德国汉堡：城市供热系统电转热规模化应用实践

德国汉堡正全力推进区域供热系统根本性变革，以淘汰煤炭、提升可再生能源与工业余热占比为核心，兑现城市气候承诺：到2030年二氧化碳排放量较1990年减少50%，2050年减少80%，最终实现建筑存量近气候中立。这场转型以供热网络所有权市政化回归为基石，以电转热（Power to Heat, PtH）技术为关键抓手，通过与风电、光伏等可再生能源深度耦合，构建灵活高效、低碳清洁的多能源供热体系，为大型城市区域供热脱碳提供了可借鉴的实践蓝图。

01

制度保障与转型动因

汉堡区域供热转型的制度保障，源于供热网络所有权的公共化收回。2013年，汉堡通过全民公投确定回购能源网络，核心目标是构建“社会公正、气候友好且民主可控的可再生能源供应体系”。2019年，市政府从瑞典能源巨头Vattenfall手中完成全市最大区域供热网络的全资回购，并于2022年整合成立全资市属的Hamburger Energiewerke GmbH。所有权的回归让汉堡得以自主规划供热系统未来方向，为清洁转型扫清了体制障碍。

转型的直接动因源于对煤炭替代的迫切需求。转型前，Vattenfall掌握的区域供热网络总长约830公里，年供热量约4200吉瓦时，服务约47万个住宅及工商业用户，覆盖全市约22%的终端热需求。长期以来，系统高度依赖两座燃煤热电联产厂——位于西部的Wedel热电厂与东南部的Tiefstack热电厂，二者合计供热量占中央区域供热网超60%；其余热量来自垃圾焚烧、燃气热电联产、燃气锅炉与电锅炉等。这种以煤炭为主的供热结构，与城市气候目标存在根本冲突，推动城市的清洁替代成为转型的核心任务，而电转热技术则成为实现这一目标的关键支撑。

02

电转热技术的系统集成与协同路径

电转热技术在汉堡供热系统中并非独立运行，而是深度融入多能源供热系统与电力市场的互动中，通过价格信号驱动、系统优化调度及项目实践落地，实现与风电、光伏的高效耦合，最大化发挥可再生能源价值。

1. 电力市场价格信号驱动：灵活响应电价波动

德国电力批发市场（如欧洲能源交易所EPEX）的价格波动日益加剧，核心原因是风电、光伏发电的间歇性与波动性。这些零边际成本的可再生能源电力在供应过剩时，常会压低电价甚至出现负电价，为电转热设备提供了低成本运行的窗口期。电转热设备（主要为大型电锅炉和工业热泵）作为灵活的需求侧响应资源，可在电价低廉时段启动，将富余可再生电力转化为热能，既消纳过剩电力，又降低供热成本。

大型电锅炉转换效率接近100%，响应速度快，适合在极低电价时段快速生产高温热能，精准匹配短时电力过剩场景；工业热泵能效更高，性能系数（COP）通常可达3-5，投资成本相对较高，但可利用河水、废水、空气等环境热源，在电价适宜时以较少电力输入获取数倍热能输出，兼顾经济性与能效。两种设备形成互补，共同提升系统对电价波动的响应能力。

电转热设备作为需求侧厂内设备，虽然接入厂用电线路，仍需缴纳输配电费。但是根据《能源经济法》（EnFG）14a条款，具备灵活性调节能力的此类设备可享受国家补贴支持，政府通过经济激励推动工业用户规模化应用电转热技术。

2. 系统集成与优化调度：实现全系统成本最优

汉堡采用EnergyPRO模拟软件，对整个供热系统进行小时级技术经济仿真，综合考量化石燃料价格、电价、天气数据等外部因素，优化各类热源（包括电转热设备）的运行策略，核心目标是实现全系统热生产成本最低。在这种优化调度模式下，电转热设备的运行遵循明确的层级原则，并与储热系统深度协同。

热调度源优先级上，基荷与中负荷优先由可变成本最低的热源满足，包括工业余热、垃圾焚烧余热及部分生物质能。这类热源成本稳定且低碳，构成供热系统的核心支撑。调峰与灵活性供应则由电转热设备承担，当电价低于特定阈值时，电转热设备启动，替代燃气或燃煤调峰锅炉，不同热源的成本随电价变化的差异，决定了电转热设备的启动时机与运行时长。

电转热设备与储热系统的协同，实现热量的跨时段调配，进一步提升系统灵活性。一方面，在电价低谷且供热需求较高时，电转热设备产热直接输入供热网络，满足即时需求；另一方面，在电价低谷但供热需求较低时（如夏季夜间），电转热设备产热并储存于大型储热设施。Stellingen含水层季节性储热项目（ATES）是该模式的核心载体，其储存的热量可在冬季供热高峰时段释放，替代化石燃料，破解电价低谷与供热高峰不重合的难题。

3. 电转热技术的落地实现

汉堡地区多个核心供热项目均体现了电转热技术与可再生能源、余热资源的协同设计，将耦合理念转化为实际落地方案。Dradenau污水处理厂大型热泵项目以处理后的废水为低温热源，接入电网中的可再生能源电力，在电价有利时高效提取废水中的热量，升温后输入区域供热网，实现废水余热与可再生能源电力的高效转化。

Stellingen含水层季节性储热项目深度整合工业热泵与储热技术，设计利用地下深层砂层作为天然“保温瓶”，用于储存夏季富余热量，这既包括太阳能集热热量，也涵盖电价低谷时电转热设备的产热，通过跨季节储热，将夏季廉价可再生能源电力在冬季高峰时段转化为热能，大幅提升系统消纳风电、光伏的能力。

03

工业热泵的角色、优势与价值

基于汉堡供热转型的规划与实践，工业热泵在区域供热网络中的规模化应用，呈现出清晰的角色定位和显著优势，更在关键应用场景中实现突破，形成可复制的实践成果，为其规模化推广奠定了坚实基础。

1. 角色定位：灵活调峰与可靠备用

在汉堡未来的供热系统中，依托易北河水资源、污水处理厂废水热等低品位热能，工业热泵通过升温技术将低温热能提升至供热管网所需温度，成为区域供热的核心产能单元。

作为灵活响应单元，工业热泵可根据可再生能源出力、供热负荷波动动态调整运行状态。冬季极寒时段，当风电、光伏等可再生电力充足时，可满负荷运行补充峰值供热；当太阳能热、工业余热等热源出现供应波动或设备维护时，能够快速启动备用模式，保障供热安全，提升整个系统的稳定性与可靠性。

2. 规模化应用的核心优势

工业热泵以可再生能源电力为驱动，结合低品位热能回收，实现近零碳排放供热。其碳排放强度仅为燃气锅炉的1/10（约28千克/兆瓦时），且不产生颗粒物、硫化物等污染物，完美契合汉堡2030年二氧化碳减排50%、2050年减排80%的气候目标。同时，依托废水余热作为热源，避免了化石燃料开采与运输的环境影响，生态兼容性突出。作为“电—热”部门耦合的关键载体，工业热泵可灵活吸收风电、光伏的过剩电力，减少弃风弃光现象，平抑电网波动。通过小时级调度，热泵在电力低谷时段满负荷运行，既降低自身运行成本，又为电网提供灵活性服务。同时，其热源（如废水热、环境热）属于废弃资源再利用，无需额外占用化石能源或生物质资源，有助于提升整体能源系统的资源利用效率。

另外，投资与部署优势突出，与新建燃气热电联产厂、大型生物质电厂相比，工业热泵单位功率投资成本更低，建设周期短（通常1-2年即可投产），场地要求相对灵活，可依托现有污水处理厂、河岸等基础设施布局，无需大规模占用土地。在不同方案的经济性对比中，其资本支出显著低于纯化石能源替代方案，且长期规避燃料价格波动风险。

3. 规模化应用的实践突破与价值

针对电价波动对运行经济性的影响，汉堡构建了“智能调度+政策支持+多场景收益”的解决方案。通过EnergyPRO模型精准预测电力市场价格、可再生能源出力与供热负荷，动态调整热泵运行时段，最大化捕捉低价电力窗口；同时，结合德国《可再生能源法》对可再生能源供热的支持及对电网辅助服务收入（如调峰补偿）的规定，构建多元收益模式，有效对冲电价波动风险。

在热量跨时段调配方面，汉堡已实现工业热泵与规模化储热系统的深度耦合。前文所提到的Stellingen含水层季节性储热项目，就是通过完善的水文地质建模、热力学模拟与经济性优化，实现夏季电价低谷时段电转热设备产热的高效储存及冬季高峰时段的释放，实现廉价可再生能源的价值最大化，为热泵规模化应用提供了核心支撑。

针对工业热泵规模化接入的技术难题，汉堡通过提前规划电网升级、优化接入点位、智能化负荷调控实现了兼容适配。数十兆瓦级热泵项目通过动态调整运行功率，可避免对配电网造成冲击，反而能成为平抑电网波动的灵活负荷。在供热管网整合方面，通过优化热泵出口温度与现有管网的水力匹配设计，实现了新热源与830公里现有供热管网的无缝衔接，热损失控制在11%的低位水平。此外，汉堡搭建的智能化能源管理系统，实现电力市场信号、热网负荷、储热状态的实时协同，让热泵的运行效率与系统价值最大化。

汉堡区域供热系统的转型实践，为热泵类电转热技术在区域供热网络中的规模化应用提供了兼具理论价值与实践意义的参考蓝图，其核心经验可概括为三大方面：一是系统规划先行，将电转热技术置于多能源供热系统与电力市场的整体框架下设计，避免孤立应用；二是技术组合为关键，电转热技术与工业余热回收、季节性储热等技术深度融合，形成优势互补的混合系统；三是政策与市场双驱动，明确的市政气候目标、供热资产公共所有权及合理的电力市场设计，是项目落地的根本保障。按照规划，到2030年，汉堡区域供热将完全淘汰煤炭，可再生能源和余热的比例将大幅提升，电转热技术作为核心灵活性与集成技术，将在这场历史性脱碳转型中扮演不可或缺的角色，为全球大型城市区域供热系统的清洁化转型提供宝贵借鉴。