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01
当前北方地区取暖的基本情况
我国北方地区取暖以燃煤为主。截至2016年底，我国北方地区1城乡建筑取暖总面积约206亿平方米，其中，城镇建筑取暖面积141亿平方米，农村建筑取暖面积65亿平方米。城镇地区主要通过热电联产、大型区域锅炉房等设施进行集中供暖，供暖面积约70亿平方米，城乡接合部和农村等地区多使用柴灶、火炕、炉子或土暖气等分散供暖。北方地区燃煤取暖面积约占总取暖面积的83%，取暖用煤年消耗约4亿吨标准煤，其中散烧煤（含低效小锅炉用煤）约2亿吨标准煤，主要分布在农村地区。
我国北方地区清洁取暖比例低。截至2016年底，我国北方地区清洁取暖总面积不足70亿平方米，占北方地区总取暖面积的比例为34%。其中，51%的清洁取暖面积为超低排放燃煤热电联产机组供暖，天然气供暖约占清洁取暖总面积的32%，电供暖、可再生能源及其他供暖面积合计约占清洁取暖总面积的17%。
02
主要清洁取暖方式的技术经济比较
清洁取暖是指利用天然气、电、地热、生物质、太阳能、工业余热、清洁化燃煤（超低排放）、核能等清洁能源，通过高效用能系统实现低排放、低能耗的取暖方式，包含以降低污染物排放和能源消耗为目标的取暖全过程，涉及清洁热源、高效输配管网（热网）、节能建筑（热用户）等环节。清洁取暖的几种主要供暖方式的技术特性比较汇总于表1。
城市热力管网覆盖的区域，集中供暖具有最佳的经济性，未来较长时期内，经过超低排放改造的燃煤热电联产机组和大型燃煤锅炉，仍将是多数北方城市城区、县城的基础性热源。集中和分散式的天然气供暖、电供暖技术已经成熟，但经济性相对较差，供暖改造投资较高，推广需要依赖地方政府的资金和政策支持。
从用户取暖价格角度，各种取暖方式经济性由高到低依次为：集中燃煤供暖、集中天然气供暖、分散式天然气供暖、热泵、分散式电取暖、蓄热电锅炉。计入政府补贴后，电供暖经济性有所提高，特别是空气源热泵方式的供暖费用可接近燃煤集中供暖。以北京地区为例，不考虑政府补贴时，集中供暖方式下每户供暖季支付费用不高于30元/平方米，散烧煤取暖费用使用烟煤26.9元/平方米、无烟煤45.6元/平方米，天然气壁挂炉33.5元/平方米，热泵供暖39.3～48.6元/平方米。考虑政府补贴后，电供暖费用可下降15%～36%，特别是空气源热泵，可低至20.8元/平方米，低于散烧煤供暖价格，与燃煤热电联产供暖相近。北京地区各主要供暖方式用户费用详见表2。
注：表中数据由国网能源研究院调研整理得出，初始投资不计天然气管网、配电网建设和用户末端采暖管道费用，单位建筑面积供暖功率按100瓦计算，供暖燃料消耗按全国平均水平0.45 GJ/（m2·a）计算。各分散式供暖设备寿命期按10年计算，蓄热电锅炉、热泵寿命期按20年计算。
03
北方地区清洁取暖发展展望
根据《北方地区冬季清洁取暖规划（2017~2021年）》，到2021年，我国北方地区清洁取暖面积将达到200亿平方米，占北方地区总取暖面积的比例达70%。各类清洁供暖方式供暖面积与规划目标详见表3。
在清洁取暖中，清洁燃煤供暖仍将是最主要形式，天然气与电供暖等主要清洁供暖面积也将得到一定提升，它们发展的前景和所面临的问题讨论如下。
（1）清洁燃煤供暖
清洁燃煤供暖仍是近期我国北方地区清洁取暖的主要形式。根据规划，到2021年，超低排放热电联产供暖面积将由2016年的35亿平方米增至80亿平方米，增幅达130%，约占北方地区清洁供暖总面积规划的40%；此外，超低排放锅炉房集中供暖面积也将达到30亿平方米。北方地区大量的现役燃煤热电联产机组和大型燃煤锅炉房未来将全面进行超低排放改造，还将新建1000万千瓦的背压式热电联产机组、城市周边符合条件的纯凝机组要实施供热改造，以满足淘汰燃煤小锅炉后带来的城市供暖需求。清洁燃煤供暖成本优势大，主要覆盖已有热力管网系统的城镇集中供暖区域。
清洁燃煤供暖面积的增加可能加大未来电力系统调峰和新能源消纳难度。目前，我国北方地区电力系统调节的主要手段仍是调节燃煤发电机组出力，由于热电联产机组供热与发电出力之间的强耦合特性，使其供热时发电出力可调空间很小，目前北方地区的热电机组最小运行方式普遍高达额定出力的约70%，调峰能力不足20%，同时也挤占了新能源发电的消纳空间。随着清洁燃煤供暖面积的增加，北方地区电力系统调节能力和新能源消纳空间将进一步被压缩。与此同时，北方地区热电机组灵活性改造进展缓慢，截至2017年底，合计改造规模仅约800万千瓦，相比“十三五”规划的2020年完成改造1.3亿千瓦目标仍有很大差距，且后续改造试点尚不明确。因此，未来应及时调整激励政策，推进热电联产机组参与灵活性改造的意愿，以提高电力系统调峰能力、增加新能源消纳空间。
（2）天然气供暖
天然气供暖应根据气源保障能力和管道输送能力发展。根据规划，到2021年，燃气供暖面积将由2016年的22亿平方米增至40亿平方米，约占北方地区清洁供暖总面积规划的20%。一方面，现有燃煤锅炉和改造难度大的燃煤热电联产机组将实施燃气锅炉替代升级，另一方面，推广燃气壁挂炉普及并在城乡接合部和农村推动管网延伸。
天然气供暖发展的主要问题。一是我国天然气供应对外依赖度高，供应保障能力弱。预计到2020年我国天然气对外依存度达到45%，同时我国天然气调峰能力不强，夏、冬季峰谷差大，例如2017年入冬后，北方部分地区出现了天然气供应紧张局面。未来一方面要增加天然气有效供应，加快进口天然气管道建设和液化天然气（LNG）等气源引进，另一方面需要加快重点管网和LNG接收站建设，强化基础设施间的互供互保能力。二是尽管天然气燃烧的氮氧化物排放约为燃煤的60%～70%，但由于燃气供暖的热电比低，提供相同热量时氮氧化物的排放量与燃煤供暖基本相同，未来还要加强天然气供暖设施的标准建设，加强监管，重点降低各类燃气锅炉氮氧化物排放浓度。此外，仅依靠“煤改气”无法实现我国未来的碳减排要求，仍需要优先大力发展可再生能源。
（3）电供暖
电供暖规划目标规模较小，未来应进一步扩大以热泵为代表的电供暖应用。根据规划，到2021年，各类电供暖面积合计由2016年的4亿平方米增至15亿平方米，占北方地区清洁取暖总面积的比例从6%上升至8%，这一比例远小于燃煤热电联产的40%、天然气供暖的20%和燃煤锅炉的15%。
电供暖的发展在技术、管理与能源供应上具有相对优势。一是当前电力整体供应相对宽松。2017年，我国发电设备利用小时数仅为3786小时，电力供应能力相对充足。二是供电保障能力强。电网为一体化运营管理，供电直接延伸至用户用电末端，电供暖设施运行灵活，且安全性较高。三是清洁化水平高。电取暖用户无污染物排放，同时有利于电能占终端能源消费比重的提高，增加电力系统中风电、光伏等清洁能源消纳。
电供暖发展的主要问题在于成本相对较高。综合考虑设备投资、供热效率、供暖时间等因素，电供暖综合成本是天然气供暖的1.4～1.8倍，一次投入与电价补贴要求都比较高。当前除京津冀等地区政策与资金支持力度较大外，大部分地区的财政支持政策仍较少。
未来应进一步提高电取暖的面积与比重，推广合理的电采暖方式。一是大力推广经济性相对较好的热泵电供暖方式。在非连续性采暖的学校、政府机关等场所优先推广，白天供暖夜间保温，充分发挥电供暖运行灵活的优势，减少用电量和成本压力。对于城镇集中供暖难以到达的地区，推广热泵、电锅炉等电供暖设施，合理提高补贴力度，充分发挥其覆盖范围广、运行灵活优势。二是推广电锅炉与热电联产机组相结合的灵活性改造模式。采用加装蓄热式电锅炉的方式对现役热电联产机组进行灵活性改造，实现“热电解耦”，可增加热电联产机组的供暖能力，同时有利于提高电力系统的调峰能力，成本投入可通过北方大部分地区正在试行的电力调峰辅助服务市场等机制进行补偿。三是创新开展新能源发电供暖新交易模式。加强新能源发电供暖的机制研究和推广，探索直接交易的市场化模式，制定低谷和新能源弃电时段低价上网政策，合理降低取暖输配电价，鼓励清洁取暖用电电量参与电力市场直接交易。
备注
1.北方地区包括：北京、天津、河北、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、山东、陕西、甘肃、宁夏、新疆、青海等14个省（区、市）以及河南省部分地区，涵盖京津冀大气污染传输通道的“2+26”个重点城市（含雄安新区）。
2.低排放燃煤指在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 毫克/立方米的燃煤技术。
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