能源革命的基本方向

清洁替代与电能替代（简称“两个替代”）是能源革命的基本方向，是解决全球能源和环境问题的必由之路。

清洁替代，是指在能源开发上，以清洁能源替代化石能源，走低碳绿色发展道路，逐步实现从化石能源为主、清洁能源为辅，向清洁能源为主、化石能源为辅转变。清洁替代将从根本上解决人类能源供应面临的资源约束和环境约束问题，是实现能源可持续利用的战略举措，也是未来全球能源发展的必然趋势。

电能替代，是指在能源消费上，以电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源的直接消费，提高电能在终端能源消费中的比重。随着电气化进程加快，电能将在终端能源消费中扮演日益重要的角色，并最终成为最主要的终端能源品种，实现更加清洁、便捷、安全的能源利用，从根本上解决化石能源污染和温室气体排放问题。

新一轮能源革命的首要任务是在保障能源供给基础上实现能源的低碳发展。推动能源生产和能源消费革命是长期战略，必须从当前做起，加快实施重点任务和重大举措。在初期，将实行“传统能源的清洁高效利用”和“清洁能源开发利用”双轮驱动、协同推进。但随着气候变化、资源枯竭问题日益严峻，加之化石能源清洁利用潜力减小和成本上升，能源革命将主要依靠清洁替代来驱动，最终是要建立一个以清洁能源为核心的现代能源供应体系，形成能源供给的低碳化、清洁化、多元化、稳定化和智能化。全球能源结构将从化石能源为主、清洁能源为辅，向清洁能源为主、化石能源为辅发生根本性转变。

一、清洁替代

当前，世界经济可持续发展所面临的首要问题是能源和环境问题。首先，化石能源是不可再生能源，人们终将面临这些化石能源消耗殆尽的困境；其次，化石能源在开采、加工、消费的过程中都会造成不同程度的环境破坏和温室气体排放。目前，世界各国都非常担忧和重视能源消耗所带来的环境问题。提高能源利用效率，发展清洁能源，优化能源消费结构，成为世界各主要国家应对能源和环境问题的主要选择。

令人赞叹的是哥斯达黎加，该国家99％的电能都来自可再生清洁能源，其中75％的电力来自水电，其余电量来自风能、地热、生物发电和太阳能等。哥斯达黎加是全球第一个不用煤炭或者石油来发电的国家，堪称世界上最环保的国家。虽然现在哥斯达黎加99％的电能来自可再生能源，但在交通方面，大多数汽车还是需要加油。据报道，2016年9月该国雷文塔松水电站投运后，届时哥斯达黎加或将100％使用可再生清洁能源发电。

目前非化石能源的主力军是水电和核电，风电和太阳能发电是生力军、方兴未艾。从环境保护角度出发，清洁替代就是采用天然气、核电、水电、风电和太阳能发电等清洁能源去替代煤炭、石油等高污染能源。从世界一次能源消费结构中看出，煤炭、石油占比都在30％以上，清洁替代必将是一个循序渐进的过程。

（一）加大清洁能源开发利用

随着经济社会发展，能源开发利用规模越来越大，能源消费中心通过就地开发获取能源的方式已经难以保障供应，需要越来越多的外部能源输入，能源富集地区与能源消费中心逆向分布的特征越来越显著。客观上需要在全球范围内大规模配置能源资源，形成不同地区、不同能源、不同特性互补互济的能源配置格局，实现能源配置最优化。另外，由于能源集中式开发规模大、效率高、经济性好，是能源供应的重要基础；而分布式开发因地取能、分散灵活、靠近负荷中心，是能源供应的重要补充。因此，全球开发能源资源，需要集中式与分布式并重，既重视全球范围的大型清洁能源基地开发，也不能忽视能源分布式开发利用。

全球水能、风能、太阳能等清洁能源资源非常丰富。据估算，全球清洁能源资源每年的理论可开发量超过150000万亿千瓦·时，按照发电煤耗300克标准煤／（千瓦·时）计算，约合45万亿吨标准煤，相当于全球化石能源剩余探明可采储量的38倍。世界水能、风能和太阳能资源分布情况如表7-1所示。

表7-1 世界水能、风能和太阳能资源分布情况

由表7-1可以看出，清洁能源分布也很不均衡。水能资源主要分布在亚洲、欧洲和北美洲的高纬度地区，非洲、南美洲、北美洲、大洋洲近海地区拥有一定的风能资源；太阳能资源主要分布在东非、北非、中东、澳大利亚、智利等赤道附近的中低纬度地区。这些清洁能源资源富集地区大多位于地广人稀、远离人类的生产生活中心数百至数千千米，需要大范围配置才能开发利用。

可再生能源具有无限的开发潜力，但受社会发展、科学技术及政治、经济等多方面因素的制约，人类对太阳能、风能、水能等能源的利用仅占微乎其微的比例，如中国可再生能源的开发率不到1％，因此，可再生能源急需世界各国的不断重视与开发利用。

1．世界各大洲大型清洁能源基地

世界各大洲基本都拥有丰富的水能、风能、太阳能和海洋能等清洁能源资源，在资源条件较好的地区建设大型发电基地，可有力支撑洲内和跨洲的能源可持续发展需求。世界各大洲清洁能源资源分布和未来开发格局详见附录一所示。

从能源需求看，2050年全球一次能源需求将达到300亿吨标准煤，其中电力需求量达到73万亿度。要满足如此大规模的能源与电力需求，世界能源开发格局将发生重大转变。预计2050年，全球化石能源供应量下降到63亿吨标准煤，比2010年下降57％；同时非化石能源供应量增长至237亿吨标准煤，比2010年增长480％。作为主导能源，可再生清洁能源开发将以基地式为主、分布式为辅，加快开发“一极一道”及各大洲大型水能、风能、太阳能等可再生能源基地的全球能源开发新格局。

2．“一极一道”能源开发

从世界清洁能源分布来看，北极圈及其周边地区（“一极”）风能资源和赤道及附近地区（“一道”）太阳能资源十分丰富，简称“一极一道”。集中开发北极风能和赤道太阳能，通过特高压等输电技术送至各大洲负荷中心，与各洲大型能源基地和分布式电源相互支撑，提供更安全可靠的清洁能源供应，将是未来世界能源发展的重要方向。

“一极”，简称北极地区，包括北冰洋沿岸及近海、北欧、俄罗斯西伯利亚、美国阿拉斯加、加拿大北部、格陵兰岛等，主要涉及加拿大、丹麦、芬兰、冰岛、挪威、瑞典、俄罗斯、美国8个国家的相关地区。北极地区风能资源十分丰富且分布广，年平均风速最大达10～11米／秒，技术可开发量约为1000亿千瓦，约占全球陆上风能资源的20％。年设备利用小时可以达到4800～5000小时。除俄罗斯外，其他环北极国家大多已经实现风电的规模化开发，但已建风电项目基本位于北极圈以南的领土范围内，北极地区风能资源尚未开发，将是未来世界风电发展的重点地区。

“一道”，简称赤道地区，是连接南北半球的中心地带，主要涉及的国家和地区包括北非、东非、中东、澳大利亚、北美洲西南部、南美洲北部等。赤道附近地区所处纬度低、太阳直射多，其中一些地区多为干旱或沙漠地带，太阳散射少，因此太阳能资源极其丰富。太阳能年辐照强度大多在2000千瓦·时／平方米以上，太阳能开发潜力占全球总量的30％以上。

随着各大洲主要国家自身优质可再生能源得到充分开发，以及清洁能源大规模开发技术和电力远距离输电技术的快速发展和成熟，“一极一道”地区将成为全球能源开发的重要战略基地。北极风电集中开发，向南可以分别送电至东亚、北美洲、欧洲等负荷中心，形成“北电南送”格局。赤道太阳能资源与当地水能、风能资源联合大规模开发，在解决本地用能需求的基础上，向欧洲、亚洲、北美洲和南美洲南部地区提供清洁能源供应。

3．构筑中国清洁能源大动脉

能源发展方式转变的过程，也是我国能源战略转型的过程。能源战略转型包括多个维度，即能源结构由高碳型转向低碳型，能源利用由粗放型转向集约高效型，能源配置方式由就地平衡型转向大范围优化配置型，能源供应由国内资源保障型转向国际国内资源统筹利用型，能源服务由单向供给型转向智能互动型。

中国在《中美气候变化联合声明》中承诺到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将提高到20％。要达到这一目标，清洁能源的发展势不可挡。近年来，世界各国能源发展低碳化趋势明显，风能、太阳能发电比重逐年上升。目前，德国风电、太阳能发电装机占比达到42％，我国风电、太阳能装机占比为10％；美欧等主要发达国家煤电占比大多低于30％，但油气发电比重较高。我国煤电占装机的比重仍然很高，达到62．6％。从我国资源禀赋和发展趋势看，风电、太阳能发电将成为清洁发展的主力，随着技术进步和开发成本的逐步降低，已具备加快发展的条件。2014年我国风电发电成本已降至0．37～0．45元／千瓦·时，光伏发电成本降至0．68～0．8元／千瓦·时，预计2020年左右竞争力将超过化石能源。

建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，重点要在西部、北部地区建设以清洁能源为主的能源基地。我国西南地区水电资源丰富，但开发利用程度不高，应加快四川、西藏水电开发。我国陆上风能资源集中分布在华北、东北、西北地区，太阳能资源集中分布在西藏、西北、内蒙古地区。未来我国能源开发重心将进一步西移北移。一方面，大力加快清洁能源开发利用，建设大型光伏、风电基地，实现清洁能源大规模送出；另一方面，依托山西、内蒙古、陕西、宁夏、新疆和黑龙江等西部和北部地区煤炭资源，建设大型煤电基地实现煤炭就地转化，并可与风电、光伏等清洁能源打捆外送，满足东中部用电。

2016年4月28日，国家能源局印发了《关于甘肃酒泉至湖南特高压直流输电工程配套火电项目建设规划有关事项的复函》，批准甘肃酒泉400万千瓦火电建设规模，用于酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程配套调峰电源建设。工程拟建设4台100万千瓦超超临界空冷机组，年需燃煤量约1000万吨，采用新疆哈密地区煤炭作为煤源，工程估算总投资134亿元。工程计划2016年8月正式开工建设，预计2018年8月2台机组建成投运，2019年实现4台机组全面投运。工程建成投运后，将有效保障特高压直流输电工程安全稳定运行，预计每年可向湖南省及周边地区输送电量420亿千瓦·时，其中超过40％为风、光电等新能源电量，对于有效解决甘肃省河西地区弃风限电问题，促进能源资源优势转化为经济优势，推动河西清洁能源基地持续、健康发展具有重要意义。

破解中国能源战略发展难题，势必树立大能源观，以电为中心推动能源发展方式转变，就是实施“一特四大”战略，即：建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网，实施输煤输电并举，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源发电基地建设，实行大规模、远距离输电，在全国范围优化配置能源资源，为经济社会发展提供可持续的电力保障。

（1）风电发展“十三五”规划

近日，国家能源局正式印发《风电发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），文件对我国未来五年乃至更长时期的产业发展具有很强的指导和引领作用。《规划》立足全球能源转型大趋势，总结过往经验和教训，直面当下问题和挑战，展望未来机遇和发展。总体来看，《规划》以优化布局为核心，以重点任务为载体，以创新发展方式为手段，以政策机制为保障，描绘了未来五年我国风电产业持续健康发展的蓝图。

①发展现状。

“十二五”期间，全国风电装机规模快速增长，开发布局不断优化，技术水平显著提升，政策体系逐步完善，风电已经从补充能源进入到替代能源的发展阶段，突出表现为：

A．风电成为我国新增电力装机的重要组成部分。“十二五”期间，我国风电新增装机容量连续五年领跑全球，累计新增9800万千瓦，占同期全国新增装机总量的18％，在电源结构中的比重逐年提高。中东部和南方地区的风电开发建设取得积极成效。到2015年年底，全国风电并网装机达到1．29亿千瓦，年发电量1863亿千瓦·时，占全国总发电量的3．3％，比2010年提高2．1个百分点。

B．产业技术水平显著提升。风电全产业链基本实现国产化，产业集中度不断提高，多家企业跻身全球前10名。风电设备的技术水平和可靠性不断提高，基本达到世界先进水平，在满足国内市场的同时出口到28个国家和地区。风电机组高海拔、低温、冰冻等特殊环境的适应性和并网友好性显著提升，低风速风电开发的技术经济性明显增强，全国风电技术可开发资源量大幅增加。

C．行业管理和政策体系逐步完善。“十二五”期间，我国基本建立了较为完善的促进风电产业发展的行业管理和政策体系，出台了风电项目开发、建设、并网、运行管理及信息监管等各关键环节的管理规定和技术要求，简化了风电开发建设管理流程，完善了风电技术标准体系，开展了风电设备整机及关键零部件型式认证，建立了风电产业信息监测和评价体系，基本形成了规范、公平、完善的风电行业政策环境，保障了风电产业的持续健康发展。

②发展目标。

根据国家能源局2016年11月29日发布的《风电发展“十三五”规划》，规划设定了我国风电三大发展目标，即总量目标、消纳利用目标和产业发展目标（图7-1）。

总量目标：到2020年年底，风电累计并网装机容量确保达到2．1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦·时，约占全国总发电量的6％。

消纳利用目标：到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。

产业发展目标：风电设备制造水平和研发能力不断提高，3～5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。

图7-1 “十三五”风电发展目标示意图

2020年，全国风电年发电量将达到4200亿千瓦·时，约占全国总发电量的6％，为实现非化石能源占一次能源消费比重达到15％的目标提供重要支撑。按2020年风电发电量测算，相当于每年节约1．5亿吨标准煤，减少排放二氧化碳3．8亿吨，二氧化硫130万吨，氮氧化物110万吨，对减轻大气污染和控制温室气体排放起到重要作用。

③重点任务。

A．有效解决风电消纳问题。通过加强电网建设、提高调峰能力、优化调度运行等措施，充分挖掘系统消纳风电能力，促进区域内部统筹消纳以及跨省跨区消纳，切实有效解决风电消纳问题。

B．提升中东部和南方地区风电开发利用水平。重视中东部和南方地区风电发展，将中东部和南方地区作为为我国“十三五”期间风电持续规模化开发的重要增量市场。

C．推动技术自主创新和产业体系建设。不断提高自主创新能力，加强产业服务体系建设，推动产业技术进步，提升风电发展质量，全面建成具有世界先进水平的风电技术研发和设备制造体系。

D．完善风电行业管理体系。深入落实简政放权的总体要求，继续完善风电行业管理体系，建立保障风电产业持续健康发展的政策体系和管理机制。

E．建立优胜劣汰的市场竞争机制。发挥市场在资源配置中的决定性作用，加快推动政府职能转变，建立公平有序、优胜劣汰的市场竞争环境，促进行业健康发展。

F．加强国际合作。紧密结合“一带一路”倡议及国际多边、双边合作机制，把握全球风电产业发展大势和国际市场深度合作的窗口期，有序推进我国风电产业国际化发展。

G．发挥金融对风电产业的支持作用。积极促进风电产业与金融体系的融合，提升行业风险防控水平，鼓励企业降低发展成本。

（2）太阳能发展“十三五”规划

“十三五”将是太阳能产业发展的关键时期，基本任务是产业升级、降低成本、扩大应用，实现不依赖国家补贴的市场化自我持续发展，成为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15％和20％目标的重要力量。

①发展现状。

“十二五”时期，国务院发布了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号），光伏产业政策体系逐步完善，光伏技术取得显著进步，市场规模快速扩大。太阳能热发电技术和装备实现突破，首座商业化运营的电站投入运行，产业链初步建立。太阳能热利用持续稳定发展，并向供暖、制冷及工农业供热等领域扩展。

A．光伏发电规模快速扩大，市场应用逐步多元化。全国光伏发电累计装机从2010年的86万千瓦增长到2015年的4318万千瓦，2015年新增装机1513万千瓦，累计装机和年度新增装机均居全球首位。光伏发电应用逐渐形成东中西部共同发展、集中式和分布式并举格局。光伏发电与农业、养殖业、生态治理等各种产业融合发展模式不断创新，已进入多元化、规模化发展的新阶段。

B．光伏制造产业化水平不断提高，国际竞争力继续巩固和增强。“十二五”时期，我国光伏制造规模复合增长率超过33％，年产值达到3000亿元，创造就业岗位近170万个，光伏产业表现出强大的发展新动能。2015年多晶硅产量16．5万吨，占全球市场份额的48％；光伏组件产量4600万千瓦，占全球市场份额的70％。我国光伏产品的国际市场不断拓展，在传统欧美市场与新兴市场均占主导地位。我国光伏制造的大部分关键设备已实现本土化并逐步推行智能制造，在世界上处于领先水平。

C．光伏发电技术进步迅速，成本和价格不断下降。我国企业已掌握万吨级改良西门子法多晶硅生产工艺，流化床法多晶硅开始产业化生产。先进企业多晶硅生产平均综合电耗已降至80千瓦·时／千克，生产成本降至10美元／千克以下，全面实现四氯化硅闭环工艺和无污染排放。单晶硅和多晶硅电池转换效率平均分别达到19．5％和18．3％，均处于全球领先水平，并以年均0．4个百分点的速度持续提高，多晶硅材料、光伏电池及组件成本均有显著下降，光伏电站系统成本降至7元／瓦左右，光伏发电成本“十二五”期间总体降幅超过60％。

D．光伏产业政策体系基本建立，发展环境逐步优化。在《可再生能源法》基础上，国务院于2013年发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，进一步从价格、补贴、税收、并网等多个层面明确了光伏发电的政策框架，地方政府相继制定了支持光伏发电应用的政策措施。光伏产业领域中相关材料、光伏电池组件、光伏发电系统等标准不断完善，产业检测认证体系逐步建立，具备全产业链检测能力。我国已初步形成光伏产业人才培养体系，光伏领域的技术和经营管理能力显著提高。

E．太阳能热发电实现较大突破，初步具备产业化发展基础。“十二五”时期，我国太阳能热发电技术和装备实现较大突破。八达岭1兆瓦太阳能热发电技术及系统示范工程于2012年建成，首座商业化运营的1万千瓦塔式太阳能热发电机组于2013年投运。我国在太阳能热发电的理论研究、技术开发、设备研制和工程建设运行方面积累了一定的经验，产业链初步形成，具备一定的产业化能力。

F．太阳能热利用规模持续扩大，应用范围不断拓展。太阳能热利用行业形成了材料、产品、工艺、装备和制造全产业链，截至2015年年底，全国太阳能集热面积保有量达到4．4亿平方米，年生产能力和应用规模均占全球70％以上，多年保持全球太阳能热利用产品制造和应用规模最大国家的地位。太阳能供热、制冷及工农业等领域应用技术取得突破，应用范围由生活热水向多元化生产领域扩展。

②发展目标。

“十三五”期间，将继续扩大太阳能利用规模，不断提高太阳能在能源结构中的比重，提升太阳能技术水平，降低太阳能利用成本。完善太阳能利用的技术创新和多元化应用体系，为产业健康发展提供良好的市场环境。“十三五”太阳能发展目标主要包含开发利用目标、成本目标和技术进步目标3个方面（图7-2）。

开发利用目标：到2020年年底，太阳能发电装机达到1．1亿千瓦以上，其中，光伏发电装机达到1．05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模；太阳能热发电装机达到500万千瓦。太阳能热利用集热面积达到8亿平方米。到2020年，太阳能年利用量达到1．4亿吨标准煤以上。

成本目标：光伏发电成本持续降低。到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50％以上，在用电侧实现平价上网目标；太阳能热发电成本低于0．8元／千瓦·时；太阳能供暖、工业供热具有市场竞争力。

技术进步目标：先进晶体硅光伏电池产业化转换效率达到23％以上，薄膜光伏电池产业化转换效率显著提高，若干新型光伏电池初步产业化。光伏发电系统效率显著提升，实现智能运维。太阳能热发电效率实现较大提高，形成全产业链集成能力。

到2020年，全国太阳能年利用量相当于减少二氧化碳排放量约3．7亿吨以上，减少二氧化硫排放量120万吨，减少氮氧化物排放90万吨，减少烟尘排放约110万吨，环境效益显著。预计“十三五”时期，太阳能产业对我国经济产值的贡献将突破万亿元。

③重点任务。

按照“创新驱动、产业升级、降低成本、扩大市场、完善体系”的总体思路，大力推动光伏发电多元化应用，积极推进太阳能热发电产业化发展，加速普及多元化太阳能热利用。

A．推进分布式光伏和“光伏＋”应用。继续开展分布式光伏发电应用示范区建设，到2020年建成100个分布式光伏应用示范区，园区内80％的新建建筑屋顶、50％的已有建筑屋顶安装光伏发电；鼓励结合荒山荒地和沿海滩涂综合利用、采煤沉陷区等废弃土地治理、设施农业、渔业养殖等方式，因地制宜开展各类“光伏＋”应用工程；结合电力体制改革开展分布式光伏发电市场化交易，鼓励光伏发电项目靠近电力负荷建设，接入中低压配电网实现电力就近消纳，创新分布式光伏应用模式。

B．优化光伏电站布局并创新建设方式。

合理布局光伏电站。规范光伏项目分配和市场开发秩序，全面通过竞争机制实现项目优化配置，加速推动光伏技术进步。在弃光限电严重地区，严格控制集中式光伏电站建设规模，加快解决已出现的弃光限电问题，采取本地消纳和扩大外送相结合的方式，提高已建成集中式光伏电站的利用率，降低弃光限电比例。

图7-2 “十三五”太阳能发展目标示意图

结合电力外送通道建设太阳能发电基地。按照“多能互补、协调发展、扩大消纳、提高效益”的布局思路，在“三北”地区利用现有和规划建设的特高压电力外送通道，按照“优先存量、优化增量”的原则，有序建设太阳能发电基地，提高电力外送通道中可再生能源比重，有效扩大“三北”地区太阳能发电消纳范围。

实施光伏“领跑者”计划。设立达到先进技术水平的“领跑者”光伏产品和系统效率标准，建设采用“领跑者”光伏产品的领跑技术基地，为先进技术及产品提供市场支持，引领光伏技术进步和产业升级。

C．开展多种方式光伏扶贫。

创新光伏扶贫模式。覆盖已建档立卡280万无劳动能力贫困户，平均每户每年增加3000元的现金收入。

大力推进分布式光伏扶贫。在中东部土地资源匮乏地区，优先采用村级电站（含户用系统）的光伏扶贫模式，单个户用系统5千瓦左右，单个村级电站一般不超过300千瓦。

鼓励建设光伏农业工程。鼓励各地区结合现代农业、特色农业产业发展光伏扶贫。鼓励地方政府按PPP模式向贫困村、贫困户分配资产收益。

D．推进太阳能热发电产业化。在“十三五”前半期，积极推动150万千瓦左右的太阳能热发电示范项目建设，发挥太阳能热发电调峰作用，建立完善太阳能热发电产业服务体系。

E．因地制宜推广太阳能供热。

进一步推动太阳能热水应用，因地制宜推广太阳能供暖制冷技术。到2020年，在适宜区域建设大型区域供热站数量达到200座以上，集热面积总量达到400万平方米以上。

推进工农业领域太阳能供热。结合新能源示范城市和新能源利用产业园区、绿色能源示范县（区）等，建设一批工农业生产太阳能供热，总集热面积达到2000万平方米。

F．开展新能源微电网应用示范。建设联网型微电网示范工程，开展离网型微电网示范，探索微电网电力交易模式。

G．加快技术创新和产业升级。建立国家级光伏技术创新平台，实施太阳能产业升级计划，开展前沿技术创新应用示范工程。

H．提升行业管理和产业服务水平。加强行业管理和质量监督，提升行业信息监测和服务水平，加强行业能力建设。

I．深化太阳能国际产业合作。拓展太阳能国际市场和产能合作，加强太阳能产品标准和检测国际互认。

（3）积极推进能源转型示范区建设

国家发展改革委2015年7月29日召开新闻发布会称，国务院已批复同意设立河北省张家口可再生能源示范区及《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》（详见附录二），成为我国首个综合性可再生能源示范区。这意味着张家口将通过先行先试进行一场“能源革命”的生动实践，率先打破制度藩篱，探索可再生能源发展的新模式和新机制。

张家口位于河北省西北部，是中国华北地区风能和太阳能资源最丰富的地区之一，也是京津翼地区重要的生态涵养区和国家规划的新能源基地之一。风能资源可开发量达4000万千瓦以上，太阳能发电可开发量达3000万千瓦以上，赤城、怀来等县地热资源蕴藏丰富，各种生物质资源年产量达到200万吨以上。目前张家口已与北京一道成功申办第24届冬季奥林匹克运动会。

作为京津冀地区重要的生态涵养区和中国重要的可再生能源生产基地和电力输送通道节点，张家口近年来大力发展可再生能源产业，拥有“国家风光储输试验中心”、全国首个风电研究监测试验基地以及风机总装、叶片制造等生产企业，初步形成了涵盖开发应用、装备制造、科技研发、技术服务等相对完善的产业体系。

2014年，张家口可再生能源电力装机总容量约700万千瓦，但区内电网最大负荷仅为185万千瓦，可再生能源对外输送能力不足400万千瓦，可再生能源发电严重受限。考虑到张家口可再生能源发展潜力超过5000万千瓦，对外输送通道和消纳能力建设需求迫切。

鉴于此，张家口可再生能源示范区将着力推进体制机制、商业模式和技术创新，建立适应可再生能源大规模融入电力系统的新型规划管理体制、电力市场体制、区域一体化发展机制、利益补偿机制。

根据规划，到2020年，示范区可再生能源发电装机规模达到2000万千瓦，年发电量达到400亿千瓦·时以上，为京津翼协同发展提供清洁能源。张家口示范区55％的电力消费将来自可再生能源，全部城市公共交通、40％的城镇居民生活用能、50％的商业及公共建筑用能来自可再生能源，40％的工业企业实现零碳排放。在奥运场馆电力和热能供应方面，奥林匹克中心和其他赛场用电100％采用可再生能源，实现奥运场馆所有建筑采用可再生能源。到2030年，可再生能源发电装机规模达到5000万千瓦，年发电量达到950亿千瓦·时以上， 80％的电力消费来自可再生能源，全面形成以可再生能源为主的能源保障体系。通过可再生能源综合利用，年替代化石能源约3300万吨标准煤，减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物排放约8500万吨、84万吨和14万吨。

在国家新能源政策的大力驱动下，距离北京200多千米的河北省张家口市将把能源革命推向纵深，以风电和光电为代表的可再生能源将取代现有火电为主的能源结构，并实现向京津等地区输送电力，带动京津冀能源结构转型，治理大气污染。

近期，国家能源局已批复支持四川创建国家清洁能源示范省，并同意将四川清洁能源示范省建设纳入国家能源发展“十三五”规划，在清洁能源重大项目、产业政策、体制机制改革等方面给予支持。目前，浙江是全国唯一的国家清洁能源示范省，四川有望成为全国第二个、西部第一个国家清洁能源示范省。

四川是全国重要的优质清洁能源基地。2015年，四川水电装机位列全国第一，天然气、页岩气资源富集，风电、太阳能光伏发电方兴未艾。创建清洁能源示范省，有利于增强四川清洁能源供应能力，进一步优化能源结构，提高清洁能源在能源消费中的比重，逐步形成可再生能源和天然气为主、化石能源清洁化利用为辅的能源体系；有利于加快构建清洁能源互补供应体系，积极推动雅砻江、大渡河等龙头水电站建设，规划建设风电和光伏发电基地，形成水、风、光互补运行的现代化电力系统；有利于加快实施以电代煤、以电代柴、以电代油，促进农村生产生活电气化，逐步提高人均用电水平，提高本地清洁能源消纳能力；有利于加快建立市场化的能源管理体系，积极推动电力体制改革、油气体制改革和投融资体制改革，有序放开上网电价、销售电价、公益性调节性以外的发用电计划和配售电业务，推动水电等各类电站与用户直接交易，加快建立以可再生资源发电全额保障性收购制度为主要内容的清洁能源管理机制，保障水电等可再生能源优先上网和全额消纳。四川创建国家清洁能源示范省，探索和积累能源生产和消费革命的经验，为全国能源转型发展提供借鉴。

（4）中国能源跨区域调配工程

中国能源资源分布极不均衡，呈现相对富集和相对贫乏的特征。

水资源：南多北少。

石油：北多南少。

天然气：北多南少、西多东少。

煤炭：北多南少。

中国东部沿海地区人口稠密、经济发达，但能源、资源短缺；而西部广大地区资源丰富，却因资金短缺、基础设施和技术落后而得不到大规模开发。我国实施的大型能源资源跨区域调配四大工程（即南水北调、北煤南运、西电东送和西气东输），旨在调整能源消费结构，改善我国能源资源生产消费严重的地区差异，促进资源跨区域优化调配和经济社会的协调发展。

①“南水北调”。南水北调工程是缓解中国北方水资源严重短缺、优化配置水资源的重大战略性工程，关系到经济社会可持续发展和子孙后代的长远利益，是目前世界上最大的水利工程。

我国是一个水资源比较丰富的国家，但水资源的空间分布极不平衡。南水北调工程是中国计划兴建的从水量充沛的长江流域向干旱缺水的北方诸流域输水的超大型跨流域调水工程，以解决京、津、冀用水为主要目标。

南水北调研究自20世纪50年代开始，总体布局确定为西线、中线和东线3条线路（图7-3），通过3条调水线路与长江、黄河、淮河和海河四大江河的联系，构成以“四横三纵”为主体的总体布局，以利于实现我国水资源南北调配、东西互济的合理配置格局。

图7-3 中国南水北调线路示意图

东线工程全长1154千米，输水口起于长江下游的苏州，全线穿越江苏、安徽、山东和河北省抵达天津市，规划分三期实施；西线工程从长江上游引水入黄河，是解决我国西北地区和华北部分地区干旱缺水的战略性工程。从通天河、雅砻江、大渡河引水，供水范围为青海、甘肃、陕西、山西、宁夏、内蒙古6省区，规划分三期实施；中线工程输水干线全长1432千米，从丹江口水库引水，沿唐白河流域和黄淮海平原西部开挖渠道，在郑州附近通过隧道穿过黄河，沿京广铁路西侧北上，最后到达北京、天津，规划分两期实施。

中国南水北调工程于2002年年底正式开工建设。南水北调工程规划最终调水规模448亿立方米，其中东线148亿立方米，中线130亿立方米，西线170亿立方米，建设时间需40～50年，建成后将解决700多万人长期饮用高氟水和苦咸水的问题。

②“北煤南运”。“北煤南运”是指中国华北地区（主要是山西、陕西北部和内蒙古西部）的煤炭，向华东和华南地区（主要是上海、江苏、浙江、福建、广东等省市）运输。北煤南运是为了响应我国经济发展的现状，使煤炭资源得到充分的利用。

北煤南运运量大、运距长，主要以铁路运输为主，以水路和公路运输为辅，实际运输中采用几种方式联合输送。中国北方地区生产的煤炭向南方，主要是华东和华南沿海地区运输，是中国煤炭运输长期存在的主流向。

我国的煤炭资源主要集中在“三西”（即山西、陕西、内蒙古西部），而东南沿海供电中80％来自煤电，自然形成“北煤南运”“西煤东运”。在京沪京广铁路线上，货运40％是电煤。黄金水道的30％、高速公路的1／4运输的还是电煤，这个比率依然满足不了要求。对输出地区，把西部丰富的资源优势转化为经济优势，增加就业，增加税收，增加财政收入，改善基础设施和投资环境，进而大大促进西部地区对输入地区——东部地区提供清洁、优质、可靠、廉价的能源，改善环境质量，促进东部地区经济发展和社会进步。

2015年以来，全国能源生产和消费减速的同时，水电、核电等清洁能源比重在进一步提高；很多沿海省市减少了煤炭消耗，增加了外购电的采购，促使沿海煤炭运输不再紧张，下游需求低迷，煤炭价格一降再降。随着世界经济的复苏，以及我国政府稳增长措施的发挥作用，工业用电量缓慢回升，全国动力煤需求总量仍保持增长态势；南方七省一市对电煤的刚性需求仍在，而目前特高压输电仅对满足南方能源需求起到一个补充作用。尽管煤炭在我国一次能源消费结构中的比重略有下降，但去年全国产煤38．7亿吨，提供了约65％的一次能源和75％以上的电力，煤炭作为主体能源地位没有发生改变。我国资源禀赋和经济布局决定了我国能源运输格局的主要特征是“西煤东调”和“北煤南运”将长期存在。

A．运输路线。“三西”地区已经形成了全国规模最大、最密集的铁路煤炭外运大通道，由大秦线等12条铁路组成，根据线路地理位置分为北、中、南三大通路（图7-4）。沿海水路运输是我国东南沿海地区煤炭运输的主要方式。内河水路运输是长江、京杭运河、淮河、珠江等内河流域煤炭运输的重要方式。我国公路煤炭运输主要方向是“三西”煤炭外运、蒙东煤炭外运、华东煤炭调入和中南煤炭调入。

大秦线主要运输晋煤、蒙西煤，设计运输能力为4．5亿吨；朔黄线主要运输神府、东胜煤、准格尔煤炭，为神华的煤炭专运线，最大运输能力将达到3．5亿吨；南路通道主要运输蒙西、陕西北部和宁东煤。

图7-4 中国主要煤运铁路线示意图

蒙西至华中地区铁路煤运通道项目（称为北煤南运大通道），是我国建设的又一条“西煤东调”“北煤南运”的铁路运输大动脉。该项目采用铁Ⅰ级、双线、电气化标准。将起于内蒙古经山西运城进入河南三门峡等地市，并经过湖北襄阳、湖南岳阳后止于江西吉安，全长约1860千米，总投资高达1598亿元，2017年建成投入使用。2012年10月16日，内蒙古西部至华中地区铁路煤运通道荆州至岳阳段开工仪式在湖南省岳阳市举行，这标志着这一纵贯我国南北、途经多省区、连接多条路网干线的煤炭运输通道进入全面建设实施阶段。

B．输煤与输电方式对比。输煤与输电是目前我国两种重要的能源运输方式。国务院发展研究中心等权威机构从经济性、能源输送效率、生态环境影响、占地、区域经济协调发展等方面对输煤输电进行了综合比较。

输电方式是在煤炭产区建设坑口电厂，通过输电线路把电力输送到负荷中心地区，测算其落地电价；输煤方式是通过铁路或多种运输方式组合将煤炭运输到负荷中心，发电后上网，测算其上网电价（图7-5）。

从经济性看，输电比输煤经济。输煤依靠大规模的物理搬运，是一种“运动”式的能源输送方式，后期运行维护费用高、投入大（搬运、装卸等），占输煤总成本约60％；输电是一种“静止”的能源输送方式，投产后运行维护费用低，仅占输电总成本约20％。输送相同能量时，输电的年费用是输煤的90％。无论是基于落地电价还是基于输送环节价格进行比较，大型煤电基地的电力通过特高压输送到东中部负荷中心地区，到网电价比当地煤电标杆上网电价低0．06～0．13元／千瓦·时。输电方式是“一站直达”的能源输送方式，中间环节少，更加有利于抑制能源运输价格波动。

从全过程比较，特高压输电的能源输送效率高于输煤。铁海联运是我国最主要的煤炭运输方式，包括送端集运、铁路运输、中转港口装卸、海运、受端港口卸煤等多个环节。铁路运输只是其中的一环，其运输损耗只占全过程运输损耗的1／3，仅用铁路环节的运输损耗和输电损耗进行对比是不科学的。

从输煤输电的合理分工看，发热量较高的洗精煤适合铁路运输，原煤、褐煤、煤矸石等低热值煤炭应就地发电，通过“北电南供”“西电东送”输电方式外送。目前我国山西、陕西、蒙西地区外送电煤的平均发热量约4700大卡／千克，与输送洗精煤相比，每年浪费铁路运力约2亿吨，相当于外送的煤炭中有1／4是毫无利用价值的“石头”。通过输煤输电合理分工， 2020年可节约电动机车耗电55亿千瓦·时、节约海运消耗燃油180万吨。

图7-5 输煤输电过程示意图

从土地资源占用来看，输煤通道占地具有完全排他的特点；输电是能源输送的“空中高速公路”，线路走廊及塔基下土地还能加以利用。输送相同能量时，输煤通道占地是特高压输电的2～4倍，发展特高压输电可以大量节约能源输送环节占地，此外还可显著减少我国东中部地区高价值土地的占用。

目前，越来越多的业内人士也逐步认识到，输电作为能源综合运输体系的重要组成部分，应该更多地承担优化能源资源配置以及缓解其他运输手段压力的作用。以哈密南—郑州±800千伏特高压工程为例，2014年工程建成当年外送电量133．176亿千瓦·时，相当于就地转化原煤近500万吨。据有关机构估算，2020年前后国家电网公司特高压网架建成后，获得的联网效益在全国可以减少发电装机2000万千瓦，折合投资约500亿元。

C．煤电运矛盾的解决方案。随着我国经济社会发展和能源运输需求的不断增加，铁路运输长期面临巨大压力，全国性煤电运力紧张状况反复出现。每遇到恶劣天气、节假日客运高峰情况，就会造成东中部地区煤炭及电力供应紧张。“就地平衡”的电力发展方式，是导致全国性煤电运力紧张状况反复出现的主要原因。我国煤炭运输量长期占据铁路货运量的一半以上，运煤几乎是煤炭基地能源外送的唯一方式。目前，山西、陕西、蒙西地区能源外运总量中，输电比重只占5％，输煤输电比例严重不协调。

解决我国能源资源与能源需求逆向分布的问题，必须下定决心转变能源配置方式，充分发挥各类运输方式的比较优势，构建分工协作、优势互补、连续贯通的一体化现代能源综合运输体系。要通过输煤输电并举、加快发展输电，优化煤炭运输方式，改变过度依赖铁路输煤的局面；大力推进以特高压为骨干网架的坚强智能电网建设，建设网架结构合理、资源配置能力强大的能源资源配置平台；加强油气管网建设，优化布局和结构，实现输配网络化和上下游协调发展。

从我国能源分布及能源消费市场的情况来看，新疆是最适合发展特高压电网的省区之一。用远距离输电取代巨量的远距离输煤，不仅能够将新疆丰富的煤炭、水力、风能和太阳能等资源就地转化输送出去，拓展电力市场消纳空间。与此同时，中央提出“一带一路”战略，加快推进与周边国家基础设施互联互通。依托远距离、大容量、低损耗的特高压输电技术，打造“一带一路”经济带输电走廊，通过“疆电外送”将境内富余电力输送至巴基斯坦等电力相对匮乏的国家和地区，实现新疆能源资源优势、区位优势向经济优势转化。而且在未来的能源贸易上，还可以与周边煤炭储量大的俄罗斯、哈萨克斯坦等国进行电力能源交易。

2010年11月，新疆与西北电网联网工程的投运开启了“疆电外送”大门，新疆丰富的电力资源首次实现外送。2013年6月，新疆与西北主网联网第二通道建成投运，“疆电外送”能力提升至200万千瓦。2014年1月，哈密南—郑州±800千伏特高压直流输电工程投运，在额定功率运行下，该线路每年可向华中地区输送电量500亿千瓦·时。至此，新疆外送能力提升了400％。目前在建的昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程是新疆第四条“疆电外送”通道，输电容量将达到1200万千瓦，输送距离提升至3324千米，能够更加充分地发挥特高压直流大容量、远距离输电的技术经济优势，极大地提升了电网大范围资源优势配置的能力。

2015年6月29日，山西晋北—江苏南京±800千伏特高压直流输电工程（以下简称“晋北—江苏工程”）如期开工。作为“西电东送、北电南供”的重要工程，晋北—江苏工程是山西首条特高压直流工程，也是落地江苏的第二条特高压直流工程。通过特高压跨区送电，把西部煤电基地大规模建设的高效、低排放的煤电输送到东中部地区，实现终端用能的“以电代煤”，实现资源的优化配置。该工程对于落实国家大气污染防治行动计划，改善大气环境质量，促进山西能源基地开发与外送，扩大新能源消纳范围，加快资源优势向经济优势转化，拉动内需和经济增长，带动装备制造业转型升级，满足华东地区用电需求具有十分重要的意义。

特高压电网将成为西部煤炭资源转化为经济资源最为畅通的路径，不仅可以缓解日益紧张的交通运输压力，有效降低煤炭的运输成本和远途损耗，还可以通过为中东部地区提供清洁安全的电能，减轻中东部地区发展过程中产生的环境压力，达到东西部协调发展、共同富裕的区域发展战略目标。

未来我国能源运输需求仍将保持较快增长，单一依靠铁路无法满足煤炭大规模运输的需要。建设“三华”同步电网，即将我国华北、华东和华中区域电网联结起来形成的特高压同步电网，构建科学合理的能源运输体系，可以彻底解决我国长期存在的煤电运力紧张问题。通过加快发展特高压输电，输煤与输电并举，可实现能源、环境和经济等综合效益。

③“西电东送”。“西电东送”是中国西部大开发的标志性工程之一，是指开发贵州、云南、广西、四川、内蒙古、山西、陕西等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的广东、上海、江苏、浙江和京津塘地区。对于西部地区而言，将西部的资源优势转化为经济优势，拉动相关产业发展，增加就业机会，促进西部经济发展，水利工程的建设还具有防洪、灌溉、航运、养殖、旅游等综合效益；对于东部地区而言，增加东部经济发达地区的能源供应，缓解能源紧张局面，改善能源结构，减少环境污染，减轻能源运输对铁路的压力，实现资源优化配置，推动区域协调发展。

“西电东送”三大通道如图7-6所示。

图7-6 中国西电东送三大通道示意图

北部通道：主要集中在华北和西北两大地区。主要任务是将“三西”的坑口火电和黄河上游的水电送往京津唐地区。

中部通道：将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区，形成中部“西电东送”通道。主要水电站有二滩、三峡、葛洲坝等。

南部通道：将贵州乌江、云南澜沧江，桂、滇、黔三省区交界处的南盘江、北盘江、红河水的水电资源以及黔、滇两省坑口火电厂的电能开发出来送往广东。主要水电站有天生桥、溪洛渡、漫湾、岩滩、龙滩等。

A．工程动态及初显成效。从第一条特高压交流试验示范工程——1000千伏晋东南—南阳—荆门工程投运，实现了“北电南供”；从第一条特高压直流输电示范工程——±800千伏复奉线，迄今为止输电距离最远的±800千伏锦苏线，再到目前输电功率最大的±800千伏宾金线，迈出了“西电东送”的重要一步。

a．向家坝—上海±800千伏特高压直流输电示范工程。2010年7月8日，向家坝—上海±800千伏特高压直流输电示范工程（简称向上直流，下同）正式投运（图7-7），标志着国家电网全面进入特高压交直流混合电网时代。该工程起于四川宜宾复龙换流站，止于上海奉贤换流站，途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏、上海8省市，4次跨越长江。该工程是在±500千伏超高压直流输电工程的基础上，在世界范围内率先实现了直流输电电压和电流的双提升，输电容量和送电距离的双突破。它的成功建设和投入运行，标志着国家电网全面进入特高压交直流混合电网时代。

向上直流输电示范工程正式投运后，将承担着金沙江下游大型水电基地的“西电东送”任务，该工程每年可向上海输送320亿千瓦·时的清洁电能。最大输送功率约占上海高峰负荷的1／3，可节省原煤1500万吨，减排二氧化碳超过3000万吨。

b．锦屏—苏南±800千伏特高压直流输电工程。2012年12月12日，锦屏—苏南（简称锦苏，下同）±800千伏特高压直流输电工程正式投入商业运行（图7-8），并首次实现了由国内负责特高压直流工程的成套设计。该工程起于四川西昌市裕隆换流站，落点江苏省苏州市同里换流站。工程承担着雅砻江下游锦屏一、二级和官地水电站的西电东送任务，建成后可以实现电力资源在全国范围内的优化配置。每年可向华东地区输送电量约360亿千瓦·时，可解决四川电力“丰余枯缺”的结构性矛盾，满足东部地区经济社会持续发展用电需求，缓解日益严峻的生态环境问题，具有重大的经济效益和环保效益。

图7-7 向上±800千伏特高压直流输电示范工程夏龙换流站鸟瞰图

图7-8 锦苏±800千伏特高压直流输电工程

c．云南糯扎渡至广东江门±800千伏特高压直流工程。2013年9月3日，云南糯扎渡至广东江门±800千伏特高压直流工程正式投运（图7-9）。该工程是国家西电东送重点项目，起于云南糯扎渡换流站，止于广东江门换流站，线路全长1413千米，额定输送容量500万千瓦。工程全面投运后，糯扎渡水电站九成水电将被送往广东，每年送出200多亿度电，相当于广州市1／3的用电量，节约标煤700万吨，减排二氧化硫15万吨、烟尘400万吨。

d．溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程。2014年7月3日，溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程（简称溪浙工程）正式投运（图7-10）。该工程是金沙江下游水电开发的配套外送工程，起于四川宜宾双龙换流站，止于浙江金华换流站，途经四川、贵州、江西、湖南、浙江5省，线路全长约1680千米，额定输送功率800万千瓦。

溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程是又一条连接我国西南水电基地和东部负荷中心的能源大通道，是实施“川电外送”、服务西部大开发的民生工程，是实施国家能源战略、服务经济社会发展的关键工程。工程的建设有利于推动西部清洁能源的加快开发和在更大范围优化配置，促进西部地区将资源优势转化成经济优势，对于实现区域经济均衡发展，缓解经济发达地区土地和环保压力，推动我国能源生产和利用方式变革具有十分重要的意义。工程投运后，每年可向浙江地区输送清洁水电约400亿千瓦·时，相当于节省标煤1228万吨，减排二氧化碳超过3400万吨。

图7-9 云南糯扎渡—广东江门±800千伏特高压直流输电工程

图7-10 溪浙±800千伏特高压直流输电工程金华换流站鸟瞰图

e．酒泉—湖南800千伏特高压直流输电工程。2015年6月，酒泉—湖南800千伏特高压直流输电工程开工建设。该工程是目前世界上在建的电压等级最高、输电距离最长、输送新能源为主的特高压直流输电工程。其输电规模将达到800万千瓦，输电能力相当于8个百万千瓦发电机组，年输电400亿千瓦·时以上。

酒泉—湖南工程是甘肃省和湖南省首个特高压电网工程，工程建成后，将构建“西电东送”大动脉，实现甘肃风电、煤电的大规模开发、打捆外送和大范围优化配置，可极大地缓解河西风光电新能源基地“消化不良”的问题，构建起陇电入湘“直通车”。

f．国家《大气污染防治行动计划》重要输电通道。为落实《大气污染防治行动计划》，加快京津翼等地区大气污染综合治理，2014年国家能源局发布了12条重点跨区输电通道方案。其中，滇西北—广东特高压直流工程由中国南方电网公司建设，其余11条输电通道均由国家电网公司建设，包括4条特高压直流线路、4条特高压交流线路和3条500千伏高压线路。2015年12月，国家发展和改革委员会正式核准建设上海庙—山东、滇西北—广东特高压直流输电工程，标志着国家大气污染防治行动计划“四交五直”9项特高压工程全部获得核准开工（表7-2）。

表7-2 列入国家大气污染防治行动计划“四交五直”特高压工程

国家大气污染防治行动计划9条特高压重点跨区输电通道，其中国家电网“四交四直”特高压工程将增加东中部地区受电能力超过7000万千瓦，每年可减少燃煤运输1．8亿吨，减排烟尘14．0万吨、二氧化硫86．8万吨、氮氧化物91．7万吨、二氧化碳3．5亿吨，这8个工程将有力促进我国大气污染防治目标的实现；中国南方电网滇西北特高压直流工程的建设可进一步提高西部澜沧江上游梯级水电站电力外送能力，同时也将缓解珠三角地区日益严重的大气环境污染压力，有力地促进经济发展方式转变，推动低碳经济发展。该工程投产后，按照每年向广东输送清洁电量200亿千瓦·时计算，珠三角地区每年可减少煤炭消耗640万吨、二氧化碳减排1600万吨、二氧化硫减排12．3万吨。

国家电网公司充分发挥特高压大电网作用，保障能源基地电力外送和清洁能源大规模消纳，2015年特高压电网跨区跨省输送消纳西南水电1236亿千瓦·时。向家坝—上海、四川锦屏—江苏苏南、溪洛渡—浙西（又称“宾金”）三大特高压直流向华东地区上海、江苏、浙江等省市输送四川清洁水电999亿千瓦·时。天中特高压直流以“风火打捆外送形式”向华中地区输送新疆风电和光电19．7亿千瓦·时，促进了西部地区清洁能源资源大规模集约开发和高效外送。2015年，国家电网风电、太阳能、水电等清洁能源跨区跨省外送电量达到3304亿千瓦·时，同比增长6．8％。

“十二五”期间，特高压资源综合优化配置平台作用充分显现。国家电网5年消纳可再生能源37568亿千瓦·时，减少煤炭消耗11．9亿吨，减排二氧化碳29．7亿吨、二氧化硫8925万吨、氮氧化物4462万吨。国家电网特高压跨区跨省输送电量1534亿千瓦·时，同比增长12．2％；消纳西南水电1236亿千瓦·时，同比增长10．1％。到2020年，非化石能源占一次能源消费比重提高到15．5％；东中部受入电力3．1亿千瓦，其中清洁能源占比50％；每年消纳清洁电量2．2万亿千瓦·时，减排二氧化碳17．8亿吨、二氧化硫88万吨。

“十二五”期间，中国南方电网西电东送电量屡创新高。售电量由2011年的969亿千瓦·时增长到2015年的1890亿千瓦·时，翻了一番，年均增长18％。“十二五”累计完成售电量7139亿千瓦·时，较“十一五”期间增加47％，输送的电量约70％为清洁水电，促进了南方区域的协调发展和节能减排。“十三五”期间，南方电网公司将新建两条西电东送直流工程，西电东送能力新增1100万千瓦。预计到2020年，南方电网将建成“8回交流、11回直流”19条西电东送输电通道，送电规模将达到4600万千瓦，较“十二五”末增长26％。

④“西气东输”。“西气东输”是将塔里木等西部的天然气输往上海等东部地区，是拉开中国西部大开发序幕的标志性建设工程（图7-11）。2002年国务院第一次会议批准启动“西气东输”工程，它是仅次于长江三峡工程的又一项重大投资项目。

图7-11 中国西气东输工程

“西气东输”工程的建设有利于西部地区的资源优势转化为经济优势，促进西部地区经济增长；改善西部沿线大气环境，提供居民生活质量，缓解我国森林砍伐、植被破坏而带来的环境压力；加快西部基础设施建设，增加就业机会，拉动内需，刺激相关产业增长；缓解东部地区资源紧张状况，优化能源结构，改善大气环境，对推动中国经济绿色转型升级意义重大。

西气东输工程主要包括一线、二线和三线共3条输气长龙（图7-12）。3条输气长龙，由西向东、蜿蜒向南，形成连通国内新疆、青海、陕甘宁、川渝四大气区，连接中亚和中缅进口天然气管线以及进口液化天然气气源，资源多元、调度灵活的全国性天然气供应保障体系，构成了中国天然气输送的核心大格局，成为中国清洁能源输送的主动脉。目前，已覆盖全国29个省（市、自治区）以及香港特别行政区。

图7-12 中国西气东输路线图

在2002年启动的“西气东输一线”可谓是我国距离最长、口径最大的输气管道，年输气能力为170亿立方米，开创中国管道建设长距离、大口径、高压力的新篇章。它西起塔里木盆地的轮南，东至上海。全线采用自动化控制，供气范围覆盖中原、华东、长江三角洲地区。

2012年12月30日，来自中亚的天然气经由“西气东输二线”最后一条投产的支干线广州—南宁段到达南宁，标志着“西气东输二线”工程1干8支全部建成投产。其主干线全线采用X80级管线钢，年输气量300亿立方米，将中国管道建设带入世界领跑者的行列。

西气东输一线和二线，让老百姓省去了烧煤、烧柴和换液化气罐的麻烦，同时更对改善环境质量具有重大意义。这是一项伟大的能源工程，并且“二线”引进了中亚天然气，它的建成投产，又为我国的能源版图增添一条重要动脉，缓解了天然气供应紧张局面。

“西气东输三线”工程包括1干8支，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、江西、福建和广东10个省区，管道总长7378千米，计划于2016年全线投产的西气东输三线，年设计输气量300亿立方米，上游与中国—中亚天然气管道C线连接。

2014年8月25日，“西气东输三线”西段（霍尔果斯—中卫）全线贯通，来自中亚的天然气和新疆煤制天然气将通过宁夏中卫站向西气东输一线和二线、陕京系统和中贵线输送，长三角、珠三角、京津环渤海和川渝地区数以亿计民众将受益。

“西气东输三线”是继“西气东输二线”之后，我国安排部署的又一国家重点工程，对保障国家能源安全、提高民生质量、优化能源消费结构、促进新疆跨越式发展具有重大意义。同时，还可以深化我国与中亚国家的合作，实现互利共赢、共同发展。

目前，“西气东输四线”已获得国家发改委的“路条”，设计年输气能力为300亿立方米，全长2454千米，投资约为360亿元。

据有关数据显示，2004—2013年，中国天然气年消费量由415亿立方米增长至1676亿立方米，占一次能源消费的比重由2．6％提高到5．9％。其中，2003年，西气东输管道输气量仅8836万立方米，2012年已跃升至342亿立方米，是10年前的380倍。

2015年我国天然气需求增速明显放缓，估计全年表现消费量为1910亿立方米，同比增长3．7％，创近10年新低。去年以来，国际油价和煤炭价格均出现了断崖式下跌，天然气也紧随其后进入了熊市。然而在我国，由于实现市场化的天然气仅占总量的40％左右，大部分天然气价格不能及时体现市场变化，和市场化程度较高的煤炭和石油相比，天然气的竞争力大幅下降。2016年，天然气价格下调和环保趋严两个因素将拉动天然气需求增速回升，预计天然气需求量将突破2000亿立方米。

（二）能源的清洁高效利用

能源技术进步，从需求侧提高能源利用效率，可以实现能源供应的减量化；从供给侧提高能源供应能力，同时降低能源供应成本，可以大幅减少能源开发利用造成的环境影响，缓解能源环境约束。大力推广应用能源清洁利用技术、高效发电技术以及高效脱硫脱氮等环境治理技术，实现能源需求减量化。能源开发、转换和利用效率的提高，使得满足同样需求所消耗的一次能源量减少，也为调整能源结构、减少能源环境问题提供了条件。

国家发改委、能源局、工信部联合发布《关于推进“互联网＋”智慧能源发展的指导意见》，在推动建设智能化能源生产消费基础设施这一重点任务中，不仅提出要推动可再生能源生产智能化，还提出要推进化石能源这些一次能源生产清洁高效智能化。具体而言，鼓励煤、油、气开采、加工及利用全链条智能化改造，实现化石能源绿色、清洁和高效生产。鼓励建设与化石能源配套的电采暖、储热等调节设施，鼓励发展天然气分布式能源，增强供能灵活性、柔性化，实现化石能源高效梯级利用与深度调峰。

1．煤炭的清洁高效利用

洁净煤（Clean Coal）一词，是20世纪80年代初期美国和加拿大关于解决两国边境酸雨问题谈判的特使德鲁·刘易斯和威廉姆·戴维斯提出的。洁净煤技术（Clean Coal Technolo-gy，简称CCT）：旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等新技术的总称。当前已成为世界各国解决环境问题主导技术之一，也是高技术国际竞争的一个重要领域。

化石能源洁净化开发利用的重点是煤炭的洁净化开发利用。煤炭洁净化开发利用技术包括煤炭洗选加工技术、清洁高效燃烧技术、资源综合利用技术及污染控制技术等。由于煤炭在世界范围内分布广泛、储量丰富，因此美国、欧盟、日本等发达国家和地区均非常重视煤炭洁净化开发利用技术的开发和应用，并将之视为缓解能源供应压力、保护生态环境的重要措施。经过多年发展，超（超）临界发电、整体煤气化联合循环发电（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）、循环流化床等技术日趋成熟，碳捕捉与封存（Carbon Captureand Sequestration，CCS）技术也开展了工业示范应用。

受中国煤炭开采和利用的特点影响，决定了中国洁净煤技术领域与国外在燃烧发电技术上有所不同。洁净煤技术主要包含以下3方面内容：

一是煤炭燃烧技术。主要是洁净煤发电技术，目前主要包括低NOx燃烧、循环流化床燃烧、增压流化床燃烧、整体煤气化联合循环、超超临界机组技术。

二是在燃烧前的煤炭加工和转化技术。包括煤炭的洗选和加工转化技术，如煤的物理与化学净化、配煤、型煤和水煤浆技术、煤炭的转化包括煤炭液化和煤炭气化技术。

三是燃烧后的烟气净化技术。主要有包括烟气脱硫技术、烟气脱硝技术、颗粒物控制技术和以汞为主的痕量重金属控制技术等。同时，以二氧化碳的分离、回收和填埋为核心的污染物近零排放燃煤技术也已成为洁净煤技术的主要方向。

煤炭在中国能源结构中长期居于战略地位，是我国能源安全的重要保证；同时，传统的煤炭开采、加工及利用技术效率较低，带来了严重的环境污染。在环境保护日趋严峻的形势下，发展洁净煤技术是提高我国能源效率、减少环境污染的重要途径。

（1）洁净煤发电 在全球紧张的能源资源现状与地球气候环境日益恶化形势下，传统的燃煤发电方式由于其效率低、污染大等劣势将面临巨大的挑战与技术创新。因此，效率高、污染小的清洁煤发电技术将成为未来发展的趋势。尤其对于中国多煤、贫油、少气的能源禀赋，煤炭在我国一次能源生产和消费结构中一直占70％以上，而电煤占煤炭消费比重60％以上，并且这样的能源结构短时期内仍无法改变，传统化石能源的高效清洁利用将会是解决中国能源与环境问题的现实选择。

洁净煤发电技术可分为燃烧前洁净、燃烧中洁净和燃烧后洁净。燃烧前洁净主要是指对电煤进行燃烧前的洗选预处理；火电厂的烟气除尘和脱硫脱硝装置是燃烧后的烟气净化；而循环流化床燃烧技术是燃烧中的洁净技术。

循环流化床燃烧（CFBC）是一种新型煤燃烧技术。“循环”的概念缘于飞出炉膛的物料被气固分离器收集，返回炉膛，循环燃烧和利用。循环流化床锅炉是在沸腾炉基础上发展起来的。循环流化床锅炉在保留沸腾床锅炉的优点的基础上，克服了其不足的方面。通过调节燃料的循环流量可使锅炉负荷调节范围达到25％～100％，它适宜参与调峰运行。它对煤种适应性强，同时污染物排放低，在电力工业具有发展前景。

在推行洁净煤发电技术方面重点做好以下3方面工作。

①在确保电力行业大气污染物排放得到有效控制的前提下，优化煤炭消费结构，重视煤炭消费进一步向燃烧效率高、治污水平先进的电力行业集中，严格控制低矮面源和生活源煤炭消耗量，提高煤电行业煤炭消费量的比重。

②在优化煤炭消费结构，促进煤炭消费向电力行业集中的同时，应注重电力行业煤炭的高效清洁利用技术。我国洁净煤发电技术的应用还十分有限。2012年，我国火电机组装机容量为819GW（1GW＝1000MW，1MW＝1000k W），其中超超临界机组51GW，仅占6．2％。采用煤炭先进发电技术是清洁、高效利用丰富的煤炭资源，改善能源终端消费结构，有效减少煤炭消费引起大气污染的重要方面。因此，减少煤炭利用效率低的小火电机组，采用高效、洁净的先进煤电技术是火电行业煤炭消费结构调整的主要方向。

③制定不同行业的强制性用煤标准，并出台针对煤炭洗选业或清洁煤使用行业的经济鼓励政策，提高洗选煤的利用比例。

近期，国家能源局正在进一步研究提高煤炭清洁高效利用，制订出台《煤炭清洁高效利用行动计划》。以煤炭清洁高效利用为核心，综合减排及降低煤炭消费将成为下一阶段大气治理的主要逻辑。煤炭清洁利用全面覆盖火电深度减排、工业无组织排放综合治理以及替代能源等领域。发展清洁煤发电技术应是中国二三十年内节约能源、减少碳排放的重要举措。

2015年全面落实《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，安排节能改造容量1．8亿千瓦、超低排放改造容量7847万千瓦。2013—2015年，全国单位国民生产总值能耗分别比上年降低3．7％、4．8％和5．6％，降幅一年比一年扩大，累计降低13．5％，为顺利完成“十二五”节能减排的规划目标发挥了决定性作用。特别是2015年，除单位国民生产总值能耗以外，单位国民生产总值电耗比上年降低6．0％（火电供电标准煤耗由2010年的333克标煤／千瓦·时下降至2015年的315克标煤／千瓦·时），全国规模以上工业单位增加值能耗比上年降低8．4％，这三个指标均为2005年实行节能降耗约束性管理以来降幅最大的，能源利用效率不断提高，节能降耗成效显著。

随着空气质量污染日益严重，人们对环境保护意识也在逐渐提高，火电行业作为大气污染的主导因素，因此火电行业超低排放已变成了发展的新常态（图7-13）。

图7-13 火电行业进入超低排放新常态

（2）煤基多联产 以煤炭为主并且在相当长的时期内难以根本改变的能源结构，对中国实现可持续发展是一种严峻挑战。为此，必须高效洁净利用煤炭资源，优化终端能源结构。煤基多联产系统正是满足这一需求的高效、经济、灵活的煤炭综合利用技术。

①发展煤基多联产的意义。由于能源问题面临资源与环境的双重压力，全世界都在寻求解决问题的有效途径。但由于长期以来各工业部门条块分割，如发电、动力、石化和化工，甚至冶金，都在本行业内单独寻求最优解，实际上这些局部最优并不一定是整体最优。多联产系统正是从整体最优角度、跨越行业界限，所提出的一种高度灵活的资源／能源／环境一体化系统。

煤基多联产系统通过系统内物质和能量的交换，解决燃料和电独立生产时效率低、产品制造成本高的问题，在系统内部控制污染，大大降低各种污染物排放，具有高效、洁净、经济、灵活等特点。它集中体现能源的洁净利用与煤炭下游能源产品的多样化，在经济上达到充分的弹性结构，具有非常强劲的市场竞争力，是实现煤基洁净能源与化石优质能源竞争的重要途径，可以弥补正在开发的煤炭发电和利用单项新技术（超超临界燃煤发电、增压流化床燃烧、煤液化、整体煤气化联合循环、先进燃气轮机和燃料电池、天然气制液体燃料等）难以同时满足效率、成本和环境等多方面要求的不足。与常规燃煤发电和煤基化工相比，煤基多联产技术是一种跨越式发展，并且与氢能利用、削减二氧化碳排放的长远可持续发展目标相得益彰。

多联产的实质是实现煤炭资源价值梯级利用。煤炭作为大自然赋予人类的化石能源，不仅是非常重要的固体燃料，而且更是十分宝贵的化工原料。多联产的思路是通过以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术的优化集成，先从煤炭生产多种高附加值的化工产品和洁净的气体与液体燃料，然后再利用前面各生产环节产生的残渣、尾气以及余热等低品位的能源发电。因此，从资源合理与有效利用的角度来看，多联产的实质是实现煤炭资源价值从高到低的逐次梯级利用。随着国民经济的发展和对环境保护的加强，以煤为原料的电、燃料及其他化工品的多联产技术必将是21世纪洁净煤技术的最重要发展方向。

图7-14 煤基多联产系列产品汇总示意

②煤基多联产的系列产品。以煤气化为核心，可将电力、化工、能源、冶金、稀有气体和公共气体等产品的生产集合成多联产系统，其多联产系列产品总汇如图7-14所示。

煤经过洁净气化技术气化为粗合成气，粗合成气根据不同的要求进行精制，精制后的合成气送往各个装置。

精制后的合成气作为燃料送往燃气—蒸汽联合循环发电装置。产生的电力可供多联产其他装置用电，其余外输。此外，燃气—蒸汽联合循环发电装置还可以串联在化工装置（如甲醇）之后，用化工装置未反应的余气作为燃料进行发电。

精制后的合成气可送往各类化工装置生产各种化工产品，最终产品有甲醇、二甲醚、合成氨／尿素、低碳烯烃、乙二醇等。

精制后的合成气可送往气基法海绵铁装置，以合成气还原生产海绵铁。海绵铁是替代废钢冶炼高等级钢材的重要原料。

精制后的合成气可送往甲烷化装置，制取天然气。煤基天然气送入管道外输，可作为油基天然气的补充。

精制后的合成气可送往煤制油装置，经F-T合成制取合成汽、柴油。煤基合成油可作为油基石油产品的补充。

多联产诸装置的尾气作为补充燃料送往燃气—蒸汽联合循环发电装置发电。发电装置和其他装置产生的蒸汽，根据多联产的总体蒸汽平衡进行梯度利用。如果需要也可作为热量外输。

空分装置除为煤气化提供氧气外，还可以副产稀有气体氩气和氦气。如果需要，还可以作为一个工业园区的气岛，对工业园区的其他诸装置提供氧气、氮气等。

煤气化产生的粗合成气经精制及分离装置后，也可以起到一个工业园区的气岛作用，向工业园区的其他诸装置提供一氧化碳、氢气、二氧化碳等气体。

总之，采用煤基多联产装置的主要意义并不完全是以煤气化技术为中心，联合生产多种产品，而更主要的是以煤气化为中心，把煤基燃气—蒸汽联合循环发电装置（Integrated Gasifi-cation Combined Cycle，简称IGCC）及其他煤基各类生产装置在技术上进行耦合，对物流（如物料或燃料）进行合理利用，对能流（如蒸汽）进行统一平衡、梯级利用，从而提高整体热效率，减少煤炭的消耗，节约能源；减少污染物的排放，降低对大气的污染，达到节能减排的效果。同时，还可以用多联产其他产品的经济效益改善单一IGCC装置投资高、发电成本较高的问题。

③IGCC发电技术。IGCC发电是首先将煤气化，在汽化过程脱硫除氮，然后以煤气作燃料参与燃气蒸汽联合循环的发电技术，如图7-15所示。

图7-15 IGCC多联产系统示意图

煤气化是把经过适当处理的煤送入反应器，在一定的温度和压力下通过汽化剂（空气或氧和蒸汽），以一定的流动方式转化成燃料气体。煤气化主要产生一氧化碳和氢气，而灰可形成废渣排出。煤气可在燃烧前脱除气态硫和氮。粗煤气中的硫化氢，可在煤气冷却后通过化学吸收或物理吸附脱除。这些净化工艺可脱除90％的硫。还可在气化过程中加石灰石固硫，可脱硫90％。煤气中的氮容易除去，形成氨还可回收利用。

整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气—蒸汽联合循环发电部分。整体煤气化联合循环发电过程，与天然气或石油为燃料的燃气—蒸汽联合循环发电一样，不同之处就是以煤气代替天然气和石油，以煤气化生产的燃料气，先驱动燃气轮机组发电，余气再送往锅炉燃烧，产生蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。IGCC技术把洁净的煤气化技术与高效的燃气──蒸汽联合循环发电系统结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43％～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1／10，脱硫效率可达99％，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右，远低于排放标准1200mg／Nm3，氮氧化物排放只有常规电站的15％～20％，耗水只有常规电站的1／2～1／3，对于环境保护具有重大意义。

近日，国家发展改革委、国家能源局、财政部、住房城乡建设部、环保部联合下发了《关于印发〈热电联产管理办法〉的通知》（发改能源〔2016〕617号）（以下简称《办法》）。《办法》从规划建设、机组选型、网源协调、环境保护、政策措施、监督管理等方面对发展热电联产作出了若干规定，对推进大气污染防治、提高能源利用效率、促进热电产业健康发展具有重要的指导意义和作用。

《办法》指出，热电联产集中供热具有能源综合利用效率高、节能环保等优势，是解决城市和工业园区集中供热主要热源和供热方式之一，是解决我国城市和工业园区存在供热热源结构不合理、热电供需矛盾突出、供热热源能效低污染重等问题的主要途径之一。但是，当前我国热电联产发展也正面临严峻挑战：一是供暖平均能耗高、污染重，热电联产在各类热源中占比低，热电机组供热能力未充分发挥；二是用电增长乏力，用热需求持续增加，大型抽凝式热电联产发展方式受限；三是大型抽凝式热电比例过大，影响供电供热安全，不利于清洁能源消纳和城市环境进一步改善；四是背压式热电机组占比低（特别是我国“三北采暖地区”大型抽凝式热电机组或兼顾供热的纯凝发电机组占比过高），运行效益较差，企业投资积极性不高。

这里简述一下，为什么要鼓励发展背压式热电机组。众所周知，背压式热电机组严格遵循“以热定电”原则，具有4个突出特点和优势。一是可以大幅提高能源利用效率。与抽凝式热电机组（或常规燃煤发电机组）相比，其设计供电标准煤耗低约70（或110）克／千瓦·时甚至更多，其设计全厂热效率高约20％或35％。二是可以显著降低污染物排放。以1台5万千瓦的背压热电机组替代26台10蒸吨／小时燃煤锅炉估算，每年可减排烟尘60吨、二氧化硫352吨、氮氧化物334吨，污染物排放量可减少85％以上。与抽凝式热电机组相比，在相同供热量和环保排放标准条件下，背压热电联产机组污染物排放总量也远低于大型抽凝式机组，可减少30％以上。三是可以明显缓和区域电力供需矛盾。2台5万千瓦背压式机组的采暖供热能力可与1台35万千瓦抽凝式机组相当，而装机容量仅为抽凝式机组的28％左右，真正体现“以最小装机容量满足热力需求”，最大限度地减少电力冗余装机规模，可有效地缓解热力供需矛盾、电力系统调峰压力等。四是有利于引进社会资本采用多种投融资模式建设。2台5万千瓦背压式热电机组一般10亿元左右，其投资仅为1台35万千瓦抽凝式热电机组的65％左右，投资小更适合吸收社会资本进行建设。一直以来，国家相关产业政策始终鼓励地方和企业建设背压式热电联产项目，但因其年发电小时数受限、发电装机容量和发电量小、配套支持政策落地不到位等因素影响，致使背压式热电联产项目投资效益较差、企业投资建设积极性不高。

④热电联产示范项目。目前，我国城市和工业园区供热已基本形成“以燃煤热电联产和大型锅炉房集中供热为主、分散燃煤锅炉和其他清洁（或可再生）能源供热为辅”的供热格局。随着城市和工业园区经济发展，热力需求不断增加，热电联产集中供热稳步发展，总装机容量不断增长，截至2014年年底，热电联产机组容量在火电装机容量中的比例达30％左右，装机容量及增速均已处于世界领先水平。

陕西神华富平热电工程示范项目位于陕西省富平县城关镇东上官管区新兴产业示范园内（图7-16），拟建设2×350MW超临界燃煤间接空冷供热发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。本工程为富平县城提供热源，可满足规划供热区域热负荷的需求，替代高污染、低效率的分散供热小锅炉，提高集中供热普及率和供热可靠性，有利于优化资源配置、节能降耗和改善城市环境质量；同时，本工程的建设可满足关中地区电力负荷增长的需要，有利于促进地区经济社会的可持续发展。

图7-16 陕西神华富平热电联产示范项目

煤基多联产技术是我国煤炭利用技术的主要发展方向，它可以实现资源利用最大化和环境保护最优化，有效地解决我国资源利用效率、环境保护、能源安全3方面的问题，对我国实现可持续发展具有重大的意义。

（3）煤化工 尽管我们在努力调整能源结构，试图降低其在一次能源中的比重，但在可预见的长期能源结构中煤炭仍将占主导地位。基于我国富煤、贫油、少气的国情，如何高效清洁利用我国煤炭资源是我国能源工作面临的一项重大课题，对能源安全与雾霾治理等都具有重要意义。除了发电和热利用之外，煤化工也是一种重要的煤炭利用方式。充分利用相对丰富的本土资源来开发煤基替代燃料与化工产品，符合我国的战略利益。

以煤炭为原料的相关化工产业被统称为煤化工。煤化工是相对于石油化工、天然气化工而言的，从理论上来说，以原油和天然气为原料的通过石油化工工艺生产出来的产品也都可以以煤为原料通过煤化工工艺生产。从全球煤化工发展状况看，仅南非和中国有大规模发展煤化工产业。

煤化工按不同的工艺路线可以分为煤焦化（热解）、煤气化和煤液化。按不同的产品路线可以分为煤制油、煤制烯烃、煤制醇醚、煤经焦炭制电石、煤制合成氨等。目前在业内引起关注的煤化工，主要是指煤制油、煤制烯烃和煤制醇醚类的新型现代煤化工，像煤焦化、氯碱和合成氨制尿素等都属于传统煤化工。由此可以看出，煤化工产业主要包括焦炭、电石、煤制化肥等传统煤化工产品，以及煤制甲醇、二甲醚、烯烃、油品等现代煤化工产品，见表7-3。

表7-3 煤化工基本分类

我国现代煤化工产业经过30多年的科技攻关和技术积累，特别是通过“十一五”以来的工程示范和推广，无论在产业关键技术攻关、重大装备自主化研制，还是在产品品种开发和生产规模扩大等方面，都取得了突破性进展，成为“十二五”期间石油和化工行业发展最快的新兴产业之一。

以煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制气为主的现代煤化工项目均打通了工艺流程，产业规模快速增长。2015年，我国煤制油产能达到278万吨，产量132万吨；煤（甲醇）制烯烃产能达到792万吨，产量648万吨；煤制乙二醇产能达到212万吨，产量102万吨；煤制天然气产能达到31亿立方米，产量16亿立方米。

截至“十二五”末，我国已建成20套煤（甲醇）制烯烃、4套煤制油、3套煤制天然气和12套煤制乙二醇示范及产业化推广项目。目前在建的全球最大煤制天然气单体工程是中国伊犁新天煤化工20亿立方米煤制天然气国家示范项目（图7-17）。

图7-17 伊犁新天煤化工20亿立方米煤制天然气国家示范项目

中国产业信息网发布的《2015—2020年中国煤化工行业市场全景分析与投资战略研究报告》中指出：我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，合成氨、甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的32％、28％、93％和58％。传统煤化工产品处于阶段性供大于求状态，产能均有一定的过剩，主要是结构性过剩。

中国石油和化学工业联合会组织制定的《现代煤化工“十三五”发展指南》提出，到“十三五”末，我国煤制油产能将达到1200万吨／年、煤制天然气产能200亿立方米／年、煤制烯烃产能1600万吨／年、煤制芳烃产能100万吨／年、煤制乙二醇产600万～800万吨／年，与2015年相比，实现单位工业增加值水耗降低10％，能效水平提高5％，二氧化碳排放降低5％。

受国际原油价格大幅下跌、美国页岩气规模化开发和全球经济增长放缓等因素影响，世界能源供需格局正悄然变化，油气供应的日趋宽松，削弱了现代煤化工的成本优势；再加之资源环境约束的日趋增强等，在生产过程中，二氧化硫等温室气体、废渣和废水的排放问题尚未得到有效解决。面对新的发展环境，我国现代煤化工产业正面临新的考验。

（4）强化燃煤领域监管 煤炭一度是中国能源的立命之本，现在已经成为环境污染的首要根源。能源消费总量控制要重点考虑煤炭消费总量控制和减排。煤炭不可能彻底清洁燃烧，但可以大幅度降低污染物的排放。

煤炭行业本身的开采、洗选、运输、销售过程排放较少，排放主要来自4个下游行业（钢铁、发电、建材和化工）的一般工业锅炉和民用。燃煤电厂的减排技术已经成熟，关键是监管落实。火电行业的脱硫、脱硝和脱汞投资巨大，应有合适的电价给予补偿；而其他近50％的非发电用煤则是治理重点，也是监管难点。集中式发电易监管，而其他行业分散污染源监管难度较大。对这些污染源，环保部门应加强全过程监管，加强煤炭的清洁化利用。对于城市郊区居民和广大农村地区供热可由统一配送提供符合相关限值规定的固硫洁净型煤（图7-18），禁止原煤直接燃烧。同时，要加强进口煤含硫量监管，制定准入标准；研究制定治霾良策，改革环境监管体制，堵塞环境监管漏洞，遏制企业直排偷排。

图7-18 原煤和洁净型煤示意图

由于煤炭仍然担当着基础能源的角色，且具有明显的“高碳”特征，约1／3煤炭利用（散烧）具有“污染”特征以及煤炭具有的“低价”特征，故煤炭清洁利用、电能替代及与化石能源发展的协调性，是解决能源问题的关键，也是能源系统优化的主要内容。加快化石能源生产监测、管理和调度体系的网络化改造，建设市场化的生产计划决策平台与智能化信息管理系统，完善化石能源的污染物排放监测体系，以互联网手段促进化石能源供需高效匹配、运营集约高效。

2．天然气的清洁高效利用

（1）天然气分布式能源 天然气分布式能源是指分布在用户端，以天然气为主要燃料，冷热电多联产，实现能源梯级利用，是清洁、高效、灵活的能源供应系统。

分布式天然气发电可以提高用户能源使用的安全及可靠性，冷、热、电输出均有多套系统作为冗余进行保障，市政电网作为备用，在电网失电的情况下，仍然能够保持不间断供电。同时，分布式天然气发电，能源利用效率高，可将能源利用效率从40％提高到70％～90％。

①冷热电三联供。冷热电三联供（Combined Cooling Heating and Power，以下简称CCHP），主要是利用燃气轮机或燃气内燃机燃烧洁净的天然气发电，对做功后的余热进一步回收，用来制冷、供暖和生活热水。使用能源主要为天然气，也有少量使用石油气、沼气和煤层气等。

CCHP是天然气分布式能源的典型形式。分布式能源是相对于传统的集中式供电方式而言的，即以小规模、小容量、模块化、分散式的方式布置在用户侧，可独立地输出冷、热、电能的系统。三联供系统主要由动力系统、余热利用系统、供配电系统、燃气供应系统、监控系统、给排水系统、通风系统、消防系统等共同组成。动力系统和余热利用系统是三联供系统的核心部分。

目前国内较常用的三联供系统形式有两类，一种是以燃气内燃机为发电机组的三联供系统；另一种是以燃气轮机为发电机组的三联供系统。

图7-19为由内燃机构成动力系统的三联供系统工作原理示意图。

天然气进入燃气内燃机，在高压燃烧室内燃烧爆发产生动力，带动发电机转子产生感应电流，向用户输出电负荷，内燃机的单机发电效率可达46％。

内燃机发电后的可利用余热由两部分组成：做功后的高温烟气和缸套水。高温烟气通常温度可达300℃以上，是一种品位较高的能；缸套水的温度通常也可达80℃以上，也具有一定的利用价值，常规发电厂将发电后的高温烟气不加以利用直接排放，造成能源的大量浪费。三联供系统的另一个重要组成系统余热利用系统便是回收利用此部分余热，通过一台吸收式制冷机组实现向用户供冷、热的功能，大大提高了一次能源的利用率。余热系统主要设备为吸收式制冷机，可选择烟气热水型吸收式制冷机与内燃机对接，从而实现烟气、热水的回收利用。在夏季制冷、冬季供热，有需要时可同时输出热水负荷。

图7-19 内燃机构成动力系统的三联供系统工作原理示意图

图7-20为由燃气轮机构成动力系统的三联供系统工作原理示意图。

图7-20 燃气轮机构成动力系统的三联供系统工作原理示意图

天然气在燃气轮机燃烧室中燃烧，在涡轮中做功输出电负荷，其可利用的余热只有一种形式，即高温烟气，通常可达400℃以上。燃气轮机后可接余热锅炉也可直接对接吸收式制冷机组。当用户对电量需求较大，而冷热需求相对较小时，可考虑在余热锅炉后设蒸汽轮机，利用余热进一步发电。

简单循环的燃气轮机三联供系统单机发电量小于内燃机系统，但因余热只有高温烟气一种形式。因此，余热利用系统更加简单，并且其烟气温度一般高于内燃机系统余热，因此适合于热需求相对较大的用户。

燃气冷热电三联供，以天然气为主要燃料带动燃气轮机或内燃机等燃气发电设备运行，产生的电力满足用户的电力需求，系统排出的废热通过余热锅炉或者余热直燃机等余热回收利用设备向用户供热、供冷（图7-21）。通过能源的梯级利用使能源利用效率从常规发电系统的40％左右提高到80％左右，大量节省了一次能源，实现了一次能源减量化目标。

图7-21 能源的梯级利用及典型的燃气冷热电联供循环图

从能源利用角度讲，天然气单纯用于供热或发电均未发挥出一次能源的最大效益。从供热角度讲，直接燃烧天然气加热水后供热或制冷，能量的火力损失太大。因为天然气是具有较高品位的一次能源，其燃烧的最高温度可达2000℃以上，而通常供热所需的热能均在200～300℃以下，甚至为70～50℃。悬殊的温差带来极大的火用损失。从纯发电角度讲，目前国际上效率最高的发电装置是燃气轮机发电机组，但其排烟温度通常在500℃以上，将这么高温的烟气排入大气是一项不小的热损失。若采用燃气蒸汽联合循环可有效地提高发电效率，但就目前水平，联合循环系统的最高发电效率近58％，通常在50％左右，其余热锅炉排烟和蒸汽轮机排汽冷凝亦造成50％左右的热损失。若热电联产，便可有效地避免天然气单纯供热或发电造成的火力损失和热损失，大大提高能源的利用效益。

②主要优势。天然气分布式能源系统利用发电以后产生的烟气余热实现夏季供冷、冬季供热，且一年四季供应生活热水。所发电力除满足自身需求外，就近上网，替代部分煤电。具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。

传统电厂将燃料转换为电能后，往往抛弃了大量多余的热能。分布式发电具有与负荷相适应的规模与位置，能够合理经济地回收这些热能，用户利用自身设备内或附近的组合式热电联产系统就能同时获得热能和电能。冷热电多联供既能满足能量供应，还具有低成本、高效率等优点。其常见的形式是燃气—蒸汽系统，能源综合利用效率达80％以上。

图7-22为传统的冷热电供能方式与分布式冷热电供能方式对比。传统集中式冷热电供能方式为燃煤发电、燃气供热、电制冷，而分布式冷热电三联产供能方式为天然气发电、余热供热、余热制冷。分布式冷热电联供系统和传统的集中式供能方式相比，具有很高的综合能源利用率，优异的节能特性。它能为用户提供独立的供电电源，避免因公用电网停电对用户造成的影响，解决用户安全可靠供电问题；采用清洁的天然气发电，可减少污染排放，环保效益显著。

一般火力发电机组所产生的电能只占其消耗燃料总能量的1／3左右，其余约2／3的能量被转化为热能，而且往往是在没有被利用的情况下排放掉。热电联产则使火力发电机组同时生产电和热两种产品，这样将大大提升能源的利用率。一般的火力发电效率只有30％左右，热电联产可达65％～70％，而冷热电多联产可达80％以上（图7-23）。

图7-22 传统供能与分布式供能方式对比示意图

图7-23 火力发电机组能量转换效率示意图

注：发电效率是指原动机输出能源与输入能源的比值，用百分数表示。

天然气分布式能源的节能不是单纯的设备或工艺的节能，而是整个供能系统的节能。由于系统建在用户现场或邻近，减少了能源运输过程的损失。以供电为例，大型电厂远离用户，通过高压输变电网的逐级降压后进入配电网，再分配给低压用户，远距离输电损失一般占到总发电量的5％～10％，配电网中的电能损耗更大。分布式能源不仅避免了输配电损失，还应用了能量梯级利用原理，先发电，再利用余热，体现了由能量的高品位到低品位的科学用能，且使一次能源综合利用效率和效益大幅度提高。

冷热电多联供系统是目前发达国家广泛应用以及我国政府积极倡导的一种先进能源系统技术。冷热电多联供系统常用天然气清洁能源，按照能源梯级利用的原则，采用高品位能源发电、低品位能源供热或制冷的方式，在满足用户多种形式用能的同时，达到了很高的能源利用率，排放污染也得到了很好的控制。据测算，在满足同样电热负荷条件下，天然气分布式供能方式与传统燃煤发电分供方式比较，二氧化碳排放可降低约50％。

为实现天然气的高效梯级利用，应发展热电联产。联合循环热电联产项目具有循环效率高、环境污染少、调峰能力好、投资成本低、建设周期短等优点。热电联产不仅提高了天然气的能源利用效率与效益，而且也是提高天然气经济性利用的一条途径。

③发展现状。由于热电冷三联产系统（分布式能源站）利用天然气可以达到很高的能量利用效率，在国外得到了非常快的发展。分布式能源站技术从20世纪70年代末期以后开始发展起来，目前美国已经有6000多座分布式能源站，仅大学校园就有200多个采用了分布式能源站。英国只有5000多万人口，但是分布式能源站有1000多座。“9·11”事件以后，他们加速了分布式能源站建设的步伐，以保证供电安全。例如，英国女王的白金汉宫、首相的唐宁街10号官邸，都采用了燃气轮机分布式能源站。

我国天然气分布式能源发展从2002年起步，从发展之初就得到了政策的有力支持。2010年国家四部委联合印发《关于发展天然气分布式能源的指导意见》（以下称《指导意见》）后，受政策支持行业进入快速发展期，大批项目开展研究论证。为了落实《指导意见》， 2012年能源局批准了4个示范项目，2014年国家发改委、住建部、能源局出台了《天然气分布式能源示范项目实施细则》。国务院《大气污染防治行动计划》也提出鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目。

据分布式能源专委会不完全统计，截至2014年年底，我国已建和在建天然气分布式能源项目（项目单机规模小于100兆瓦，且能源利用效率高于70％）装机容量380万千瓦，占发电总装机0．28％。年用气量46亿立方米左右，2014年中国天然气消费总量1885亿立方米（数据来源于《世界能源统计年鉴》），占比2．4％。

中国电力企业联合会有数据显示，2015年天然气分布式发电装机1000万千瓦，但距离《指导意见》中，到2020年装机规模达到5000万千瓦的目标差距很大。其中，北京市已建成和在建天然气分布式能源项目17个，项目类型涉及医院、宾馆、会议中心、火车站、数据中心等，总装机容量约40万千瓦。上海市已建和在建项目35个，总装机容量19．5万千瓦。广东省已建和在建项目9个，总装机容量为259．5万千瓦。长沙市天然气分布式能源项目建设刚刚起步，目前已建成投运的项目仅有黄花国际机场三联供能源站，该项目装机规模2．32兆瓦，仅占全市水电、火电等总装机容量的0．09％。2014年年初，长沙市政府出台了《促进天然气分布式能源发展暂行办法》，对天然气分布式能源项目给予设备投资补贴。到2015年年末，长沙计划建设20个天然气热电冷多联供项目，总装机规模达到800兆瓦，年天然气消耗量10亿立方米，年发电量40亿度。

热电冷联产是采用燃气产生一次蒸汽利用汽轮机发电，同时充分回收其排放的低品位废热，即中高温二次蒸汽及高温烟气来提供生活用热、冬季供暖，从而实现冷、热、电联产。发电机排烟管排出的废气温度高达560℃，通过热复用装置（废气锅炉）吸收废气的热能，同时把发电机排烟温度控制在100～130℃，在生产热能的同时，也使发动机更有效、更经济地运行。因此，使用热电冷联产系统的先决条件是要有较大的热负荷，同时要求冷热负荷基本稳定。虽然微型燃机发电效率从17％～20％上升到当前的26％～30％，但以微型燃气轮机作为动力的简单的分布式供电系统的热转换效率依然远小于大型集中电站。冷热电多联供系统如果仅作为发电使用不考虑利用余热的效益，则发电成本高于目前市电平均价，单独发电是不经济的。对热负荷变化较大的建筑物或者负荷率很低的场所，能源综合利用效率一般很难达到期望的效果，并且发电机的使用寿命也会受到影响。

CCHP成本中燃料占67％～78％，其经济效益受公共事业部门所制定的电价、气价和热价的影响较大。对CCHP系统运营有利的趋势是电价上涨、热价上涨、气价下跌。这些价格的制定与补贴受制于多方博弈，取决于政府行为，在中国气电比价高的特点下更是如此。从天然气公司得到的供气价格高于燃气电厂发电成本价，能否采取燃气季节性差价或补贴等优惠制度很重要。

④应用案例。目前，CCHP类型主要有区域型和楼宇型系统。区域型系统主要是针对各种工业、商业或科技园区等较大的区域所建设的冷热电能源系统供应中心。设备一般采用容量较大的机组，往往需要建设独立的能源供应中心，还要考虑冷热电供应的外网设备；楼宇型系统则是针对具有特定功能的建筑物，如写字楼、商厦、医院及某些综合性建筑所建设的冷热电多联供系统，一般仅需容量较小的机组，机房往往布置在建筑物内部，不需要考虑外网建设，也称为建筑冷热电多联产。以下案例为某医院采用楼宇型系统的典型方案设计。

某市三甲医院在用电负荷方面，照明占23％、电梯占6％、制冷设备占31．5％，后勤设备占10．5％、医疗设备占17％、开水炉和其他占12％。按春秋二季的低负荷计算，上午的用电负荷约为1200千瓦，下午约为800千瓦，晚上约为200千瓦。

进行热电联产工程设计的核心是确定合理的“热电比”，以热定电并顾及年开机率。系统的合理配置不仅决定了设备使用的可靠性，而且涉及投资回收期和长期运行费用等综合效益问题。

热电联产技术方案分析：春、秋两季是医院用热的低峰期，夏季是用电高峰期，冬季是用热高峰期，就每天情况来说，上午是医院就诊和治疗高峰期，也是用电高峰期，但不是用热高峰期；下午就诊和治疗率为上午的50％～60％，用电量下降，但生活用水量上升；晚上仅设急诊，但病房照明和生活用水使对电、热的需求都达到高峰。由于医院已设有2路10千伏市电进线及4吨、2吨锅炉等常规电、热设施，天然气发电机组热电联产设备应主要承担调峰功能。

方案选择：选择2×400千瓦天然气发电机组互为备用，在达到满载发电（即发电400千瓦）的条件下，单套机组每小时产生5吨、70℃热水及300千克蒸汽，可有效调节夏、冬季及晚间医院用电、热高峰期对设备的需求，而且取得较好的经济效果。按天然气热值8400卡／立方米计算，天然气发电机组在满载发电时，总耗气量为125．8立方米／小时，其中发电量（400千瓦）热效率达35％，生产生活用水5吨（从12℃加热到70℃）热效率为27％，蒸汽300千克（从12℃加热到100℃以上）热效率为16％，三项合计总热效率达到76％，大大节约了能源及相当可观的资金，更重要的是通过发电机组的热复用装置，将排放废气污染降至最低点。

（2）集中式天然气发电

①发电原理。天然气发电的流程和使用的设备与燃煤电厂有所不同，燃煤电厂生产流程如图7-24所示。

天然气发电生产流程如图7-25所示。

天然气发电原理和燃煤发电原理部分是相同的，区别在于燃煤电厂是通过锅炉燃烧煤，产生蒸汽来驱动汽轮机，汽轮机再拖动发电机发电；燃气轮机，比较类似于飞机的发动机，燃气直接在涡轮中燃烧做功，驱动燃气轮机转动，再拖动发电机发电。

图7-24 燃煤电厂生产流程示意图

图7-25 天然气发电生产流程示意图

燃机的辅机系统较少，一般燃气轮机和发电机都是集装式的，建设周期短。燃煤电厂的辅机系统较大，围绕锅炉、汽轮机，有很多风机水泵、燃料（煤）系统等。

目前，蒸汽轮机和燃气轮机发电机组的供电效率都已达到40％左右的水平。为了进一步提高发电机组的效率，可以发展超临界参数（30MPa／600℃以上）的蒸汽轮机技术，但这对效率的显著提高作用也是有限的。而将蒸汽轮机循环与燃气轮机循环彼此结合起来，就可以创造出效率更高的发电设备。

图7-26 燃气—蒸汽联合循环系统示意图

图7-26是燃气—蒸汽联合循环系统。从图中可以看出，该设备主要是将蒸汽轮机循环和燃气轮机循环有效结合在一起，实现二者的联合循环，其成本较低、能耗小，被广泛应用于国内热电冷联产项目中。

燃气轮机排气温度可高达450℃以上，通过废热锅炉产生的蒸汽既可进一步用来发电，也可用来供热，提高了热效率。世界上利用天然气发电普遍采用燃气—蒸汽联合电厂（CCGT）的形式。燃煤电厂的热效率仅为35％～38％，而燃气—蒸汽联合循环电厂的热效率则高达50％～60％。现有火电厂可改用天然气做燃料，燃煤电厂改造为燃气电厂，在环保、节省人力、运输及工业用水费用等方面均有显著效益。目前，在世界范围内燃气轮机及其联合循环发电的市场份额在40％～60％。

②主要优势。与煤炭相比，天然气具有转换效率高、环境代价低等诸多优势，积极开发和利用天然气资源已成为全世界能源工业的潮流。因此，天然气是能源结构调整中替代煤炭使用的主要能源。

有关数据显示，煤电行业排放的指标为二氧化碳774克／千瓦·时，二氧化硫2．7克／千瓦·时，氮氧化物2．6克／千瓦·时，烟尘0．5克／千瓦·时。而燃用清洁燃料天然气几乎无粉尘（PM2．5）排放，二氧化硫排放极低，二氧化碳等温室气体排放相当于燃煤电厂的一半左右，环保优势十分突出。两类电厂的排放对比如表7-4所示。

随着电力系统容量的不断扩大，全国联网的推进，新能源开发力度的加大，电网的安全性、灵活性和适应性将变得尤为重要。由于蒸汽轮机的热惯性大，功率变化较慢，不能很快地跟上负荷的变化，而燃气轮机启停灵活。因此，燃气轮机非常适合于每天开停、带峰荷的运行方式，是高效率的整机型调峰机组。

表7-4 燃煤和燃气电厂的排放对比

注：此表未考虑煤炭开采、运输过程中的污染，未考虑煤炭燃烧过程中灰、渣、废水等排放物。

天然气电厂除了具有效率高、环境污染小和运行灵活外，还具有以下优势：占地面积小，仅为同规模燃煤电厂的15％左右；环境相容性好，可以建在用户附近，减少输配电设施和线路损失；耗水量少，仅为同等规模燃煤电厂的30％～40％；厂用电率低，燃气电厂一般不到2％，而燃煤电厂大都在5％～6％。

③发展现状。近年来，有利于天然气消费的因素在不断增强，而从经济和环境的因素考虑，天然气发电已成为天然气利用的第一选择。1973年以来，天然气发电量在逐年增长，天然气发电在总发电量中所占份额从1973年的12．1％增加到2015年的23％（图7-27）。

图7-27 1973—2015年全球天然气发电在总发电量中占比

从发达国家的情况来看，天然气已成为美国最重要的电力供应来源。20世纪90年代至今，天然气发电在美国得到迅速发展，尤其是在美国引领页岩气革命以来，天然气发电量不断攀升。1995—2014年，美国天然气发电量的年均增速高达9．5％，在总发电量中的比例也由14％增长至28％。2015年4月，美国天然气发电量首次超过燃煤发电量，达到总发电量的31％（燃煤发电量为30％）。此外，日本70％的天然气用于发电，占其国内发电总量的28％；欧洲天然气发电比例也超过20％。

从日本电源结构的演变看，气电发展速度最快。其中，主要是利用液化天然气（LNG）发电，至今已有45年的历史。20世纪70年代初，天然气开始引入日本，成为发电的燃料之一。两次石油危机发生后，日本感受到石油供给中断对经济和能源安全的危害，开始寻求更加稳定的能源供给系统。鉴于国内环境保护以及温室气体减排的需要，天然气逐渐成为日本重要的发电能源。从日本10家电力公司电源结构演变看，石油发电占总发电量的比重由1980年的46％下降至2013年的15％；煤电占总发电量的比重有所上升，由1980年的5％上升至2013年的30％。天然气发电在火电中发展速度最快，也是当前最主要的火电来源。目前，天然气发电量占总发电量的比重已经由1980年的15％上升至2013年的43％。

进入21世纪以来，中国天然气发电快速发展。据中电联近期发布的2015年电力工业统计快报，在经济增速放缓，电力需求疲软，煤电、水电等平稳发展的情况下，中国天然气发电量和装机容量却出现大幅增长。2015年我国天然气发电量1658．3766亿千瓦·时，比2014年的1332．8257亿千瓦·时同比增长24．4％。发电装机容量2015年为6637万千瓦，比2014年的5697万千瓦同比增长16．5％。

业内专家表示，近两年燃气发电规模扩大是预料之中。国家相关政策的推动以及燃气发电在环保、调峰等方面的优势，都让燃气发电有了很大发展空间。目前，燃气发电的气源还是有保证，主要的问题就是气源价格太高，需靠政府补贴盈利。按照适度规模的计划，目前主要在京津冀、长三角、珠三角等经济发达区域推广。按照不同的建设时期，这些燃气电厂主要可分为四种情况：一是为配合中澳广东LNG项目一期工程而新建的燃气电厂项目；二是配合“西气东输”项目，落实“西气东输”市场而新建的9F机组大型燃气电厂；三是以“陕京线”天然气为气源的燃气电厂；四是以海上天然气为气源的燃气电厂。近年来，随着我国雾霾天气环境压力不断增大，山西、宁夏、重庆等地区也陆续有燃气电厂投产，其分布将更加广泛。

中国海油中山嘉明天然气发电厂总装机容量达到240万千瓦，年发电能力超120亿千瓦·时，是目前全国单厂最大天然气发电厂（图7-28）。该项目采用了国际先进的M701F4型燃气—蒸汽联合循环发电技术，热效率较目前最高效的燃煤机组高出10．3％以上，发电耗能为常规机组的75％，氮氧化物排放仅为燃煤、燃气国标的35％和70％，二氧化硫排放为零，同时建有年供热能力935万吉焦的配套热网，可替代火炬开发区67台小锅炉，年减排二氧化碳约10．6万吨，二氧化硫近1500吨。

图7-28 中国最大的天然气发电厂——中山嘉明天然气发电厂

中山嘉明作为珠三角西翼骨干电厂，现年发电能力占广东中山市全社会年用电总量的50％，承担着中山、珠海、江门地区电网供电“主力军”任务。同时，中山嘉明三期项目配套热网工程是中海油首条利用燃气—蒸汽联合循环发电机组产生的高温蒸汽向社会进行供热的热网管道，可以向中山市火炬开发区进行集中供热，年供热能力935万吉焦，成为中山市产业升级转型新动力。

发电是未来天然气利用的重要领域。天然气不但资源相对丰富，可以承担基荷发电任务，还可以为新能源承担调峰发电的任务。据第三轮全国油气资源评价结果，我国常规天然气远景资源量为56万亿立方米，可采资源量为22万亿立方米。未来随着天然气勘探开发和海外引进步伐的加快，天然气在我国一次能源消费结构中的比例将逐步提高。从天然气市场发达国家的经验来看，提高天然气在一次能源中所占比重，主要是提高发电领域用气量。作为天然气消费的重要组成部分，在我国适时适度发展天然气发电，有利于优化电源结构，实现能源的清洁高效利用。

在西部和北部地区，应充分利用燃气电站良好的调峰能力，促进风电等清洁能源开发消纳，优化系统运行；在东中部地区，应充分利用燃气电站排放低、占地少、运行灵活的优势，建设一定规模燃气电站作为受端支撑电源，促进电力系统的安全、清洁发展。同时，鼓励发展高等级高效率联合循环机组，兼顾系统调峰，鼓励热电冷联产，严禁发展单循环及低等级联合循环机组。

④展望。从能源消费来看，能源革命的实质就是实现能源的高效利用和绿色低碳。电能的终端利用效率最高，可以达到90％以上；燃气的终端利用效率为50％～90％，燃煤的终端利用效率相对更低。从2006年到2015年，全球煤炭和石油消费比重下降了2．3％，天然气比重则提高了约1％。过去10年间，中国天然气消费量年均增长13％以上。2015年，中国天然气进口量比2011年翻了一番。即便如此，天然气在中国一次能源消费中的比重仅为5．8％，人均用气量仅为国际水平的1／3。不过为改善环境质量、有效防治雾霾，中国政府已制订行动计划，将大力提高天然气消费规模和比重。预计到2030年，天然气在我国一次能源消费中的比重将达到15％左右。

现阶段来看，部分发达国家终端能源消费结构较为合理，煤炭比重较低，而天然气、油品、电力等能源消费比重较高，相应的能源利用效率也较高。预计2030年前，天然气将在一次能源消费中与煤和石油并驾齐驱，到2040年天然气的比例将与石油持平，到2050年，世界能源需求将增加60％，但煤炭和石油消费将处于逐步下降的趋势，天然气的高峰期持续时间较长，非常规天然气的出现和大发展必将支撑天然气继续快速发展，最终超过石油，成为世界第一大消费能源。

在能源清洁利用的过程中，用天然气替代煤炭是关键措施之一，但因为天然气对我国来说是非常稀缺的能源，一方面我国能源结构中天然气使用量只占不足5％；另一方面受我国“少油气多煤炭”的资源禀赋制约，天然气资源总量有限，即使加大从国外的进口也难解燃眉之急，因此，合理利用和高效配置宝贵的天然气资源，对于减少燃煤造成的大气污染至关重要。

面对巨大的缺口，要认真做好系统规划和各种条件的落实，并优化燃气使用。天然气的首要使命是替代民用及工业燃煤，其次是通过电力用气以稳定燃气负荷提高民用的经济性，再次是用于发电调峰，最后才是用于发电。煤炭难以清洁利用的行业应作为天然气等清洁能源替代燃煤的主要方向，但是能够高效利用煤炭的火电行业应禁止使用天然气。

随着应对环境和气候变化的压力增大，煤电在未来会逐渐被天然气发电和可再生能源发电所取代。无论是天然气发电本身，还是可再生能源发电辅以天然气进行调峰，都会对天然气的发展提出较大的需求。对未来天然气发电的基本判断是：在发电能源结构中，天然气发电会继续增加，到2030年，世界天然气消费将增加到4．9万亿立方米，发电用气在天然气消费增量中将占到59％。但是增加的速度会减缓，发电用气的年均增长率约为2．3％。

3．分布式能源互补利用

分布式能源系统通常具有小型、临近用户，利用当地资源就近满足用户需求的特点。风能、太阳能、地热能等可再生能源通常体现出分布广泛，但能量密度低，集中大规模开发利用难度较大，有利于分散、小规模开发。因此，分布式能源与可再生能源具有天然的契合性。同时，可再生能源的间歇性又使得其难以独立完成电、冷、热等形式的连续供应，尤其是用户需求多元化条件下，更需要可再生能源与其他能源，特别是化石能源通过分布式能源系统互补利用。

（1）热互补技术 太阳能、生物质能、地热能等可再生能源通常以热的形式与分布式能源结合，在结合时依照温度对口原则。以太阳能为例，太阳能与热力循环的“热互补”是根据不同聚光形式，依据太阳能的集热温度，以热量的方式注入热力循环的各个环节，实现“温度对口、梯级利用”的热功转换、热冷转换或热交换功能，是单纯的物理热能的互补利用。例如，太阳能与朗肯循环结合的具体方式是通过槽式集热器和线性菲涅耳式集热器产生中低温热，用于预热循环水、产生饱和蒸汽或者产生低压过热蒸汽等；太阳能在布雷顿循环中热互补的具体方式主要是通过塔式集热器产生高温热，用于预热燃机的压缩空气。太阳能热水器、地热等低温热更适合于作为吸收式热泵的低温热源，温度提升后实现供热。

（2）热化学互补技术 太阳能与化石燃料的“热化学互补”是将太阳能与化石燃料重整、裂解等燃料转化的吸热反应过程结合，使太阳能转化为燃料化学能，将低密度、不连续的太阳能以连续稳定、高密度的化学能形式收集和存储，再同热力循环集成共同实现热转换。国际上太阳能热化学的研究仅有20年的研究历程，目前主要着眼于900～1200℃的高温太阳热化学与天然气互补的转化和利用。德国和瑞士科学家首先提出高温太阳能与天然气重整相结合的发电系统。2003年德国与以色列的研究结构共同开展了300千瓦太阳能甲烷重整集热反应器的研究。瑞士科研人员则开展更具广泛性的太阳能—天然气与氧化锌重整的能源环境系统研究。

太阳能热化学发电技术就是利用上述过程的先进太阳能与化石能源互补利用模式，解决太阳能的间歇性、不连续性、能流密度低的固有缺陷。与常规太阳能热发电技术相比，具有规模小、高效率、投资抵、系统灵活等优点，适合于k W至MW级规模的小型能源系统。

（3）光伏与光热的综合利用技术 太阳能光伏与光热综合利用是分布式太阳能利用的发展方向。首先从需求角度，一般情况下，太阳能不仅要满足建筑用户的用电需求，也要满足其冷热需求，因此需要综合考虑发电和供热双重需要。同时从技术本身来看，目前普通的太阳能电池光电效率为10％～20％，而未被转变为电能的入射太阳辐射（80％～90％）除了少部分被反射外，其余被转变为热能及透射辐射而损失，充分利用光伏发电过程中剩余的热能和透射热将有助于提高整个系统在单位面积上对太阳能的利用率。此外，光伏电池的光电转换率与其温度有关，当电池温度每上升1℃，其光电转换效率则下降3％～5％。因此，把光伏与集热板集成一体构成太阳能光电热综合利用系统，既能降低集热板温度，提高光伏发电效率，也能实现供热，提高整体太阳能利用效率。

（4）太阳能与地热能互补利用技术 太阳能与土壤热的结合具有很好的互补性。太阳能可以提升地源热泵系统循环工质温度，提高运行效率；土壤热可以补偿太阳能的间歇性和不稳定性，弥补单一太阳能热泵系统不能在阴雨天及夜晚时间段运行的缺点。同时，地下埋管换热器还可以将日间或夏季富余太阳能储存在换热器周围的土壤中，不仅能起到恢复土壤温度的作用，而且还可以减少其他辅助热源或蓄电装置的容量。

（5）太阳能与生物质能互补利用技术 我国许多城镇和农村地区拥有良好的太阳能和生物质能的利用条件。可利用生物质弥补太阳能能流密度低、不稳定的缺点。基于当地产生的生物质与太阳能实现联合发电、供热，在整个采暖期内形成能源互补发电的同时，实现冬季稳定供热。同时，夏季该系统提供生活热水，满足用户需要。这种供暖方式解决了太阳能供暖中存在的由于季节、气候、地点导致的供暖和太阳能供应能量不相匹配的问题。并且，太阳能和生物质能都属于清洁能源和可再生能源，这两种能源在分布式能源中联合使用也是多能源互补的重要形式。

二、电能替代

电能是一种日常生活中不可或缺的二次能源，便于输送，安全性高，且不会产生温室气体的二次排放。如何将清洁能源转化为电能，并扩大电能在终端能源消费中的比重，成为解决能源和环境问题的主要手段之一。

电能替代，是指在能源消费上，以电能替代煤炭、石油和天然气等化石能源的直接消费，提高电能在终端能源消费中的比重。2016年中国政府工作报告明确提出，要加强煤炭清洁高效利用，减少散煤使用，推进以电代煤、以电代油。电能替代成为治理环境污染的重要举措首次被写进政府工作报告，引起了代表、委员们的高度关注。

（一）电能替代的必然性

电能是高效、便捷的二次能源，与其他能源品种相比，电能的终端利用效率最高，可以达到90％以上。例如，电锅炉的热效率达到90％以上，而燃煤锅炉仅为70％左右；电力机车的能耗水平仅为内燃机车能耗的60％左右。

电能是清洁、零排放能源。如果燃煤或燃油产生与1千瓦·时电能相同的热量，原煤会排放约330克二氧化碳、5．3克二氧化硫和1．6克氮氧化物；柴油会排放260克左右的二氧化碳、0．4克二氧化硫和0．6克氮氧化物。从电力生产利用全过程来看，火力发电也会排放二氧化硫和氮氧化物，但电力行业可以采取脱硫、脱硝等方法集中处理污染物。目前，火电厂脱硫率可达到90％以上，脱硝率可达80％以上。

以电代煤实质上是一种能源消费方式的转变，对于推动社会节能减排、缓解城市环境污染、促进我国能源可持续发展既有现实意义，也是一种理念上的革新。未来，随着清洁能源的发展，大量清洁能源发电不排放污染，电能替代的环保优势将进一步显现。

据测算，80％以上的非化石能源需要转换为电能才能实现便捷使用。水、核、风、光等清洁能源需要转化为电能的形式才能够高效利用，大幅度提高终端用能的电气化水平，这不仅可以提高能源效率，还可以为大规模开发可再生能源创造平台。实施电能替代是清洁能源发展的必然要求，是实施清洁替代的必然结果。

电能替代前景广阔。1971—2012年，电能在世界终端能源消费中的比重从8．8％增长到18．1％，仅次于石油位居第二位；预计到2030年，电能占世界终端能源消费比重将达到25％；到2050年，这一比重将超过50％。随着清洁能源供应的大幅度增加，未来终端能源需求大部分将通过电能得到满足。

当前，我国大气污染形势严峻，大量散烧煤、燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。我国每年散烧煤消费7亿～8亿吨，主要用于采暖小锅炉、工业小锅炉（窑炉）、农村生产生活等领域，约占煤炭消费总量20％，远高于欧盟、美国不到5％的水平。大量散烧煤未经洁净处理就直接用于燃烧，致使大量大气污染物排放。此外，汽车、飞机辅助动力装置（APU）、靠港船舶使用燃油也是大气污染排放的重要源头。电能具有清洁、安全、便捷等优势，实施电能替代对于推动能源消费革命、落实国家能源战略、促进能源清洁化发展意义重大。电能替代的电量主要来自可再生能源发电以及部分超低排放煤电机组，无论是可再生能源对煤炭的替代，还是超低排放煤电机组集中燃煤对分散燃煤的替代，都将对提高清洁能源消费比重、减少大气污染物排放作出重要贡献。

稳步推进电能替代，还有利于提升我国电气化水平，提高人民生活质量，让人们享受更加舒适、便捷、智能的电能服务；有利于部分工业行业提升产品附加值，促进产业升级。此外，电能替代将进一步扩大电力消费，缓解我国部分地区当前面临的电力消纳与系统调峰困难，特别是个别地区的严重“窝电”问题。

（二）电能替代的重要方向

以电代煤、以电代油是电能替代的重要方向。近日，国家发展改革委、国家能源局、财政部、环保部、住房城乡建设部、工业和信息化部、交通运输部、民航局联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源〔2016〕1054号），提出4个电能替代重点领域：一是北方居民采暖领域，主要针对燃气（热力）管网覆盖范围以外的城区、郊区、农村等还大量使用散烧煤进行采暖的，使用蓄热式电锅炉、蓄热式电暖器、电热膜等多种电采暖设施替代分散燃煤设施。从电采暖的发展方向可以看出，电采暖在整个供暖体系中属于补充供暖方式，未来北方地区居民采暖主要还是依靠热电联产集中供热，特别是背压式热电联产，这是能源利用效率最高的方式。国家发展改革委、国家能源局等印发的《热电联产管理办法》（发改能源〔2016〕617号）中提出，未来将力争实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60％以上。因此，发展电采暖，并不是要取代热电联产集中供热。二是生产制造领域，生产制造领域的电能替代需要结合产业特点进行，有条件地区可根据大气污染防治与产业升级需要，在工农业生产中推广电锅炉、电窑炉、电灌溉等。三是交通运输领域，主要针对各类车辆、靠港船舶、机场桥载设备等，使用电能替代燃油。四是电力供应与消费领域，主要是满足电力系统运行本身的需要，如储能设备可提高系统调峰调频能力，促进电力负荷移峰填谷。

1．以电代煤

以电代煤是指在能源消费终端用电能替代直接燃烧的煤炭，显著减轻环境污染。煤炭燃烧带来大量的二氧化碳、二氧化硫以及粉尘等污染排放物，形成以煤烟型为主的大气污染。有关研究数据显示，PM2．5中燃煤对二氧化硫和氮氧化物的贡献分别达到了82％和47％。尤其是煤炭散烧相对煤炭发电排放的污染更多，治理难度更大。因此，大多数发达国家都优先将煤炭转化为电能使用，通过电厂的污染治理和洁净煤发电技术大幅减少排放，而直接在终端使用的煤炭极其有限，如美国90％以上的煤炭用于发电。

以电代煤是电能替代的主要措施，通过在工业、农业、建筑业、居民生活等领域加快推进以电代煤，通过以电采暖替代散煤燃烧，以电锅炉、热泵系统替代燃煤锅炉，以电炊具替代燃煤灶具等方式，缩小散煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，实现能源消费转型。

（1）电采暖 顾名思义，电采暖就是用电来实现采暖，是一种将电能转化成热能直接放热或通过热媒介质在采暖管道中循环来满足供暖需求的采暖方式（图7-29）。众所周知，电能因为无噪声、无废气，是最环保、清洁的能源。所以，电采暖设备在众多采暖设备当中显得十分时尚、优越，特别是在其他能源不断涨价的今天，人们十分明智地选择了电采暖方式，高端客户选择了内置热源热媒，以自然对流为散热方式的散热终端（俗称暖气片）。

图7-29 电采暖设备

1930年，美国及欧洲开始推广电采暖。目前，挪威电采暖比重达到90％，日本和韩国为80％，法国为70％，美国、加拿大、丹麦和瑞典电采暖比重达到50％以上。

在中国和其他一些欠发达国家和地区，仍然有很多农村人口在冬季燃煤取暖，由此带来严重的空气污染和安全隐患。在雾霾日益严重的中国北方地区，推广分散式电采暖，减少燃煤供暖是解决问题的有效措施之一。电采暖作为清洁环保的采暖方式，在改善环境、减少大气污染中起到关键性作用。

2015年，我国多地加大了电采暖推广力度，把其作为重点工作来抓。譬如，国网吉林电力重点在学校、商业、写字楼、居民小区等客户中推广电采暖。开展电采暖进校园专项行动，主动与学校开展电能替代服务对接，以点对点方式进行宣传引导，为每个学校分析测算成本并制订可行性供暖方案。同时，大力推广电采暖示范台区建设工作，进一步解决因供电能力不足影响电采暖推广问题，全力打造样板工程，引领清洁能源供暖新风尚。2015年国网吉林电力预计可推广应用电采暖600万平方米，到2020年可达到4800万平方米。

（2）热泵 热泵是一种利用高位能使热量从低位热源流向高位热源的装置，它是一种能从自然界的空气、水或土壤中获取低品位热，经过电力做功，输出可用的高品位热能的设备，可以把消耗的高品位电能转换为3倍及以上的热能，是一种高效供能技术。

①分类简介。按低品位热源介质不同，可将热泵分为水源（海水、污水、地下水、地表水等）热泵、地源（包括土壤、地下水）热泵和空气源热泵3类。

A．水源热泵。水源热泵如图7-30所示。

图7-30 水源热泵

水源热泵根据逆卡诺循环原理，采用电能驱动，通过制冷剂把地下水、湖水、江水、城市污水、海水、工业废水等低品位热能吸收，提升为可用的高品位热能对水进行加热的设备。夏季将建筑物中的热量转移到水源中，由于水源温度低，所以可以高效地带走热量；冬季则从水源中提取热量。水源热泵机组一般由压缩机、膨胀阀、过滤器、储液罐、冷凝器、蒸发器、储水箱等几部分组成，其工作原理如图7-31所示。

图7-31 水源热泵机组的工作原理示意图

低温低压气态冷媒经过压缩机压缩成为高压高温气态，高温高压的气态冷媒经热水换热器和水进行换热，高压的冷媒在常温下被冷却、冷凝为液态。此过程中冷媒放出热量把水加热，高压液态冷媒通过膨胀阀减压，压力下降，回到比外界低的温度，具有吸热蒸发的能力。低温低压的液态冷媒经过水源换热器吸收水源的热量，由液态变为气态，吸收了热量的冷媒变成低温低压气体，再由压缩机吸入进行压缩。如此不断循环工作，不断从水源侧吸热，而在热水换热器侧放热，把水加热。这个循环过程由水源热泵热水机组来完成。水源热泵作为高效集热并转移热量的系统装置，可以把压缩机所消耗的电力变为5倍范围内的热能。

B．地源热泵。地源热泵如图7-32所示。

地源热泵是陆地浅层能源通过输入少量的高品位能源（如电能），实现由低品位热能向高品位热能转移。地源热泵只是在大地和室内之间“转移”能量，利用极小的电力来维持室内所需要的温度。地源热泵工作原理如图7-33所示。

图7-32 地源热泵

图7-33 地源热泵工作原理示意图

冬季热泵机组从地源（浅层水体或岩土体）中吸收热量，向建筑物供暖；夏季热泵机组从室内吸收热量并转移释放到地源中，实现建筑物空调制冷。地源热泵系统在制冷状态下，地源热泵机组内的压缩机对冷媒做功，使其进行汽—液转化的循环。通过冷媒／空气热交换器内冷媒的蒸发将室内空气循环所携带的热量吸收至冷媒中，在冷媒循环的同时再通过冷媒／水热交换器内冷媒的冷凝，由循环水路将冷媒中所携带的热量吸收，最终通过室外地能换热系统转移至地下水或土壤里。地源热泵系统在制热状态下，地源热泵机组内的压缩机对冷媒做功，并通过四通阀将冷媒流动方向换向。由室外地能换热系统吸收地下水或土壤里的热量，通过水源热泵机组系统内冷媒的蒸发，将水路循环中的热量吸收至冷媒中，在冷媒循环的同时再通过冷媒／空气热交换器内冷媒的冷凝，由空气循环将冷媒所携带的热量吸收。

图7-34 空气源热泵

在冬天，1千瓦的电力，将土壤或水源中4～5千瓦的热量送入室内；在夏天，过程相反，室内的热量被热泵转移到土壤或水中，使室内得到凉爽的空气。而地下获得的能量将在冬季得到利用。如此周而复始，将建筑空间和大自然联成一体，以最小的低价获取了最舒适的生活环境。

C．空气源热泵。空气源热泵如图7-34所示。

空气源热泵系统通过自然能（空气蓄热）获取低温热源，经系统高效集热整合后成为高温热源，用来取（供）暖或供应热水，整个系统集热效率甚高。冬天热泵是以制冷剂为热媒，在空气中吸收热能（在蒸发器中间接换热），经压缩机将低温位的热能提升为高温位热能，加热系统循环水（在冷凝器中间接换热）。夏天热泵是以制冷剂为冷媒，在空气中吸收冷量（在冷凝器中间接换热），经压缩机将高温位的热能降低为低温位冷能。空气源热泵工作原理如图7-35所示。

图7-35 空气源热泵工作原理图示意图

②应用现状及发展前景。热泵是一种从低温热源吸取热量，使其在较高温度下转换为可以利用能源的装置，或者说是一种可以利用低品位热能的系统。它可以利用大气及土壤中的太阳能，以及地下水、地表水的低位热能和工业污水废热替代商品能源，实现空调的冬季供暖和夏季供冷。通过热泵，人们就可以把以上热源中的低温热能提升温度后向生活和生产过程提供有用的热能。热泵供热的魅力不仅在于节能，更为重要的是消除锅炉烟气对环境的污染，使用起来更加安全。环保和净化人类赖以生存的自然环境，这是热泵自20世纪70年代世界石油危机后迅速发展的根本原因。

热泵技术以其高效的节能效益和优良的工作性能，在日本、德国、美国等工业发达国家得到了广泛的应用，从家用小型热泵到工农业生产用的新型热泵都获得了可观的经济效益和社会综合效益。目前世界上使用的热泵数量不少于5500万台，其中日本4000万台，美国900万台。这些热泵多数用于住宅的供暖和空调。

空气源热泵目前的产品主要是家用热泵空调器、商用单元式热泵空调机组和热泵冷热水机组。热泵空调器已占到家用空调器销量的40％～50％，年产量为400余万台。虽然目前空气能热泵机组在我国有着相当广泛的应用，但它存在着热泵供热量随着室外气温的降低而减少和结霜问题，而水源热泵克服了以上不足，而且运行可靠性又高，近年来国内应用有逐渐扩大的趋势。

地源热泵由于其节能、环保、热稳定等特点，逐渐引起世界各国的重视。欧美等发达国家地源热泵的利用已有几十年的历史，特别是供热方面已积累了大量设计、施工和运行方面的资料和数据。

采用热泵技术是解决暖通空调系统的能源与环境问题的有效措施之一。世界众多国家都大力提倡采用热泵技术，把热泵作为减少二氧化碳排放的一种方法。一般在用户供热量相同的情况下，热泵供热（电动）比常规的锅炉供热二氧化碳排放量减少30％～50％。

中国有丰富的低温环境资源（地下热水、空气及污水源等）和大量的工业余热，且气候条件是冬寒夏热，需要较多的供热和空调装置，使热泵技术具有广阔的应用前景，为促进自然资源的合理利用推波助澜。

（3）电锅炉 电锅炉，也称电加热锅炉、电热锅炉。顾名思义，它是以电力为能源并将其转化为热能，从而经过锅炉转换，向外输出具有一定热能的蒸汽、高温水的锅炉设备。电锅炉本体主要由电锅炉钢制壳体、电脑控制系统、低压电气系统、电加热管、进出水管及检测仪表等组成。电锅炉加热方法有电磁感应和电阻（电加热管）加热方式两种，电阻加热方式又分为不锈钢加热管电锅炉和陶瓷管电锅炉。

根据用途不同，电锅炉可分为电开水锅炉、电热水锅炉和电蒸汽锅炉3类。

图7-36 电开水锅炉

①电开水锅炉。电开水锅炉主要是为满足较多人员饮用开水的需求而设计、开发的一种利用电能转化为热能生产开水的饮水设备，主要适用于学校、医院、工厂、超市、商场等人口密集型单位使用（图7-36）。

②电热水锅炉。电热水锅炉也称电采暖锅炉，它是采用最新电热技术及控制系统设计完成的生产热水，满足采暖和供应生活、洗浴用热水的全自动环保锅炉（图7-37）。电热水锅炉广泛适用于宾馆、别墅、厂房、办公楼、政府机关、学校、医院、部队等外观要求较高场所的生活热水和采暖。电热水锅炉又分为直热式电锅炉和蓄热式电锅炉两种。蓄热式电锅炉是根据电力部门鼓励在低谷时段用电加热并享受优惠电价政策，而设计推出的一种新型、高效节能电加热产品。蓄热式电锅炉配以蓄热水箱及附属设备即构成蓄热式电锅炉系统，利用蓄热水箱中的热水采暖，从而达到全部使用低谷电力或部分低谷电力的目的。

图7-37 蓄热式电热水锅炉

③电蒸汽锅炉。电蒸汽锅炉是指利用电源加热并产生额定压力的蒸汽锅炉（图7-38）。电蒸汽锅炉可用于纺织、印染、造纸、食品、塑料、化工、医药、钢铁、冶金等工业产品加工工艺过程所需蒸汽，并可供企业、机关、学校、宾馆、餐饮、服务性等行业的取暖、洗浴、空调及生活热水。

图7-38 电蒸汽锅炉

1926年在欧洲开始生产和应用电锅炉，20世纪五六十年代，电锅炉已经得到普遍应用。作为全球最大的煤炭消费国，中国以电代煤有很大的发展空间。目前，中国在用锅炉数量约62万台，燃煤工业锅炉约37万台。燃煤锅炉数量众多，不仅每年消耗大量的煤炭资源，而且大多数锅炉仍处于能耗高、环境污染严重的状态。如果在工商业和居民生活领域全面推广蓄热式电锅炉、电采暖、热泵等电能替代项目，预计到2020年，中国通过实施以电代煤，每年可减少二氧化硫排放约32万吨，减少氮氧化物排放约26万吨，减少PM2．5约1．3万吨；若新增用电量完全以清洁能源供应，可减少直燃煤1．6亿吨，减少二氧化碳排放约3．2亿吨。随着电能替代技术的日益发展，预计到2030年，中国可减少60％的直燃煤消费，2040年前基本取消直燃煤消费。

电锅炉具有其他热能设备无法比拟的节能、清洁、安全和灵活的优点，推动电锅炉的发展成为一种必然趋势。全面推行燃煤锅炉技术改造，对于环境保护和节能减排，无疑具有十分重要的现实意义。电锅炉对于消纳清洁能源或丰谷电价地区有显著优势。

2．以电代油

以电代油主要是指在电动汽车、轨道交通、港口岸电等领域用电能替代燃油。一方面，可以减少燃油带来的污染；另一方面，可以减少对石油的依赖。

交通系统消耗了全球约1／3的能源，并且以石油资源为主，在形成对石油高度依赖的同时，也释放了大量的尾气，成为空气污染的主要来源之一。据测算，如开展“无车日”活动一天，仅民用汽车即可节省燃油3300万升，减少有害气体排放约3000吨，数百人的生命和身体会幸免于交通事故伤害（图7-39）。通过电动汽车、电气化铁路、港口岸电替代等以电代油技术，在节能的基础上寻找石油的替代能源，已经成为世界交通运输业能源使用的共同方向。

汽车尾气规模小、数量多、污染广泛和不可控制，即便采用欧四标准的汽车和欧洲标准的汽油，城市空气污染的25％仍将是它。而如果采用可再生清洁能源电力为电动汽车提供动力，就可以实现真正意义上的绿色环保。即使是采用煤电，由于电厂规模大、污染集中、易控制，投资几百上千万资金对其进行脱硫、脱硝、除尘项目改造后，也可以基本实现零排放。

图7-39 燃油汽车与空气污染示意图

（1）电动汽车 两百多年来，世界汽车工业从无到有，经历了长足发展。汽车离人们的生活越来越近，在创造巨大经济价值的同时，汽车行驶排放的温室气体是全球气候变暖的主要致因。随着汽车总量的增加，减少交通运输过程中的温室气体排放，是我国在全球气候变暖的严峻形势下所要面对的重要环境问题。中国石油资源相对匮乏，早在1993年中国已成为石油净进口国，并且随着我国汽车保有量的不断攀升，汽车已逐渐成为石油消耗的第一大户。电动汽车作为新能源汽车的出现，将降低我国对石油产品的依赖，大幅度减少温室气体排放并有效降低城市污染，是我国建设资源节约型、环境友好型社会的重要技术途径。

新能源汽车是相对于传统汽油车和柴油车而言的，是指用非汽油和非柴油燃料发动机或新能源作动力替代或部分替代传统内燃机作动力的汽车。简单说，就是不单纯依靠内燃机作为动力，甚至完全取消内燃机动力的车型。目前新能源汽车主要包括电动汽车、天然气汽车、液化石油气汽车、甲醇汽车和氢能源汽车等类型。

电动汽车，是以电能为动力的汽车（图7-40），一般采用高效率充电电池或是燃料电池为动力源。电动汽车与普通汽车的主要区别是动力源的改变，完全或部分由电力通过电机驱动，能够实现低排放和零排放。目前，美国、中国、德国、日本等诸多国家都有鼓励研发和扶持电动汽车的政策措施。

①发展简史。

A．初期发明（1830—1870年）。电动汽车的历史比现在最常见的内燃机驱动的汽车要早。美国人托马斯·达文波特于1834年制造出第一辆直流电机驱动的电动车。

B．中期发展（1860—1920年）。19世纪末期到1920年是电动汽车发展的鼎盛时期。早期电动汽车不仅有电动轿车，还有电动货车和电动大客车等多种形式的电动车辆。由于电动车比内燃机驱动车辆有着更多优势：无气味、无震荡、无噪声、不用换挡和价格低廉，在20世纪初，蒸汽汽车、电动汽车和内燃机汽车基本上是三足鼎立。在汽车保有量中，蒸汽汽车占40％，电动汽车占38％，而内燃机汽车仅占22％。在内燃机的性能还不高的时期，电动车十分盛行。早期电动汽车外形结构如图7-41所示。

图7-40 使用清洁能源为电动汽车充电

图7-41 早期的电动汽车

C．停滞期（1920—1990年）。随着美国德克萨斯州石油的开发和内燃机技术的不断提高，内燃机的性能迅速提高，电动汽车无论在整车质量、动力性能、行驶里程、机动性和灵活性方面越来越无法与内燃机汽车竞争，逐渐衰落。电动汽车在20世纪20年代达到鼎盛时期后就一蹶不振，成为“电瓶车”式的辅助车辆（图7-42）。

D．复苏期（1990年至今）。到20世纪90年代初，以美国为代表的一些国家开始制定并执行严格的汽车尾气排放标准。美国加利福尼亚州政府于1996年颁布了零排放车的法令，该法令规定1998年在加利福尼亚州销售的汽车中必须有2％零排放车，到2003年则必须有10％零排放车。随后，其他一些州也相继立法规定了零排放车的份额。这一行动极大地刺激并加速了现代电动车的研究和开发，同时，由于各种高性能蓄电池和高效率电机不断涌现，特别是全球温室效应与能源安全问题日趋严重的形势下，使人们把目光又转向了零污染或超低污染排放的电动汽车，新一代电动汽车脱颖而出。

②分类简介。根据国标GB／T19596—2004电动汽车术语，电动汽车种类可以划分为纯电动汽车、混合动力电动汽车和燃料电池电动汽车3大类。而在混合动力汽车中又可以细分为插电式混合动力与增程式混合动力两种。

A．纯电动汽车。纯电动汽车是指由车载可充电蓄电池或其他能量储存装置提供电能、由电动机驱动的汽车。纯电动汽车的电动机相当于传统汽车的发动机，蓄电池相当于原来的油箱。电动汽车与普通燃油汽车相比，结构差异较大，工作原理也有明显的区别。纯电动汽车动力系统结构如图7-43所示。

图7-42 20世纪初期的电动汽车

图7-43 纯电动汽车动力系统结构示意图

纯电动汽车的动力来源全部是由车载蓄电池提供，如果电池电量耗尽，就无法行驶，需要用充电桩对其充电。常见的纯电动车有特斯拉MODELS、比亚迪e6等（图7-44）。

图7-44 特斯拉MODELS、比亚迪e6纯电动汽车

电动汽车的研究是从单独依靠蓄电池供电的纯电动汽车开始的。纯电动车由二次电池（如铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池或锂离子电池）提供动力，具有无污染、零排放等优点。但是，由于动力电池的性能低、价格贵、寿命短，使得当前研制的电动汽车一次充电续航里程短，尚不能满足人们对其机动性的要求，成为纯电动汽车的致命弱点；加上充电设施投资大、建设周期长等因素，纯电动汽车的发展尚未达到预期目的。

续航里程是电动汽车的核心指标。目前市售的电动汽车中，续航里程排名靠前的几款车型都有着超高的电池容量。特斯拉MODELS的续航里程超过400千米，其电池容量达到了85千瓦·时。比亚迪e6的续航里程达到了300千米，它的电池容量为57千瓦·时。比亚迪和奔驰合资的腾势电动汽车续航里程为253千米，它的电池容量为47．5千瓦·时，其余的电动汽车续航里程大都在200千米以下，它们的电池容量普遍只有20～30千瓦·时。

B．混合动力电动汽车。混合动力是指那些采用传统燃料的，同时配以电动机／发动机来改善低速动力输出和燃油消耗的车型。按照燃料种类的不同，主要又可以分为汽油混合动力和柴油混合动力两种。目前国内市场上，混合动力车辆的主流是汽油混合动力。

混合动力电动汽车同时安装有内燃机和电机，在加速时将电机作为电动机使用，与内燃机同时提供驱动力以提高加速性能、减小油耗；中低速行驶时将电机作为发电机使用，内燃机既驱动发电机向蓄电池充电，又驱动汽车以中低速行驶；高速行驶时由内燃机全额提供驱动力；减速时将电机当发电机使用，回收动能，转化为蓄电池中的电能。如果匹配得当，混合动力汽车具有油耗低、环保性能较普通内燃机汽车优的特点，同时也不像纯电动汽车那样价格高昂或者续驶里程少。

按发动机与电动机的动力连接方式，混合动力系统可以分为串联式混合动力、并联式混合动力和混联式混合动力。

a．串联式混合电动车。串联式混合电动车的驱动力只来源于电动机的混合动力（电动）汽车，内燃机发动机并不直接提供动力，也不能单独带动车轮，而仅用作带动发电机为电池充电，提供电动机运行的电能，这种形式通常也被称为增程式（图7-45）。

图7-45 串联式混合动力电动汽车动力系统结构示意图

由于串联式混合动力系统有能量节省也有能量损耗，所以相对效率比较低。因此，现在的轿车基本上都不采用串联式混合动力系统，只有在一些大型的公交车上才会使用（图7-46）。因为大型公交车油耗比较大，理想运行状态节油效果比较明显。

b．并联式混合电动汽车。并联混合电动汽车的驱动力由电动机及发动机同时或单独供给的混合动力（电动）汽车（图7-47）。在并联系统中，发动机和电动机与车轮均有机械连接，都可以单独带动车轮；同时，也可以协同工作、共同驱动车辆。电动机更多地用于车辆起步和加速时动力的辅助来源。并联混合电动汽车内燃机和电动机两个动力系统复杂，价格较贵。

图7-46 采用串联式混合动力的公交车

图7-47 并联混合电动汽车动力系统结构示意图

采用并联式混合动力系统的代表车型为本田思域混合动力车（图7-48）。其工作原理如下：车辆在怠速、滑行、下坡时，汽油机会自动停止运转，并且在滑行、下坡时驱动发电机为电池充电；在车辆起步、加速时，发动机和电动机同时工作；在缓加速、高速巡航时，只靠汽油机工作；在低速巡航时，仅靠电动机工作。

图7-48 本田思域混合动力车型

并联混合电动汽车用内燃机时，大马拉小车，油耗仍很高。由于并联式混合动力的效率也不高，所以现在只有少数轿车会采用此模式。

c．混联式混合电动汽车。除了串联和并联的形式，目前应用较多的是混联系统（图7-49）。混联系统综合了串联和并联的特点，两种动力单元既可以单独驱动车辆，也可以协同工作；同时，混联系统由于具有单独的发电机，不再像并联系统那样使用电动机作为发电机使用，因此发动机还可以与电动机共同工作时对电池组进行充电。从理论上讲，也可以实现串联（即增程式）的工作方式。

图7-49 混联混合动力电动汽车动力系统结构示意图

混联式混合动力电动汽车内燃机系统和电机驱动系统各有一套变速机构，两者通过行星齿轮机构结合，综合调节两动力之间的转速关系。与并联式混合动力系统相比，混联式动力系统可以更加灵活地根据车辆行驶状况来调节汽油机和电动机的输出功率，所以效率更高，节油效果更明显。不过混联式混合动力系统结构比较复杂，成本比较高。所以，只有一些高端车型才会采用这种方式，如雷克萨斯的GS450h、RX450h、LS600h、奔驰S400h等。

以雷克萨斯GS450h为例（图7-50），虽然只有3．5升的排量，但有电动机的帮助，最大功率高达250千瓦，百公里加速仅为5．9秒，而且综合油耗也只有8．1升／100千米（普通的3．5升发动机车型油耗一般在13～15升／100千米）。

图7-50 雷克萨斯GS450h混合动力车型

d．增程式与插电式混合动力电动汽车的区别。增程式混合动力电动车和插电式混合动力电动车都属于混合动力车型，工作模式非常类似。两者都可以由动力电池单独输入能量以行驶在纯电动车模式下，且当动力电池容量接近设定的下限后都转由另外一种动力源继续提供车辆所需能量。但两者在工作机理上存在着本质区别。

增程式电动车是在纯电动汽车的基础上开发的电动汽车。之所以称为增程式电动车是因为车辆追加了增程器的缘故。而为车辆追加增程器的目的是进一步提升纯电动汽车的续航里程，使其能够尽量避免频繁地停车充电。

插电式混合动力汽车是由混合动力汽车进化而来，它继承了混合动力汽车的大部分特点，但把混合动力汽车的功率型电池替换为比容量（单位质量所包含的能量）更大的能量型电池。如此一来，动力电池就有足够的能量保证车辆可以在零排放无油耗的纯电动模式下行驶一定的距离。

从驱动的角度分析，增程式电动车不论工作在纯电动模式还是增程模式下，其车轮始终仅由电机独立驱动，而插电式混合动力汽车如果工作在混合动力模式下，发动机会与电机一起（经动力耦合后）参与到驱动车轮的行列。

从系统选型的角度分析，增程式电动车必须是串联式混合动力型式，而插电式混合动力汽车可以是并联式混合动力型式，也可以是混联式混合动力型式。

从性能的角度分析，只有增程式电动车才可以发挥出纯电动汽车的最大潜力。这是因为增程式电动车的动力电池以及驱动系统在设计之初就必须完美地匹配，以达到既定的性能指标（如最高速度、最大爬坡度等），增程器（发动机与发电机的组合）的存在与否不影响整车的设计性能。而插电式混合动力汽车因为发动机也参与驱动的缘故，对电池与驱动系统的匹配要求就不会很高，比如插电版普锐斯混合动力仅配备了5．2千瓦·时的锂离子电池。

从电气化程度的角度分析，增程式电动车的电气化程度无疑更高，具体的表现就是电功率占总输出功率的百分比是100％，而插电式混合动力汽车不足100％。

增程式电动车比插电式混合动力汽车的“血统”更纯正，因为它在没有追加增程器之前就是一辆纯电动汽车，增程器的部署基本上不会影响到原有车辆的动力系统结构。而插电式混合动力汽车的前身由于是混合动力汽车的关系，故而保留了较多的传统机械部件，结构上要较增程式电动车更复杂一些、成本也略高。也就是说，要判断一辆车到底是插电式混合动力汽车还是增程式电动车，本质就是看这辆车的发动机是否会出现与车轮有直接机械连接的情况。

C．燃料电池电动汽车。燃料电池，是一种将化学能转化为电能的电化学装置。通过电解液，电池内部的燃料与氧化剂（如氧气）发生化学反应，从而产生电力。这个过程基本上是水电解的逆反应（H2＋1／2O →—2 H2O＋电能）。

燃料电池种类繁多，但是它们的工作原理基本相同。燃料电池是由阳极、电解质液和阴极3部分组成，并挤压在一起（图7-51）。在电池的阳极，催化剂将燃料（一般是氢气）氧化，并产生一个带正电的离子以及一个带负电的电子。离子通过电解液移动到阴极并与氧气反应生成水，而电子则会形成电流。因此，燃料电池是名副其实地把化学能转化为电能的能量转换装置。电池工作时，燃料和氧化剂由外部供给，进行反应。原则上只要反应物不断输入，反应产物不断排除，燃料电池就能连续地发电。

图7-51 氢氧燃料电池工作原理示意图

燃料电池可以用来给汽车、轮船甚至海军舰艇（如潜艇）提供动力。由于它所消耗的氢气是来自水，而且在反应过程中，除了氧气和电流外，几乎没有其他的污染物排放。因此，这是一种对环境友善的能源，目前全世界都在大力发展这种技术。

燃料电池汽车是指以氢气、甲醇等为燃料，通过化学反应产生电流，依靠电机驱动的汽车（图7-52）。其电池的能量是通过氢气和氧气的化学作用，而不是经过燃烧，直接变成电能的。燃料电池的化学反应过程不会产生有害产物，因此燃料电池车辆是无污染汽车，燃料电池的能量转换效率比内燃机要高2～3倍。所以，从能源的利用和环境保护方面，燃料电池汽车是一种理想的交通工具。

图7-52 氢燃料电池车结构原理示意图

氢燃料电池车型排放清洁，相比纯电动车续航里程有了较大的提升。同时，当燃料耗尽后可以向传统燃油车辆那样迅速补充氢燃料，无须长时间充电。目前，燃料电池汽车包括福特Edge、丰田FCEV、通用雪佛兰Equinox等代表车型（图7-53）。

图7-53 雪佛兰Equinox氢燃料电池汽车

氢具有很高的能量密度，释放的能量足以使汽车发动机运转，而且氢与氧气在燃料电池中发生化学反应只生成水，没有污染。因此，许多科学家预言，以氢为能源的燃料电池是21世纪汽车的核心技术，它对汽车工业具有革命性意义。

作为未来交通可持续发展的解决方案之一，以氢气为能源的燃料电池汽车近年来成为研发热点，并且“温度”越来越高。但由于燃料电池电动汽车目前还涉及一系列关键技术和成本问题，如研究人员还未找到可以替代稀有贵金属铂的催化剂；质子交换膜和极板由于技术不成熟尚未大批量工业化生产；燃料电池发动机管理系统尚处于实验室阶段；氢燃料的制备、存储和运输的基础设施投资巨大；成本问题依然是目前制约PEMFC发展和应用的最大障碍等。所以，虽然燃料电池汽车具有很大潜在的市场价值，但在短期内尚难于实现大规模产业化的目标，仍然有很长的一段路要走。

目前，世界上已有日本等40多个国家不同程度地应用生物乙醇汽车（图7-54），有的已达到较大规模的推广，乙醇汽车的地位日益提升。乙醇俗称酒精，通俗地说，使用乙醇为燃料的汽车，也可叫酒精汽车，其工作原理与普通汽柴油车无本质区别。用乙醇代替石油燃料的活动历史已经很长，无论是从生产上和应用上的技术都已经很成熟。近来由于石油资源紧张，汽车能源多元化趋向加剧，乙醇汽车又提上议事日程。在汽车上使用乙醇，可以提高燃料的辛烷值，增加氧含量，使汽车缸内燃烧更完全，可以降低尾气的害物的排放。但是，生物乙醇的生产需要消耗大量的粮食，生物柴油成本较高，生产规模不大。

图7-54 日本生物燃料汽车

③纯电动汽车与传统汽车能耗与排放对比分析。在分析电动汽车节能环保问题时，不能仅限于汽车本身的能效指标，或者单纯考虑排气管的排出物，因为汽油或者电能都不是凭空而来，也需要耗费相当的能源，而我国60％以上的电能来自火电。国际上提出从“油井到车轮”的概念对纯电动汽车与传统燃油汽车的能耗与排放问题进行分析计算。

电动汽车所使用的电能和燃油汽车所使用的汽柴油都属于二次能源，在研究其能耗及排放时，国际通行的办法是采用生命周期评价，这也是汽车产业循环经济的核心内容。依据生命周期的概念，针对车用燃料研究，美国国家实验室提出了“从井到轮”（Well-to-Wheel， WTW）评价体系。这个体系的研究对象是燃料系统，并将其分成燃料生产（Well-to-Tank， WTT）和机动车使用（Tank-to-Wheel，TTW）两个阶段，研究机动车燃料整个生产和使用过程中的能源消费、燃料经济性、相关污染物和温室气体排放。

第一段，能源从油井（Well）取出，经过生产变成汽车使用的“燃料”，然后输送到加注站，最后加注到汽车的“油箱”（Tank），我们简称WTT（Well-To-Tank）过程。其能量转换效率如图7-55所示。

图7-55 燃油汽车WTT过程能量转换效率示意图

第二段，再从“油箱”（Tank），经过能量转换机构（内燃机、电动机等）转换为机械能，经过传动机构将动力送到汽车车轮（Wheel）驱动汽车，我们简称TTW（Tank-To-Wheel）过程。其能量转换效率如图7-56所示。全过程简称WTW。

图7-56 燃油汽车TTW过程能量转换效率示意图

数据表明，煤炭等一次能源资源转换为电能的效率42％（图7-57），电动汽车充电过程中损耗17％、电机损耗7％、交流损耗3％、辅助机件损耗5％、传动系统损耗1％，67％的能量用于推动汽车（图7-58）。

图7-57 电动汽车WTT过程能量转换效率示意图

德国电动汽车研究所计算的某种典型级别的乘用车结果如下。

汽油发动机汽车WTT的效率85％，TTW的效率是17．9％，两者相乘得到WTW的效率为15％；电动汽车WTT效率42％，TTW的效率为67％，得到WTW的效率为28％（表7-5）。同时，计算得到的汽油发动机汽车与电动汽车WTW的二氧化碳排放量分别为147克／千米与41克／千米。

图7-58 电动汽车TTW过程能量转换效率示意图

表7-5 燃油汽车与电动汽车能量利用效率比较

从上面数据看出，折算到一辆普通典型的乘用车上，从油井到车轮，电动汽车的能量转换总效率比汽油发动机汽车高出近一倍。电动汽车经过发电、输电以及充电到车轮驱动等复杂的过程后，在能源转化效率方面仍然表现出明显优势。而电动汽车二氧化碳排放减少2／3还多，这与国内某研究机构发表的结果在数值上稍有不同，但结论是一致的。以上分析计算模型是基于电能来源于燃煤发电，火力发电厂排放的废气等价于电动汽车的尾气，所以说纯电动汽车并不是完全意义上的“零排放”。

燃油汽车的能耗和污染及排放主要集中在燃料使用阶段，而电动汽车的能耗和污染及排放主要集中在燃料生产阶段。电动汽车对环境的污染要追溯到上游发电企业，而燃煤电厂已使用了洁净煤发电技术，对废气进行了脱硝、脱硫、除尘处理。处理后大约85％的二氧化硫、80％～90％的氮氧化物被脱离，废气中的粉尘颗粒采用布袋法处理后，也几乎可以完全清除。

④主要优势。电动汽车相对于传统汽车优点很多，主要有以下几个方面：

A．环境污染小。这是电动汽车最突出的优点。电动汽车使用过程中不会产生废气，与传统汽车相比根本不存在大气污染的问题。有人认为电动汽车使用的二次能源——电能在火力发电厂产生时污染了大气，它只是把污染从城市转移到了郊区。事实上，电动汽车并不是简单地将空气污染改变了地方。相对于传统汽车，它确实减少了全生命周期污染物排放。即使电动汽车的电能全部来自于火力发电，其整体的能量利用效率也高于城市常规燃油汽车，也就是说，使用电动汽车还是会造成空气污染。此外，如果避开用电高峰夜间充电，那还可以进一步减少能源的浪费。

随着能源革命的深入推进，清洁替代战略的全面实施，水能、风能、太阳能、潮汐能等可再生清洁能源成为电力的主要来源，电动汽车成为真正意义上零排放无污染的绿色环保交通工具。

B．噪声低。这是电动汽车最直观的特点。现在大城市中汽车噪声已经成为一种比较严重的污染，减少噪声污染也是对今后汽车工业的考验。汽车发动机噪声是行驶过程中主要噪声来源，与燃油汽车相比，电动汽车对降低城市噪声污染方面有显著优势。它在行驶运行中基本是宁静的，特别适合在需要降低噪声污染的城市道路行驶。

C．能效高。这是电动汽车能源利用方面最显著的特点。数据表明，电动汽车的能量转换总效率比汽油发动机汽车高出近一倍。此外，在城市道路上车辆行驶较多，而且经常遇到红绿灯，车辆必须不断地停车和启动。对于传统燃油汽车，这不仅意味着消耗大量能源，而且也意味着更多汽车尾气排放。而使用电动汽车，减速停车时，可以将车辆的动能通过电磁效应，“再生”地转化为电能并储存于蓄电池或其他储能器中。这样在停车时，就不必让电机空转，可以大大提高能源的使用效率，减少空气污染。

D．结构简单，使用维修方便，经久耐用。这是电动汽车运行成本方面的最大亮点。与传统燃油汽车相比，电动汽车容易操纵、结构简单，运转传动部件相对较少，无须更换机油、油泵、消声器等，也无须添加冷却水，维修保养工作量少。随着蓄电池技术的进步，它的使用寿命也比燃油汽车长。

E．适用范围广，不受所处环境影响。这是电动汽车另一个优势所在。在特殊场合，比如不通风、冬天低温场所，或者高海拔缺氧的地方，内燃机车要么不能工作，要么效率降低，而电动汽车则完全不受影响。

⑤发展现状。随着全球金融危机、生态环境恶化与能源、资源枯竭等问题的加剧，大力研究和利用电动汽车相关技术及促进产业发展已成为世界汽车工业竞争的一个新焦点。为了在新一轮全球竞争中继续领先，美国、日本、德国等世界主要汽车制造强国纷纷加入抢占电动汽车技术和市场制高点的行列，陆续出台了一系列全面促进电动汽车产业发展的政策措施。

中国政府也积极响应行业趋势，将电动汽车确定为国家7大战略性新兴产业之一，并先后推出了《节能与电动汽车产业发展规划》《电动汽车“十二五”专项规划》等规划措施，积极引导和鼓励国内电动汽车产业的发展。在各项政策的推动下，国内汽车企业不断增加对电动汽车及相关零部件的研发投入，在突破电池、电机、电控等关键技术；完善基础设施建设；推动电动汽车产业化等方面取得了长足的进步。

近年来，全球电动汽车市场正以更快的速度成长，电动汽车产销量均有明显提升。2014年全球市场共销售353522辆电动汽车，同比增长56．78％；其中，电动乘用车317895辆，约占90％（电动乘用车指“双80”车，即最高时速80千米／小时以上，同时一次充电续航里程80千米以上）；电动客车及电动专用车29658辆，占比10％。2015年全年，全球电动汽车（乘用车）总销售量达到549414辆，同比增长72．8％。2014—2015年全球电动乘用车销量排行榜如表7-6所示。

表7-6 全球电动汽车车企排行榜一览

续表

美国、欧盟、中国、日本仍然在全球电动汽车市场中位居前列。全球各主要国家电动汽车2014年保有量及2020年预计保有量如表7-7所示。美国的通用、福特、特斯拉公司，日本的丰田、日产及本田公司，欧洲的宝马、奔驰、雪铁龙公司等都在电动汽车的研制与开发上呈现出很强的实力。

表7-7 世界主要国家电动汽车保有量

从全球主要汽车生产厂家的销量和发展计划来看，目前“低排放”汽车（主要指混合动力汽车）经过长时间的发展，技术最为成熟，已进入快速增长期，其销量、增幅和占比都远远高于其他车型。随着动力电池性能的提升及充电基础设施建设的完善，“零排放”汽车（主要指纯电动汽车）也逐渐走上产业化的道路，特别是小型的纯电动汽车更是发展迅速。燃料电池汽车在技术和经济方面仍存在诸多瓶颈，其大规模推广还有相当大的距离。

目前，世界主要国家政府都制订了电动汽车中长期发展战略规划，预计电动汽车市场会在未来10年内持续增长，成为拉动经济发展新的增长点。

A．美国。

a．市场状况。美国是全球规模最大的电动汽车市场，2014年电动乘用车的销量达到119710辆，较2013年增加22．7％。目前，插电式混合动力汽车是美国电动汽车市场销量和增幅最大的产品。

b．技术研发。美国电动汽车发展以通用、福特和克莱斯勒三大汽车公司为主导，利用三大汽车公司雄厚的技术开发力量和先进制造条件，通过汽车、机电、电子、控制和材料等行业的分工合作，开发出电动汽车的各种总成和技术单元。1991年，美国三大汽车公司达成协议，成立“先进电池联合体”，共同致力于纯电动汽车的研究。但经过13年的探索，蓄电池技术还是未能获得关键性突破，以通用为代表的汽车厂商不再积极鼓励发展纯电动汽车，转向了对燃料电池车的研究。2009年奥巴马上台后又转向了率先实现混合动力车商业化、燃料电池车作为远期目标的电动汽车发展战略。在国家战略的引导下，美国各类电动汽车技术成果颇丰，先后提出了针对纯电动汽车与混合动力汽车的4大类标准，并形成了世界上最完善的燃料电池汽车标准体系。截至2012年，在混合动力汽车、燃料电池汽车等电动汽车关键技术领域，美国获得授权专利数量占据了全球专利总数的22％。

B．欧洲。

a．市场状况。步入21世纪后，电动汽车行业在欧洲迅速发展。在一些起步较晚的国家，如荷兰、挪威等，电动汽车发展尤其迅猛，电动汽车保有量持续增加。据欧洲汽车制造商协会（ACEA）数据显示，2014年欧盟28个成员国加上自由贸易联盟国家电动车销量达到97791辆，同比增长50．3％，挪威、英国等国家甚至实现成倍增长。

b．技术研发。与美国相比，欧洲更崇尚纯电动汽车。1990年，欧洲“城市电动车”协会成立，旨在帮助各城市进行电动汽车可行性研究、安装必要设备和指导其运营。1995年年底，欧洲第一批电动汽车实现批量生产，1996—2000年，欧洲电动汽车从5890辆增长到16255辆，其中法国、瑞士和德国处于前列。

进入21世纪后，欧洲电动汽车产业快速发展，到2014年年底，欧盟各国电动汽车保有量均大幅增长。欧洲的汽车企业也纷纷在传统内燃机汽车的技术优势的基础上推出了自己的插电式混合动力和纯电动汽车品牌，如雷诺ZOE、雷诺Kangroo ZOE、雷诺twizy3款纯电动汽车，宝马推出的纯电动跑车i3、插电式混合动力跑车i8，大众推出的插电式混合动力车辆高尔夫等。虽然纯电动汽车在欧洲取得了一定的发展，但由于没能成功地解决续航里程短的问题，商业化进程相对缓慢，因而部分企业也开始致力于其他清洁能源车的开发和产业化。从销量上看，近年来，混合动力车型在欧洲的销量大幅增长，2013年仅丰田公司一家企业的混合动力车型就在欧洲销售了15．7万辆。

此外，欧洲在氢能或是燃料电池车方面也取得了一定成果，如戴姆勒公司在20世纪80年代初期就宣布投资4．7亿美元研究开发燃料电池。2008年11月，欧盟、欧洲工业委员会和欧洲研究社团联合制订了2020年氢能与燃料电池发展计划，将在燃料电池和氢能研究、技术开发及验证等方面投资近10亿欧元，并希望在2020年前实现这些技术的重大突破。这一计划的参与者包括约60所大学、研究院和超过60家私营企业，主要目标是于2010—2020年实现氢能与燃料电池技术的商业化应用。2013年7月，欧盟委员会又公布了一项总额高达220亿欧元的“联合技术计划”，其中14亿欧元将被用于第二阶段的“燃料电池与氢能联合技术计划”，实施时间为2014—2024年。可见，燃料电池和氢能已成为欧洲重要的战略能源技术之一。

C．日本。

a．市场状况。日本是全球范围内最早开始发展电动汽车的国家之一，也是世界上首个实现混合动力汽车量产的国家，在实现混合动力系统的低燃耗、低排放和改进行驶性能等方面稳居世界领先地位。2013年，在日本全部新车330万辆的市场上，销量位居前几名的车型都是混合动力产品。电动汽车占日本国内新车销量的比例为17．7％，同比增长1．5％。

b．技术研发。一直以来，日本政府特别重视电动汽车的研究和开发。早在1965年，日本政府就将电动车研发正式列入国家项目，随后成立了日本电动汽车协会。1996年，丰田公司成功研制出燃料电池汽车样车并于1997年开始混合动力汽车普锐斯的批量生产。1999年本田首款混合动力汽车上市，随后2001年推出CIVIC混合动力，这两款混合动力在全球电动汽车市场上占有较大份额。日产公司由于具有在锂离子电池方面的优势，其主要研发方向集中于纯电动汽车方面，并于1997年推出了全球第一辆锂离子电池电动汽车。除了混合动力汽车和纯电动汽车，日本也积极发展燃料电池汽车。自2008年夏季起，本田FCX氢燃料电池车开始在美国加州等地区租售，成为美国第一部合法上路的氢燃料环保车；丰田全新Mirai氢燃料电池动力车于2014年年底率先在日本上市，并计划于2015年在美国和欧洲等国家和地区陆续上市。同时，日本政府在推动电动汽车研发方面十分注重充分利用社会资源，加强与企业和科研院所的合作，设立了“开发高性能电动汽车动力蓄电池产业联盟”等产学研合作组织。从20世纪80年代至今，已发布各类标准达60余项，形成了完善的电动汽车生产和研发体系。

从国外电动汽车发展历程来看，各国政府采取的技术路线不同，在产业化方面除经济扶持、政策优惠和法规强制外，还通过示范运营、加强基础设施建设、优惠租赁、政府采购、节能环保宣传等手段，保证生产、研发、销售等各环节协调发展。同时，各国扶持电动汽车产业的政策都根据不同经济阶段的实际需求而动态调整，使产业发展顺利由政府推动过渡到市场推动，为我国电动汽车发展提供了宝贵的经验。

D．中国。

a．市场现状。中国作为全球第二大电动汽车市场，近年来在中国政府的强力推动下，电动汽车的产销量均实现了巨大的飞跃。2014年，中国电动汽车累计生产8．39万辆，同比增长近4倍（表7-8）。2015年，中国成为电动汽车销量最高的国家，首次超过美国。有关统计数据显示，2015年中国市场电动乘用车销量达到207382辆，比美国的115350辆高出近一倍，占全球总销量的37．7％。

总体来说，目前我国电动汽车销量的增长以小型车为主，我国本土涉足电动汽车领域的企业逐渐增多，包括北汽新能源、比亚迪、东风日产等，市场上可供选择的车型也逐渐丰富。预计到2020年，中国电动汽车保有量达到500万辆（图7-59）。

表7-8 2014年中国电动汽车产量

图7-59 到2020年中国电动汽车保有量示意图

b．技术研发。“十五”和“十一五”期间，我国从维护能源安全、改善大气环境、提高汽车工业竞争力及实现我国工业的跨越式发展的战略高度出发，先后启动了“863”计划、“电动汽车重大科技专项”、“节能与电动汽车重大项目”等，投入科技经费近20亿元，形成了以纯电动、油电混合动力、燃料电池3条技术路线为“三纵”，以多能源动力总成控制系统、驱动电机及其控制系统、电力蓄电池及其管理系统3种共性技术为“三横”的电动汽车研发模式，共计200多家整车及零部件企业、高校和科研院所参与了电动汽车专项研发。2012年7月，国务院发布的《节能与电动汽车产业发展规划》中指出，以纯电驱动为电动汽车产业发展和汽车工业转型的主要战略取向，当前工作重点是纯电动汽车和插电式混合动力汽车的产业化建设。在此方针的指导下，我国电动汽车技术经过“三纵三横、整车牵头”和“三纵三横、动力系统技术平台为核心”两阶段攻关，继续取得重大突破，逐步形成了整车零部件企业协同研发、标准检测平台和应用示范为支撑载体的研发创新体系并取得了丰硕的成果。如锂离子动力电池和燃料电池系统性能与耐久性稳步提升，成本大幅下降；车用电机系统性能取得较大进展，产业化能力大幅提升；高密度永磁电机功率密度达2．68千瓦／千克，系统最高效率达到94％以上。

国内汽车企业也纷纷增加对电动汽车及相关零部件的研发投入。2008年，比亚迪一款型号为F3DM的电动汽车获准批量生产和销售，标志着我国电动汽车产业正式进入产业化阶段。2012年，我国累计发布60多项电动汽车相关标准，涉及电动汽车及动力电池安全、能耗消耗量测量、充电接口及通信协议等多个领域，为实现电动汽车规模产业化，尤其是纯电动汽车销量达到同类车型总销量1％左右门槛提供了重要的科技支撑。

c．产业政策。近几年，我国政府出台了很多政策对电动汽车发展给予支持和鼓励。截至2015年3月，国家及地方共出台电动汽车相关政策165项，其中国家出台19项，北京、上海等地方省市出台146项。

2014年中央对纯电动汽车最高补贴为5．7万元／台，并决定自2014年9月1日至2017年底，对获得许可在中国境内销售的纯电动、符合条件的插电式（含增程式）混合动力和燃料电池这3类车型，免征车辆购置税。中央和地方政府对电动汽车的财政补贴如表7-9所示。

表7-9 我国政府对电动汽车财政补贴

此外，电动汽车充电设施财政补贴政策有望出台，总补贴规模或达千亿元量级。从总体来看，财政补贴持续到2020年，电动汽车不限购、公务车优先采购电动汽车、购置税的减免等一系列政策将带动电动汽车的销量大幅增长。

⑥电动汽车发展的几个关键问题。

A．蓄电池问题。动力电池这个关键技术是纯电动汽车发展的瓶颈所在。它是纯电动汽车的主要能量载体和动力来源，也是电动汽车的整车成本的主要组成部分。它直接制约电动汽车的制造成本、续驶里程和使用寿命等主要问题，间接影响到纯电动汽车的市场化。动力电池在经历了铅酸电池、镍氢电池、钠硫电池等多种类型的发展和探索后，目前纯电动汽车最具潜力的电池主要集中在以下电池上：阀控铅酸动力蓄电池、镍氢动力蓄电池和锂离子蓄电池。

从长远发展来看，由于铅酸蓄电池过于笨重，且衰减快，所以不具有使用前景；镍氢电池虽然在一些领域应用还比较广泛，但其有记忆性、比容量也一般，还有单体电压低，导致其改进困难；而锂离子动力蓄电池具有更高的能量密度，从目前看有较好的发展前景。尽管如此，与内燃机相比，锂离子蓄电池能量密度还是很低，这使得续驶里程依然是一个难题。目前市场上使用的电动汽车一次充电后的续驶里程一般为100～350千米，这是在较为理想的行驶环境下才能得到实现，而绝大多数电动汽车一般行驶环境下续驶里程只有50～100千米。为了增加电动汽车的续驶里程，在汽车制动时，通常采用为蓄电池充电的形式，来吸收回收的能量。但蓄电池充放电循环次数有限，大功率充放电必将使蓄电池循环寿命大大缩短。

为解决这个新问题，有人采用超级电容器，但似乎目前超级电容器也存在问题，主要是能量密度低。它比铅酸蓄电池小一个数量级，所以需要更高能量密度的超级电容器，目前正在研发过程中。当然，还有太阳能电池、核能电池等，也为电动汽车的电池技术问题的解决提供了新解决方案，就目前来看都不是很成熟，有待于进一步开发。

数码科技发展至今，储能电池几乎成为桎梏进一步发展的最后一块顽石，在充电速度和比电容方面迟迟没有质的突破。据中国网报道，世界首款石墨烯基锂离子电池产品即将问世，该产品性能优良，可在－30～80℃环境下工作，电池循环寿命高达3500次左右，充电效率是普通充电产品的24倍。可满足10℃条件下，6分钟内快速充放电，显著缩短电池的充放电时间、延长电池使用寿命，将对信息产业及电动汽车等新能源领域带来重大颠覆性影响。

石墨烯是由碳原子构成的只有一层原子厚度的二维晶体。由于这种材料是从石墨中制取，而且包含烯类物质的基本特征——碳原子之间的双键，所以称为石墨烯。2004年，英国曼彻斯特大学安德烈·海姆和诺沃肖洛夫教授，成功从石墨中分离出石墨烯，证实它可以单独存在，两人也因此共同获得2010年诺贝尔物理学奖。石墨烯是世界上最薄、最坚硬、导电导热性最强的一种新型碳材料，它一经问世便被公认为21世纪最有前途的新材料，可广泛应用于微电子、物理、能源材料、化学、生物医药、航空航天、环保等领域。在这些应用领域中，水污染处理、功能性涂料、锂离子电池3方面的研究最多，也是目前石墨烯应用中较为成熟的领域。华为创始人任正非甚至认为：“这个时代将来最大的颠覆是石墨烯时代将颠覆硅时代。”且未来10～20年将爆发一场技术革命。

B．电机及传动技术。电机及传动技术是电动汽车关键技术之一。纯电动汽车一般在车辆空间和使用环境方面要求较严格，所以对驱动电机驱动系统提出更高的要求：体积／质量密度高、效率高、调速范围宽、制动能量回馈、适应性好、可靠性高。目前电动汽车电动机主要有以下4类：直流电动机、感应电动机、永磁无刷电动机和开关磁阻电动机。近年来，电动汽车用电机逐渐由直流向交流发展，直流电动机基本上已经被交流电动机、永磁电动机或开关磁阻电动机所取代。

C．控制技术。目前，较主流的电动汽车整车控制系统都采用CAN总线通信连接，这样不仅大大提高了控制的效率和稳定性，而且能实现数字控制。电动汽车驱动电机、电池等执行动力部分的状态信号被发送到CAN总线，最终传输到显示终端提供给驾驶人员，以便实现整车控制。

新的电子控制系统在传统汽车上应用不多，但它对纯电动汽车的工作有重要影响。与国外相比，目前我国还有一定差距。

D．其他方面。除了以上3个方面的问题外，纯电动汽车还在汽车轻量化、车体外形设计、电动车标准、充电站基础设施建设、电动汽车成本和销售等方面存在一些需要解决的问题。轻量化以及新型车体设计对提高车辆的动力性能和续驶里程都具有重要意义；电动汽车标准如能尽快完善，能更好地推动行业健康有序发展；充电站等基础设施建设还需要政策支持，如能像加油站一样普及，电动汽车的运行成本将大大降低，有利于更多电动汽车驶入寻常百姓家。

⑦充电设施。电动汽车充电基础设施主要包括各类集中式充换电站和分散式充电桩。完善的充电基础设施体系是电动汽车普及的重要保障，进一步大力推进充电基础设施建设，是推进能源消费革命的一项重要战略举措。

A．分类简介。充换电站，是为电动汽车的动力电池提供充电和动力电池快速更换的能源站（图7-60）。充电站类似加油站，电动汽车为了连续行驶就要求其电能得到及时补充。

充电桩，其功能类似于加油站的加油机，可以固定在地面或墙壁，安装于公共建筑（公共楼宇、商场、公共停车场等）和居民小区停车场或充电站内，可以根据不同的电压等级为各种型号的电动汽车充电。

a．便携式移动充电器、壁挂式充电器和落地式充电桩。按安装方式分，充电桩可分为便携式移动充电器、壁挂式充电器和落地式充电桩（图7-61）。便携式移动充电器是一种非常方便的充电方式，只要能找到插座，就可以充电；壁挂式充电器适合安装在靠近墙体的停车位；落地式充电桩适合安装于不靠近墙体的停车位。

图7-60 电动汽车充电站示意图

图7-61 按安装方式分类充电装置

b．公共充电桩和专用充电桩。按安装地点分，充电桩可分为公共充电桩和专用充电桩。公共充电桩是建设在公共停车场（库）结合停车泊位，为社会车辆提供公共充电服务的充电桩；专用充电桩是建设单位（企业）自有停车场（库），为单位（企业）内部使用的充电桩，建设在个人自有车位，为私人用户提供充电的充电桩。

c．直流充电桩、交流充电桩和交直流一体充电桩。根据电流性质不同，充电桩可分为直流充电桩、交流充电桩和交直流一体充电桩。交流充电桩是安装在电动汽车外、与交流电网连接，为电动汽车车载充电机提供交流电源的供电装置，同时具备计量计费功能；直流充电桩是固定安装在电动汽车外、与交流电网连接，为电动汽车动力电池提供小功率直流电源的供电装置，直流充电桩具有充电机功能，可以实时监视并控制被充电电池状态，同时，直流充电桩可以对充电电量进行计量。

d．快速更换电池和整车充电方式（常规慢充方式、快充方式和无线充电方式）。根据电能的补充方式不同，可以分为快速更换电池和整车充电两种方式。整车充电方式又可以分为常规慢充方式、快充方式和无线充电方式。

·快速更换电池方案：为了设法缩短等待充电的时间，有人提出快速更换电池的解决方案，比如说特斯拉S型电动汽车可以由机器人在90秒内自动为汽车更换电池组（图7-62）。这比普通汽车加满一箱汽油还要快，但仅仅换电池不是解决电池充电慢的根本方法。

图7-62 特斯拉更换电池组与普通加油比拼速度

更换电池方式要求车辆电池组设计标准化，易于更换。由于电池组快速更换专业化要求高，只适用于标准的充电站，这种电池更换系统要求昂贵的机械装置和大量的蓄电池。同时，存放大量未充电和已充电的蓄电池需要很多空间，修建一个蓄电池更换站所需空间远大于修建一个正常充电站或快速充电站所需的空间。因此，这种电池更换系统的初始成本很高，而且，目前车载动力电池的电气和尺寸参数尚无统一标准，市场应用尚待时日。

·慢充与快充方式：快充和慢充是相对概念，一般快充为大功率直流充电，半小时可以充满电池80％容量；慢充指交流充电，充电过程需6～8小时。电动汽车充电快慢与充电机功率、电池充电特性和温度等紧密相关。当前电池技术水平情况下，即使快充也需要30分钟充电到电池容量的80％，超过80％后，为保护电池安全，充电电流必须变小，1小时完全充满。直流快充桩和交流慢充桩如图7-63所示。

针对电动汽车充电难的问题，瑞士的ABB公司给出了另一个支持电动公交车的极速充电技术的解决方案：通过电网给极速充电站里自带的蓄电池慢速充电，当电动公交车到站时，由极速充电站里的蓄电池为公交车电池进行快速充电（图7-64），这样就能避免电网用电达到瞬间高峰。在ABB公司日内瓦的极速充电试点项目中，充电系统仅仅利用人们上下公交车的15秒钟就可以为公交车充电2．5千瓦·时，这些电量已经足够电动公交车行驶3～4站的距离，之后电动公交车会在下一站点进行又一轮快速充电。电动公交车沿线行驶无须停车充电，只有在把既定的一条路线跑完之后，它们才会回到终点站花费4～5分钟给车载锂电池充电，该电池充满后可容纳73千瓦·时电量。

图7-63 按充电电流性质分类充电桩

图7-64 ABB提供的极速充电技术支持的电动公交车

除了对充电站的设计之外，ABB公司对于电动公交车的电池也进行了优化。这种电动公交车电池使用的并非传统的碳阳极，而是由锂钛化合物组成的纳米晶体。这种纳米晶体的表面积更大，可以有效支持快速充电，但相对来说，电池组中每个电芯携带的电压也会更低一些。为了让极速充电站更好地融入城市当中，ABB公司将其设计成可移动的装置，它可以从公交站中轻松转移出去，根据需要安置在城市的各个角落或者是地下停车场里。这一套极速充电系统不仅能为公交车服务，还可适用于运输卡车、出租车以及任何需要定时停靠的车辆。

从技术上来看，其实极速充电并没有显著提高电动汽车电池的使用效率。但是，从人性的角度来说，如果这种技术能被推广开来，将大大缓解那些电动汽车潜在买家心中的焦虑。

·无线充电方式：电动汽车无线充电方式的研究，目前主要集中在感应式充电方式，不需要接触即可实现充电。目前，日产和三菱都有相关产品推出，其原理是采用了可在供电线圈和受电线圈之间提供电力的电磁感应方式，即将一个受电线圈装置安装在汽车的底盘上，将另一个供电线圈装置安装在地面，当电动汽车驶到供电线圈装置上，受电线圈即可接受到供电线圈的电流，从而对电池进行充电。目前这套装置的额定输出功率为10千瓦，一般的小型电动汽车可在7～8小时内完成充电。这种方式的成本较高，还处于实验室研发阶段，其功能还有待时间验证。

韩国高新科技研究所（KAIST）研发的无线充电行车道（图7-65），他们将充电感应线圈预先埋在行车道上，可以一边驾驶一边给车无线充电。然而，这会让道路建设费用变成天价，而且只能服务于那些能够无线充电的电动汽车车型。

图7-65 韩国研发的无线充电行车道

B．市场格局。截至2015年年底，我国已建成充换电站3600座，公共充电桩4．9万个，较2014年年底780座充换电站、3．1万个交直流充电桩分别增加2820座和1．8万个，同比增速分别为361％、58％。其中国家电网充换电站1500余座、充电桩3万个，占比分别为41．7％、61．2％。

目前，中国充电站市场是由具有行业优势的几家大型企业首先涉入而发展起来的。拥有电源和输配电优势的电网企业开始自建大型充电站；拥有网络优势的石油巨头，利用现有加油、加气站，改建成加油充电综合服务站，并计划将这一种综合运营模式扩展至全国各地；掌握土地资源的大型房地产开发商也利用占地优势与电力公司合作，开展充电桩布局。目前，四大运营商已经成为新能源汽车充电站投资主力，引导着我国充电站行业的快速发展。

a．电网公司：探索中定位发展方式与布局重点。国家电网和南方电网作为两大电网集团，在国内具备建设充电站的先发优势，在行业标准制定上也存在一定的优势。在汽车急需政策拉动的背景下，政策支持将是决定及其相关产业的重要推动力，拥有政策支持优势的电网集团将是充电站行业竞争的两大主体。

国家电网公司创新实践多种充电模式，有力地促进了我国电动汽车产业发展。2015年9月，国家电网公司代表中国在IEC主导的“电动汽车电池更换系统—通用要求”国际标准完成编制，将促进不同充电服务平台互联互通，提高设施通用性和开放性。作为基础类标准，该标准的正式发布将为后续换电系列国际标准的立项和制定提供重要的技术参考，有助于我国电动汽车电池更换领域的技术科研成果和实践经验走向国际，进一步提升我国在电动汽车充／换电领域的国际影响力和话语权，助力中国充／换电装备制造业“走出去”。

截至2015年年底，国家电网公司已累计建成充换电站1500余座、充电桩3万个。2016—2020年，国家电网公共快充站建设目标达到1万座，充电桩12万个，全面覆盖京津冀鲁、长三角地区所有城市和其他地区主要城市的高速公路快充网络，总计覆盖城市202座，高速公路3．6万千米，建成完整的电动汽车充电网络。

南方电网公司大力支持深圳电动汽车发展，自2009年以来积极做好充电桩建设和供电服务。截至2014年年底，南方电网累计建成电动汽车充换电站18座，分散交直流充电桩3256个。南方电网公司在深圳福田、盐田等5个区建设运营了7座充电站、充电桩2077个，覆盖深圳共47个小区，在城区初步建成快速充电网络，可为深圳除公交大巴外各类电动车提供充电服务。下一步南方电网将密切配合深圳市政府建设充电设施，提升电能质量，做好供电服务。

b．能源公司：致力于综合能源供给基地。对于中石化等能源企业，借助其原有的加油站网络布局优势，在附近设置快速充电电源系统，进行“充电服务”的实证试验，是未来实现电动汽车商业化的真正探索者。采用共站的方式，未来加油站会转换为综合能源供给基地，能够综合为传统汽车、混合电动汽车以及纯电动汽车提供动力，是未来充电站市场主要的运营商。

在运营模式上，能源企业将与电网公司互相合作。能源企业最大的优势是省去了圈地布局的麻烦，而且在下游市场的相关渠道、服务等方面更加成熟；而电网公司最大的优势是对电网的控制权，这也是能源企业建设充电站所不可缺少的。2011年，中石化分别在北京、深圳建设2座充电站，在上海、安徽有6座加油站示范点，主要是加油站与充电一体站。截至2013年，中石化已在上海、武汉、河南等地展开了基于加油站网络充电桩约500个，对上述地区原有加油站网络的覆盖率亦超过了三地加油站总保有量的3％。

2015年10月，四川首座集加油和充电于一体的新能源充注站——泸州销售龙马城北加油充电站全面营运。这座加油充电站是在泸州销售龙马城北加油站空闲场地上改建的。新建的充电业务区占地约3亩，共安装30个380V快充桩，可同时为30辆电动汽车或油电混合汽车提供自助充电服务。附设的客户休息室具有免费上网、看电视及休闲等功能。加油站便利店还为充电客户提供了方便面、糕点等快捷食品。

c．汽车厂商：完善配套推动源汽车消费。2015年5月16日，由北汽股份有限公司在北京市丰台区集美家居大红门店建设的公共充电站正式启用。这是我国首批由车企主导、“众筹建桩”建设的公共充电设施。此次投入运营的公共充电站还包括北辰亚运村汽车交易市场、丰苑大厦等8处充电站，共61个公共充电桩，实现了对商城、居民小区、科技园区、宾馆酒店和写字楼等不同类型物业的广泛覆盖。

d．商业地产：联手电动汽车企业进入充电市场。目前，比亚迪已经取得万科旗下所有物业支持安装个人充电桩的许可，并正在试图与万达、恒大这些大型商业地产合作建充电桩。宝马也与万达、万科达成合作。

我国的大型房地产和商业地产企业，拥有占地优势，不管是电力公司还是石化公司，都需要与土地拥有者合作才能进行建设。开发商在其项目建设期进行电网建设和充电桩布局，其相对成本较低，且能够增加开发项目的附加价值，为企业带来后续持续盈利。因此，在小区、商业区以及停车场的充电站和充电桩市场建设上，大型房地产商将拥有一席之地。在小区、商区及停车场建设的充电站和充电桩的主体将是房地产公司，电网集团在建设中将作为合作者提供资源。

C．运营模式

目前，充电设施建设运营模式主要有4种。

a．政府主导。是由政府投资、运营。优点是推进力度强，缺点是财政压力大、运营效率低，不一定适应市场化。

b．企业主导。是由企业投资运营，与电动车销售、充电桩生产搭配。优点是运营管理效率高，缺点是缺乏统一管理，可能产生无序竞争。

c．混合模式。是由政府参与扶持，企业负责建设。优点是能使政府和企业产生互补，更快推进产业发展，但缺点是受政策影响大。

d．众筹模式。是整合政府、企业、社会等多方力量共同参与。优点是能够提高社会资源利用率，适应市场，注重用户需求，缺点是各方利益整合有难度，最终还是要靠政策的引导。

充电运营的基本盈利模式包括服务费、电费差价、增值服务，还有即将出台的国家补贴。据不完全统计，截至目前，除青岛外，全国已有江西、河北、合肥、南京、扬州、济南、佛山、惠州、青岛、北京等省市出台充电服务费标准（表7-10）。江西充电服务费最高，达到2．36元／千瓦·时（含电费），而青岛市的充电服务费最低。

充换电服务费的制定，让有意进入这一行业的厂家看到了机会，但对于消费者而言，可能会增加一定的使用成本。充换电设施建设一直是制约新能源汽车推广的重要因素，而充换电设施建设的核心问题是充换电服务定价。电动汽车充换电设施用电的扶持，有助于加速充电设施建设，打破长期充电设施建设滞后对新能源汽车推广的限制。

表7-10 十省市电动汽车充换电服务费标准一览表

D．机遇与挑战。自2008年北京市奥运会期间建成我国第一个集中式充电站，2009年南方电网在深圳首批两座电动车充电站和134个充电桩正式投入使用以及2010年华北电网在唐山南湖投建大型的电动车充电站正式商业运营以来，我国电动汽车充电设施建设步伐与时俱进。

进入2014年以来，国家相继出台了多种政策措施扶持新能源汽车和充电设施的发展，随着各级政府对充电设施建设投入加大，充电设施市场即将迎来大爆发时期。结合新能源汽车示范推广，在深圳、杭州、合肥等地已建成较大规模的城市充电服务网络；在苏沪杭地区已初步建成城际充电服务网络；在京沪、京港澳、青银等高速公路沿线已基本建成省际充电服务网络。此外，技术水平也在不断提高，交直流充电桩、双向充放电机、电池快速更换系统等设备已实现国产化；无线充电、移动充电等新型充电技术已开展试点运营；充电基础设施监控、计量、计费及保护等技术日趋成熟；充电基础设施与新能源、智能电网及智能交通等技术融合已开展试点应用。

但是，应当看到，我国充电基础设施建设还远落后于新能源汽车产业发展。据工信部统计数据，我国新能源汽车保有量已经超过50万辆，但当前我国公共充电桩数量不足5万。所以，充电桩产业面临着有标准、有规划、有补贴、有需求的重大发展机遇，除了设备生产、投资建设受益，充电桩运营也将专业化并催生新的盈利模式。

图7-66 到2020年中国充电设施建设规模

催生新的千亿元级充电市场。为落实《国务院办公厅关于加快新能源汽车推广应用的指导意见》（国办发〔2014〕35号），科学引导电动汽车充电基础设施建设，促进电动汽车产业健康快速发展，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、住房城乡建设部四部委联合印发了《电动汽车充电基础设施发展指南（2015—2020年）》（以下简称《指南》）。《指南》提出，到2020年，新增集中式充换电站超过1．2万座，分散式充电桩超过480万个（图7-66），以满足全国500万辆电动汽车充电需求。

截至2015年年底，全国仅建成了3600个充换电站、4．9万个公共充电桩，车桩比大约为9∶1，按照新能源汽车与充电桩1∶1的标准配置来看，充电基础设施建设缺口巨大，远不能满足超过50万辆新能源汽车的充电需求，与2020年1．2万座集中式充换电站、480万个分散式充电桩的规划目标更是相距甚远。据此测算，若5年后达到规划目标，充电桩数量的年均增速将达到150％。未来5年充电桩设备市场新增规模将超过2900亿元，充电站建设投资将超过400亿元，预计到2020年充电运营市场规模将超过500亿元／年。

《指南》要求，积极引入社会资本，通过政府与社会资本合作（PPP）等方式培育市场主体；鼓励拓展多种商业模式，鼓励探索大型充换电站与商业地产相结合的发展方式，引导商场、超市、电影院、便利店等商业场所为用户提供辅助充电服务。此外，在城际高速公路服务区， 2020年之前形成“四横四纵”（四纵：沈海、京沪、京台、京港澳；四横：青银、连霍、沪蓉、沪昆）城际快充网络，建成超过1000座城市快充站。中国各地区电动汽车及充电设施“十三五”发展规划详如图7-67所示。

建立城际快充网络，可以让电动车走得更远，在一定程度上也有利于环境保护。目前的电动车行驶里程一般在200千米，如果开空调或遇到堵车，就只有100多千米，像现在京津冀协同发展，往来更加密切，但很多车主不敢远行，担心去天津的路途上没有充电桩。

电动汽车清洁无污染，是以电代油潜力最大的领域。尽管传统的内燃机汽车目前仍占据主导地位，但发展清洁无污染的电动汽车是大势所趋，并将改变21世纪汽车工业格局。从能源利用效率来讲，根据有关数据，电动汽车的能源利用效率是燃油汽车的1．5～2倍。除此之外，电动汽车还具有零排放的优势。2020年中国新能源汽车将达到500万辆，按照每辆汽车每年行驶2万千米、平均每百千米10升油耗计算，500万辆电动汽车每年可以减少汽油消耗约710万吨，减少二氧化碳排放约1500万吨。

“互联网＋”思维布局产业链。充电桩连接的不仅是一辆电动汽车，它可以是能源变现的渠道，也可以是能源数据流量的导入端口，进而也可以是一个数据门户的入口。有了“互联网＋”，充电桩不再只是一个桩，而成为一个充满无限可能的接口。

图7-67 中国各地区电动汽车及充电设施“十三五”发展规划

为争夺能源互联网的入口，充电设施企业纷纷加码智能充电设备制造。在充电设备企业中，国电南瑞、许继电气、万马股份、中恒电气等已率先把能源互联网引入充电设施领域。智能充电网络运营公司推出智能充电桩和智能充电云平台管家服务。万马新能源还推出了爱充APP产品，该APP可实现对充电桩的手机查询与导航、远程预约、扫码充电、电动车4S店的增值服务、无卡电子支付等功能。

譬如，电动汽车车主发现电量不足需充电时，打开手机中的爱充网，点击充电桩查找，软件搜索附近可用的充电桩，并且能显示哪个充电桩闲置，哪个充电桩正在充电。车主点击其中一个充电桩，页面上就会弹出该充电桩的详细资料，通过软件成功预约充电桩，软件会自动设定好导航路线。充电结束后提醒车主充电已完成，可以选择刷卡付费或者支付宝付费。随着“互联网＋”概念与充电设施产业深度融合，在充电桩市场需求放量后，产业价值链核心将逐步从硬件制造向充电桩运营转移，充电桩将能扮演能源互联网架构中的变现端口和流量入口的角色。在传统的充电桩设备制造之外，结合“互联网＋”的充电桩运营或成为行业未来的主要盈利点。

另一方面，充电基础设施在国内尚处于起步阶段，由于涉及城市规划、建设用地、建筑物及配电网改造、居住地安装条件、投资运营模式等方面，利益主体多，推进难度大，面临诸多挑战，主要体现在以下几方面。

一是电动汽车及其充电技术的不确定性大。电动汽车产业尚处于发展初期，动力电池及充电等关键技术发展日新月异，不同技术方案对应的充电需求存在较大差异，增加了充电基础设施建设与管理的难度，加大了投资运营风险，影响社会资本参与的积极性。

二是充电基础设施与电动汽车发展不协调。在电动汽车产业发展过程中，普遍存在注重车而不注重充电基础设施的问题，有车无桩、有桩无车现象并存。加之部分充电基础设施建设布局不合理以及设施通用性差等问题，造成充电基础设施利用率低。

三是充电基础设施建设难度大。充电基础设施建设需要规划、用地、电力等多主管部门和相关企业协同配合，在社会停车场所建设充电基础设施，面对众多分散的利益主体，协调难度大。在私人大量停车位不具备安装条件；对于具备安装条件的用户，存在业主委员会不支持和物管企业不配合的现象。此外，由于充电基础设施还涉及公共电网、用户侧电力设施、道路管线等改造，也增加了建设难度。

四是充电基础设施标准规范体系有待完善。充电基础设施设备接口、通信协议等技术标准急需完善。国家已颁布的部分技术标准未严格执行，造成不同品牌的电动汽车与不同厂商的充电设施不兼容，充电便利性大大降低。充电设施与充电服务平台的通信协议、结算体系等标准不统一，充电服务平台的服务能力和质量未能满足用户需求。

2015年年底，工信部、科技部等五部委联合发布新修订的电动汽车充电接口及通信协议5项国家标准。统一标准的制定能够有效解决当前充电桩建设混乱无序的局面，同时加强充电桩的安全性与兼容性，提高使用体验，为充电桩的推广应用打下良好根基。

随着充电设施政策支持和居民环保意识的提升，电动汽车的使用频率也在不断增高，曾经阻碍电动汽车发展的“充电难”问题，也将随着全国各地建成充电网络而解决，充电设施行业发展现状及势头必将引人注目。

⑧充电桩的创新应用。

A．节能路灯变身充电桩。能否提供方便快捷的充电是影响电动汽车发展的重要原因。为了解决电动汽车充电问题，来自德国柏林的Ubitricity公司提出的概念叫作“在路灯边充电”。简单讲就是把路灯改造成充电桩，通过无线上网的智能电线能够使得电动汽车在充电过程中的付费变得简洁流畅，付费结算也及时准确、十分方便。

图7-68为德国柏林街道路灯充电桩正在为一辆停放在路边的电动汽车充电。

图7-68 德国柏林路灯充电桩

路灯充电桩，即对路灯进行适当改造，在路灯杆上安装充电插头，然后利用一种特殊的充电线，就可连接路灯完成充电并自动结算。Ubitricity的充电设施主要有3个部分构成：插座、智能充电线和连接管理器。

智能充电线（图7-69），包含兼容所有车型的智能电表和M2M通信协议（机器终端智能交互为核心的、网络化的应用与服务）。用户可以选择供电商，登录时也可以看到实时账单。

充电插座可以安装在多种环境，包括墙壁（图7-70）、独立的充电桩甚至路灯上，充电功率最高可达4．6千瓦。用户可以通过签订的移动电力协议来监测所有和充电相关的费用支出。

图7-69 智能充电线

图7-70 充电插座

连接管理器在充电和支付环节展示透明平台，同时也可以查询到距离最近的可充电地点。可以实时公开显示交易数据、精确计算充电量、提供每月账单并且帮助用户进行能量管理（图7-71）。

从充电到付费的过程只需要非常简单的3步：首先连接充电设施，智能充电线自动对于已经注册的用户进行识别和授权并解锁插座；然后充电，通过移动测量技术，智慧电缆精确地测量出充电量并对相关数据进行计费，并通过无线向电力公司发送数据；最后是付费，所有充电数据都会被准确记录并整理成收费账单发送到用户的移动终端。

图7-71 连接管理器

当充电用户达到一定数量，电动汽车的作用就像是无数个电池组，一端与一定的可再生能源组建虚拟电厂，另一端与客户形成需求侧响应，真正实现了电力移动性和可移动电力。

目前在德国，电动汽车充电已经非常普遍。全国各地大约有1000万个路灯，由于部分路灯的电网连接和位置可以满足日常充电需求，所以其中的1％～2％可能会被整修为充电点，也就是以单价500欧元左右的价格，再建造10万～20万个“充电桩”。

路灯充电桩模式，相当于在原来的电线杆上加了插座和电表，不用再新开公共资源建充电桩，大大节省了成本。同时，由于路灯本身使用市政电力，就减去了铺设电线的工程，这在大城市特别是在城区是较为方便的模式。

我国在北京昌平区京密北路试点区域已经建设了多个试点路灯充电桩（图7-72），其中8个慢充桩，常规充电时间为4～5个小时；2个快充桩，充电时间约为1个多小时。充电桩的电源来自88盏路灯，通过由传统高压钠灯到LED灯的改造，这些路灯节省出的电量可以满足十几辆纯电动汽车同时充电，并且不会影响晚上的照明。在两个月的试运行阶段，累计为电动车主充电超过1000小时。

上海的智慧电杆不仅是节能照明灯和充电桩（图7-73），它还装有治安监控摄像头，按“一键呼叫”按钮可直接联系附近警察，还能实时监测空气质量，显示政府公布的信息、商业餐饮信息。同时，它还是一个Wi-Fi基站，走在路灯下就可以享受无线上网的便捷，而未来也可以加载RFID电子标签、停车收费、交通信号灯、停车指示牌以及网络专车信息屏等模块，具有高度的功能可拓展性。此外，随着智慧灯杆的批量生产，成本也将得到大幅度降低。

路灯充电桩普遍被看好，因为它只是在原来的电线杆上加了插座和电表，不用再新开公共资源建充电桩，又减去了铺设电线的工程，大大降低了成本。但是，我国国内对路边充电杆的推广也有很多担忧。

图7-72 北京昌平路灯充电桩

图7-73 上海路灯充电桩

首先路边充电，停车位如何解决。也即是说让电动汽车真正有地方停下来充电才是最现实的问题。同时，快充更能满足公共场所的充电需求，而路灯充电桩受到容量限制还是以慢充桩为主，可能会给交通带来更大的压力。

其次是充电成本，主要涉及的是充电桩建设成本和充电成本。充电桩的建设中，国内主要担心各种各样的充电桩替代技术正在不断涌现，路灯充电桩不一定能使充电成本具有更加明显的竞争优势。而“电桩”这家公司做的是运营平台，其主要利用其APP让用户可查询、预约导航至充电目的地并进行充电，而充电桩是由其他的设备厂商提供。

最后，路灯充电桩的电费计算方式则要分成两部分来考虑。利用市政路灯原有容量的充电桩，按照非居民照明电价计算；对于仅利用路灯线路，使用新增的用电容量的充电桩，按照国家对充换电设施用电实施的扶持政策，执行大工业用电价格，实行峰谷电价，2020年前，暂免收取基本电费。

B．太阳能充电停车“林”。设计师内维尔·马尔斯构思的“光电林”可谓是一物两用：既是提供清洁、可再生能源的重要设施，同时也给充电的汽车提供了背阴的停车场（图7-74）。

图7-74 太阳能充电停车“林”示意图

内维尔·马尔斯的太阳能“森林”中，每棵“树”的各“分枝”顶端都安装了光电“树叶”。每一个“树干”的底部都有电源插座，可为人们出行补充能量。虽然重叠的太阳能光电“树叶”的效率可能还不尽如人意，但是，与标准的日晒雨淋的混凝土停车场相比，这种太阳能森林不仅在审美层面上明显地更胜一筹；而且，它也为太阳能技术与自然环境的结合提供了很棒的灵感。

C．太阳能公路。为了实现能源的可持续发展，人类发明了新能源汽车；然后又为了解决新能源汽车高效、便捷的续航问题，人类更是绞尽脑汁，发明了燃料电池、太阳能充电、充电桩、换电站等。然而，伟大的科学家对于电动汽车的未来更富狂想：将来再也看不到加油站、充电站，无线充电道路全面覆盖，汽车无须加油，也不用停车充电，在道路上边奔跑边充电，可无休止地开下去。

据专家介绍，开发太阳能道路最初是由美国一家名为“太阳能之路”的绿色能源公司提出的。他们开发的是像地砖一样的太阳能电池板，是一个边长为30厘米的小方块。每片太阳能电池板的成本为7000美元，每天可发电7．6度。这种太阳能电池板可以铺设在城市公路和人行道中，也可以铺设在郊外的高速公路中，电线埋在太阳能电池板之下。一块块太阳能电池板铺设好之后，再在上面铺设高强度的高分子透明塑料板（图7-75）。

这些塑料板透明度很高，可以让阳光充分照射太阳能电池板。这些塑料板十分牢固，而且并不十分光滑，可以保证汽车在上面快速行驶而不打滑。而在下雨天的时候，特殊的构造可以让雨水迅速流走，而不会因为积水而影响汽车和行人出行。

因为在每一块地板上都有超耐磨的玻璃，因此同时也能为汽车提供强大的抓地力。每块光伏板都带有LED灯来作为车道线，可以在阴天或夜晚亮起道路标志（图7-76），这样会使交通信息和指示直接显示在路面上。想象一下在压不坏的显示器上开车的感觉，就很爽。道路中还有一些电热丝，在天寒地冻时利用太阳能储电装置自动加热，将积雪迅速融化，有效防止路面结冰或积雪，从此不再担心因大雪而难以出行的问题。

“太阳能之路”的创意想法最初来源于一个名叫Julie Brusaw的姑娘。爱幻想的她在2006年的某天突然脑洞大开，她想如果将美国75000多平方千米的公路全部换成太阳能光伏板，这样就不仅仅是制造很多很多电了。身为工程师的丈夫Scott Brusaw听了妻子的建议后很受启发。他综合多方面资料后，开始自己的研发计划。不久，一个被命名为“Solar Road-way”的咬合六边形钢化玻璃面板问世了。

图7-75 太阳能公路示意图

图7-76 太阳能公路光伏板LED灯车道线

随后，经过在自家院落尝试性铺设成功之后，夫妻俩兴奋不已。不仅是因为研发成功，更是因为这段太阳能路面中内置了光伏电池能发电，由于使用回收塑料颗粒，还特别环保。他们计算过，只要完成全美1／3的道路铺设，就可以满足整个美国的电量需求，这对于美国的大气质量改善来说无疑是个天大的好消息。

这个发明最重要的意义在于，太阳能公路可以作为一个巨大的无线充电设备，给在其上行驶和停泊的电动汽车进行无线磁感应充电。这就像手机无线充电一样，汽车行驶在一个连绵不断的无线充电器之上。可想而知，这就相当于让特斯拉行驶在一个无线充电器上一样，电动汽车可以无限续航。这意味着电动汽车将会广泛被使用，而且不可逆转地取代汽油车和柴油车，使能源行业将接受新的挑战。

据悉，目前美国交通部正计划把“母亲之路”66号公路升级为太阳能公路（图7-77）。

图7-77 美国“母亲之路”66号公路拟升级为太阳能公路

其实关于太阳能公路，世界各国均有研究。

在2013年，韩国南部的龟尾市火车站到市区一条长达12千米的道路，成为世界上第一条无线充电公交车道（图7-78），已经实现电动公交车边行驶边充电。其原理是安装在路面下方的电缆可以产生电磁场，公交车设备中的一个线圈会与之作用，产生电能。目前已经有2辆公交车往返在这条无线充电道路上为民众提供运输载客服务，无须停车加油或充电。不过它迟迟没有更大范围的推广，是因为建设无线充电道路成本相对较高，实用性上远远低于充电桩或高架电缆，大范围推广投入成本太过昂贵。

图7-78 韩国世界上第一条无线充电公交车道

法国政府宣布要用5年时间打造一条长约1000千米的太阳能道路（图7-79），其发电量约可供应500万人所需用电。特别是这条太阳能道路的经费来源，将由法国政府向化石燃料加税的税收贡献。

图7-79 法国铺设1000千米长的太阳能公路

此前，就曾有人预言，未来玻璃制成的太阳能板将彻底替换沥青路和停车场，公路不但承载着交通运输的任务，还能为当地社区提供电力，以节省能源。

（2）港口岸电

①港口岸电简介。目前，全世界绝大部分船舶靠岸后，都使用柴油发电机发电，排出大量二氧化碳、硫化物以及氮化物，对环境造成严重污染。随着全球海运业务的增长，船舶造成的环境污染也日趋严重。港口岸电技术是指船舶靠港期间，停止使用船上辅机发电满足船上冷藏、空调、加热、通信、照明、应急和其他设备的电力需求，而接用岸上电源供电的港口供电、船舶受电的成套技术。港口岸电分为港口油改电和船舶岸电。

港口油改电，即将原本由柴油机提供动力的岸边桥吊、堆场龙门吊等港口主要大型装卸机械设备，改造成由电力提供动力的电动机械设备。

船舶岸电，即在船舶停靠码头时停止使用船上的燃油发电机，而采用由码头提供的供电系统为船舶供电。

港口油改电及船舶岸电技术是实现港口节能减排的重要手段，是建设“绿色港口”和提高码头竞争力的重要措施。其主要优势如下。

A．消除柴油机组燃烧油料排放的氮氧化物、氧化硫、一氧化碳、二氧化碳、碳氢物和颗粒悬浮物等有害物质。

B．船舶接用码头船用供电系统后，可消除靠港船舶自备柴油发电机组的运行噪声污染。

C．船舶的自备发电机发电效率低，以港口电网供电代替传统的自备燃油机发电机供电，可节约船舶靠港供电的成本，节省船舶自身发电设施的维护费用，同时提高港口的能效。

②发展港口岸电的意义。港口作为我国对外开放的窗口和现代物流供应链中的重要环节，其能源消耗在整个交通行业中占有相当的比重，抓好港口的节能降耗是交通行业节能工作的重点之一。随着国家经济持续快速发展，港口建设的步伐加快，船舶停靠码头的数量和密度大幅增加，为此需要消耗大量燃油，进而形成了规模壮观的“江海流动烟囱”。传统的船舶燃油供电受船舶自身设备质量、规模、品质等局限性影响，燃油利用率不高、损耗严重，且船舶柴油机产生的过剩电能又不能储存，损耗严重；同时，船舶柴油机产生的污染物排放也对港口环境造成了巨大的破坏。

因此，港口开展节能减排工作，不仅是国家完成“十三五”规划中节能目标、改善港城环境、提高城市发展质量的需要，也是港口企业实现向现代交通业转型和提高自身经济效益的需要。岸电技术开始在港口码头得以应用，并逐渐成为国家大气污染治理的主要手段之一。

早在2010年6月，交通运输部召开船舶靠港使用岸电研讨会，开始积极倡导和推广靠港船舶使用岸电。至2015年9月，交通运输部印发《船舶与港口污染防治专项行动实施方案（2015—2020年）》，方案提出，以减少污染物排放和强化污染物处置为核心，以完善法规、标准、规范为基础，以推进排放控制区试点示范为抓手，依法推进船舶与港口污染防治工作，努力实现我国水运绿色、循环、低碳、可持续发展。方案明确了到2020年，珠三角、长三角、环渤海水域船舶硫氧化物、氮氧化物、颗粒物与2015年相比分别下降65％、20％、30％，主要港口90％的港作船舶、公务船舶靠泊使用岸电，50％的集装箱、客滚和邮轮专业化码头具备向船舶供应岸电的能力。

我国是世界上最大的水运国家，年港口货物吞吐量达70多亿吨。如果靠港船舶在国内全部使用岸电，据测算，每年可减少917万吨二氧化碳、12．6万吨二氧化硫、19．5万吨氮氧化物的排放，起到巨大的环保、节能效果。开展码头岸电示范项目建设，加快推进靠港船舶使用岸电，有利于进一步促进水运行业绿色发展，也是治理船舶与港口污染的有效探索。

③国内港口岸电典型案例。

A．江苏连云港。2010年10月24日，由连云港供电公司与连云港港口集团联合研发的全国首例港口岸电系统在靠港“中韩之星”轮上成功启用（图7-80）。该系统通过高压变频、变压等方式，转换为适合各类靠港船舶使用的电源，替代船舶发电机发电，实现靠港船舶零排放。该班轮每周停靠59号泊位两次，使用岸电与使用燃油相比每次可节约能耗成本8018元，使用岸电一年半可节约125万元。同时，使用岸电减少了船舶的振动和噪声，船员生活质量大大提高。

据了解，连云港每年靠港船舶达8000多艘次，全部船舶采用接岸电供电后，每年将给连云港减少二氧化碳排放量12万吨、硫化物2000吨、氮氧化物3000吨。

B．天津港。自启动绿色港口建设以来，目前天津港内的工作船停靠码头全部实现以电提供动力，完成132台集装箱场桥“油改电”、36座低压岸电装置建设。图7-81为港口工作人员通过充电箱为工作船供电。

与在港口内作业的工作船相比，停靠港的大型集装箱船舶进行“油改电”，需要高压岸电。针对15万吨以上集装箱船普遍使用6．6千伏船用电压等级的情况，自2014年年初，天津港在太平洋国际集装箱码头开展了高压岸电模式试点，建设了6．6千伏、可实现60赫兹变频，供电容量为3000千伏安的高压岸电项目。该项目启动后，全年可为162艘来港集装箱船舶提供岸电供应，实现替代燃油1290吨，减排二氧化碳4079吨。

图7-80 江苏连云港岸电系统

图7-81 工作人员通过充电箱为工作船供电

据测算，一艘万吨级船舶停泊期间每天使用燃油发电所产生的污染量，相当于50万辆小汽车每天排放的污染量。而在采用港口岸电技术后，大幅减少了船舶污染排放。

C．河北沧州黄骅港。设立了综合港区“3000吨”两个示范工程。采用0．4千伏“岸电”应用系统，为靠港船舶提供电力，最大功率560千瓦，年用电量84万千瓦·时。

D．广东深圳港。2010年在深圳蛇口集装箱码头，新建了一座岸电变电所以及配套的两座移动式变电站。这个系统采用大容量高压变电装置，将50赫兹电网电源转化成60赫兹岸电电源，供电电压有6．6千伏和0．44千伏两种，可满足高压船型和低压船型的不同用电需求。供电方式灵活，增加了岸电电源的适用范围。

E．重庆朝天门码头。作为“黄金水道”长江上重要港口之一的朝天门码头，每天运送数千游客游览壮观的长江三峡，吞吐着万吨货物，在带动经济发展的同时，日益增多的燃油能源消耗也造成了一定的环境污染。2015年朝天门智能港口岸电系统投运（图7-82），每年至少可替代电量约183．6万千瓦·时，减少碳排放1480吨，减少燃油发电成本292．8万元。

图7-82 重庆朝天门码头智能港口岸电系统

F．广东中山港。2016年7月3日，广东中山智慧港口岸电系统建成投运（图7-83）。该系统安装了630千伏的配电变压器，敷设1千米电缆，设置9台岸电桩，每个岸电桩额定功率为60千瓦，提供两个三相和两个单相接口，可同时供27条船舶用电。停靠码头的船舶在靠港期间作业时关闭自备辅助柴油发动机，接入码头的电网，从而实现港口岸电替代船舶辅机燃油供电，且较以前柴油发电机发电更加方便和安全。据测算，使用该系统的码头每年可增供电量236万千瓦·时，减排二氧化碳474吨，具有良好的环保效益和经济效益。不但能有效降低燃油产生的污染物排放，改善内河环境，提高空气质量，杜绝噪声污染，还能节约船舶靠岸期间的运营成本，为打造“低碳港口”“绿色航运”发挥重要作用。

在港口码头全面推广岸电供电技术，以电代油，为靠港船舶提供电力能源，将基本消除船舶靠港期间有害污染物气体排放的问题，可消除自备发电机组运行产生的噪声污染，改善港区环境质量，协调港口与城市发展，具有重大社会环境效益。同时，由于应用港口岸电技术，船舶的业务方能极大地节省能源费用，取得极佳经济效益，这也提高了他们的改造积极性。此外，大力发展港口船舶岸电项目，在实现节能减排、改善港口环境的同时，还可以建立电能替代工作的新模式，增加电网企业终端用户，促进可再生能源和清洁能源的消纳使用。

图7-83 广东中山港智慧岸电系统