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摘要
北方城镇清洁供暖单一热源模式存在短板：纯地热项目受地热资源限制，尖峰供暖负荷不足；光伏、风电等可再生能源间歇性波动。采用“中深层井下换热地热+光伏/空气源热泵"多能互补供暖系统，利用地热承担基础基荷供暖，可再生电力配套调峰，能够提升系统供热稳定性，进一步降低系统化石能源消耗，具备更高的碳减排潜力。随着CCER市场重启，多能互补地热供暖项目如何适配CCER方法学要求、界定项目边界、区分各热源减排贡献，是当前产业实操难点。本文以井下换热中深层地热为基础热源，构建地热+光伏多能互补清洁供暖系统，剖析多能互补项目CCER开发的核心难点，厘清不同热源的排放分摊规则；梳理项目从可行性评估、PDD编制、监测方案设计、备案、核证签发全流程开发路径；对比单一地热项目和多能互补项目减排效益、开发难度；识别多热源项目边界划分、减排量拆分、双重计数等合规风险，提出规避方案。案例测算表明，搭配分布式光伏的井下换热地热供暖项目，能够降低系统外购电网电量，减少项目排放，提升年度净CCER减排量。本文研究成果可为北方多能互补地热清洁供暖项目开展CCER开发提供路径参考，助力可再生能源多能融合项目挖掘碳资产价值。
关键词：中深层地热；井下换热；多能互补；光伏；CCER；清洁供暖；碳减排
北方冬季供暖尖峰负荷大，单纯依靠中深层地热井下换热系统，地热稳定出力只能承担基础负荷，尖峰时段需要配套调峰热源。传统调峰热源使用燃气锅炉，会产生碳排放，削减项目整体减排效果。如果配套分布式光伏，利用光伏发电供给地热循环泵、换热站用电，减少电网购电，进一步降低项目间接CO₂排放，放大项目碳减排效益。
多能互补是我国能源转型重点鼓励方向，多地能源政策支持地热+光伏、地热+储能等复合能源项目落地。但是在CCER开发层面，多热源组合项目相比单一地热项目更加复杂：多个可再生能源单元在同一项目边界，容易出现减排量重复计算、边界划分不清、不同热源减排贡献难以拆分，甚至出现双重计数风险，是咨询机构和投资方普遍遇到的难题。
现有CCER地热方法学针对单一地热供暖项目设计，对于多能互补复合系统的适用边界、核算分摊规则没有详细说明。很多项目开发时直接叠加光伏、地热减排量，造成不合规核算，存在备案、核证风险。因此，本文研究多能互补场景下井下换热地热CCER项目开发路径，解决边界界定、减排分摊、双重计数规避等核心问题。
本文研究系统架构：中深层井下换热地热（基础基荷热源）+屋顶分布式光伏（自备电源）
• 地热井下换热系统：全年稳定提取地下热能，承担建筑供暖基础负荷；
• 分布式光伏：布置在换热站屋顶、配套建筑屋顶，发电优先自用，供给地热循环泵、换热站辅机用电，多余电量上网；供暖季减少从公共电网购买电力，降低项目间接碳排放。
本系统不新增化石燃料燃烧热源，全部热源为可再生能源，减排潜力优于地热+燃气调峰模式。
CCER项目边界必须清晰，不能跨项目重复核算。多能互补项目第一个难点：光伏单元是否纳入地热CCER项目边界。存在两种方案：
方案1：光伏单独开发CCER，地热单独开发CCER，两个独立项目分开备案；优点是核算简单，规避内部分摊争议；缺点是两个项目需要两套PDD、两套MRV监测系统，开发成本更高。
方案2：地热+光伏合并作为一个CCER项目，统一一套项目边界，一套监测体系，合并核算减排；优点开发成本低；难点是需要清晰划分自用发电量、上网电量，仅自用光伏电量可以抵扣项目外购电减排，上网电量不能在本供暖项目重复核算减排，避免双重计数。
在地热CCER公式中，项目排放来自外购电力。当配套光伏自发自用，项目外购电网电量下降，PEy（项目排放）减少，净减排ERy提升。
重要合规原则：本项目边界内光伏自发自用节约的电网排放，计入本地热项目减排；光伏上网输送到电网的电量，减排效益不能在本项目核算，该部分减排如果开发CCER，需要在光伏CCER项目核算，不可重复计算。
不可以把光伏全部发电量全部算进地热项目减排，这是最常见的不合规错误。
多能互补项目总投资更高，设备单元多，在额外性论证时，需要综合论证整套系统在没有CCER收益的前提下，财务不可行。多设备投资增加论证复杂度。
1.资源评估：分别评估地热井下换热取热能力、屋顶光伏可装机容量，匹配建筑供暖负荷曲线，做全年热、电耦合模拟，确定光伏自用比例。
2.CCER方案选型决策：选择【分开备案】还是【合并备案】。如果光伏装机规模小，绝大部分电力自用，推荐合并在同一个地热项目边界；光伏规模大，大量电量上网，建议地热、光伏拆分成两个独立CCER项目，规避双重计数风险。
3.额外性预评估，财务测算，预估碳减排量与碳收益。
1.明确项目边界，绘制系统流程图，清晰标注地热换热系统、光伏系统、用电负荷，划定哪些设施纳入项目边界。
2.确定监测指标清单：供暖供热量、系统总耗电量、光伏总发电量、光伏自用电量、光伏上网电量。
3.基准情景沿用地热供暖基准线规则（替代原有燃煤供暖）；在PDD中专门说明光伏自发自用如何减少外购电，说明减排计算逻辑，论证不存在双重计数。
多能互补项目监测仪表更多，需要监测：
①地热侧：总供热量；②用电侧：换热站全部辅机总用电量；③光伏侧：光伏总发电量、自发自用、上网电量。
所有计量仪表统一检定，数据自动采集、存储，分表计量，实现电量溯源，用来区分自用/上网电量，作为核证核心证据。
1.提交备案材料，生态环境主管部门项目备案；
2.供暖运营期，逐月采集热、电、光伏数据，每年编写监测报告；
3.委托第三方核证机构现场核查，核验计量数据，核算年度净减排量；
4.核查通过后申请减排量签发，CCER进入账户，开展碳交易。
基础条件同论文3，新增1.2MW分布式光伏，供暖季光伏自发自用2200MWh，这部分电量不再从电网采购。
原项目外购电：6000MWh；配套光伏自用之后，外购电网电量=6000-2200=3800MWh
项目排放PEy=3800 ×0.58=2204 tCO₂
基准排放不变：BEy=15680 tCO₂
净减排ERy=15680-2204=13476 tCO₂
对比无光伏单一地热项目12200tCO₂，每年新增减排1276tCO₂，碳价100元/吨，每年新增碳收益约12.76万元。
备注：上网部分光伏电量不计入本项目减排，不能重复统计。
1.双重计数风险：严格区分光伏自用/上网电量，上网电量不在地热CCER核算；在PDD和监测报告明确说明，规避核查驳回。
2.计量分摊风险：光伏、地热用电必须分表计量，不能估算自用比例，必须实测数据。
3.系统匹配风险：光伏出力白天高、夜间低，和供暖负荷时间不匹配，自用率低于预期，减排增益达不到测算值，前期做逐时负荷模拟。
4.运维复杂风险：两套能源系统运维，设备更多，运维工作量上升，需要优化运维管理制度。
中深层井下换热地热搭配分布式光伏的多能互补供暖系统，可以通过光伏自发自用减少外购电网电力，降低项目间接碳排放，提升项目CCER净减排量，增加碳资产收益。但多热源复合项目CCER开发相比单一地热项目更加复杂，最大合规风险是减排量双重计数、边界不清。
开发路径上，项目前期就要决策项目边界拆分或者合并；优先采用分表计量方案，精准采集光伏自用、上网电量。在PDD编制环节清晰阐述核算逻辑。
多能互补地热CCER项目是清洁供暖未来重要方向，后续研究可以进一步加入储热系统，优化热源匹配，进一步挖掘系统碳减排潜力。在项目投资决策时，要兼顾工程运维复杂度提升、监测成本增加等因素，综合评估项目整体经济性。
参考文献
[1]生态环境部.地热供暖CCER方法学[S].
[2]王贵玲.中深层地热井下换热多能耦合供暖系统研究[J].地热能,2024.
[3]李亮.多能互补可再生能源项目CCER核算边界研究[J].环境工程,2025.
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[5]赵阳.分布式光伏自发自用项目碳减排核算研究[J].电力工程技术,2023.
中深层地热；井下换热；取热不取水；CCER；减排核算；敏感性分析；MRV
中深层地热；井下换热；CCER；碳资产；投资风险；风险矩阵；清洁供暖
中深层地热；井下换热；多能互补；分布式光伏；CCER；碳减排；清洁供暖
地热能；地热供暖；井下封闭式换热；对接井；取热不取水；温室气体自愿减排；碳减排量；基准线；额外性；MRV；监测、报告与核查；核证签发；减排核算；热储；冷堆效应；碳资产；碳交易；碳价；可再生能源；清洁取暖
中深层地热井；套管式井下换热器；换热井；热储层；地层导热；地热梯级利用；地热供暖系统；循环泵；换热站；建筑供暖负荷；热计量；地热资源评价；地热产能；热储衰减
温室气体自愿减排项目；CCER方法学；项目边界；基准排放；项目排放；泄漏排放；净减排量；额外性论证；项目设计文件PDD；第三方核证；核查；计量检定；台账管理；电网排放因子；燃煤排放因子；碳市场；碳资产收益；碳交易履约
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