高新区（已建成4座能源站，规划供热面积1446万平方米）。

区域化供热支撑新能源高质量发展

• 政策指引：《促进新能源消纳和调控的指导意见》鼓励源网荷储协同，利用分布式能源参与主网调度；《促进新能源集成融合发展的指导意见》推进新能源供热项目试点，培育新能源生产消费新模式。
• 区域化供热用电特性：规模化运行数据显示，日最大耗电量37.98万度，最小耗电量2.385万度，年耗电量约0.3226亿度，热/电负荷呈“初末期低、中期高”的对称分布。
• 对新能源消纳与碳减排的贡献：若山东省供热系统电气化改造比例分别为15%、25%、35%，可为新能源消纳提供约5.73%、9.54%、13.36%的增量空间，支撑新能源新增装机约0.072亿kW、0.119亿kW、0.167亿kW，节约燃煤532万吨、887万吨、1242万吨，减少CO2排放0.10亿吨、0.17亿吨、0.23亿吨。

区域化供热低成本参与电网调度

• 多源协同运行策略：遵循“211”原则，谷电时段满功率运行储热，峰电时段适时停机利用储热供热，移峰效果显著。
• 峰谷调节能力：山东省供热系统电气化改造后，可分别为净负荷峰谷差降幅达到24.07%、40.07%、56.10%。
• 峰谷用电量与供热成本分析：以改造比例15%为例，储能供热方式年消纳谷电约92.22亿kWh（较常规供热方式提升3.2倍），高峰段用电量大幅降低，度电成本0.47元（含容量电费），单位面积能源成本约14.1-16.45元。
• 峰谷能量搬运成本分析：热水罐储热系统年化投资与运维折算的电能搬运成本约为0.02-0.03元/kWh，显著低于电池储能的度电搬运成本。

推广应用潜力与团队优势

• 推广应用潜力：山东省自然条件适宜区域化供热，空气源热泵COP均在3.04以上，水源热泵发展条件优越。
• 研究基础：团队已开发成套技术与装备，具备全链条技术实力；电气工程、供热工程为国家级重点学科，拥有多个国家级平台；首创环境能源区域化供热技术，开展多个示范应用，技术成熟可靠。