国家能源局入编案例：中国西部科技创新港科教板块综合能源供应项目（下）

能源局入编案例

中国西部科技创新港科教板块综合能源供应项目（下）

供电电源：

电源采用一路10kV电源供电，低压用电设备总容量约为1298W，拟设置2台干式变压器（2×1000kVA）为本站的低压设备供电，变压器负载率小于85%。

压缩离心机组3×570kW采用10kV高压电源供电，3号站用电容量约为3600kVA，变配电室设置7台标准高压柜，其中包括进线，计量，互感器柜出线柜等。

10kV电源电缆引自4号能源站的环网出线柜，电源采用YJV22-10kV-3X185-FC，电缆室外埋深-0.8m。

4#能源站：

供电电源：

电源采用一路10kV电源供电，低压用电设备总容量约为4553kW，拟设置5台干式变压器（5×1250kVA=6250kVA）为本站的低压设备供电，变压器负载率小于85%。

压缩离心机组2×830kW采用10kV高压电源供电，4号站用电容量约为7500kVA，4号站设置环网柜，4号配电室的安装容量为14400kVA（其中包含2号站3300kVA，3号站3600kVA，4号站7500kVA）变配电室设置9台标准高压柜，其中包括进线，计量，互感器柜，出线柜等。

10kV电源电缆引自室外就近开闭所，电源电缆采用YJV22-10kV-3X400-FC，电缆室外埋深-0.8m。

5#能源站：

供电电源：

电源采用一路10kV电源供电，低压用电设备总容量约为2109kW拟设置3台干式变压器（3×1000kVA）为本站的低压设备供电，变压器负载率小于85%。

压缩离心机组2×590kW采用10kV高压电源供电，5号站用电容量为4000kVA，变配电室设置6台标准高压柜，其中包括进线，计量，互感器柜，出线柜等。10kV电源电缆引自6号能源站的环网出线柜，电源采用YJV22-10kV-3X240-FC，电缆室外埋深-0.8m。

6#能源站：

供电电源：

电源采用一路10kV电源供电，低压用电设备总容量约为1870W，拟设置2台干式变压器（2×1250kVA）为本站的低压设备供电，变压器负载率小于85%。

压缩离心机组3×570kW采用10kV高压电源供电，6号站用电容量约为3750kVA,6号站设置环网柜，6号变配电室的安装容量为15250kVA（其中包含1号站7500kVA,5号站4000kVA，6号站3750kVA）变配电室设置12台标准高压柜，其中包括进线，计量，互感器柜，出线柜等。

10kV电源电缆引自室外就近开闭所，电源电缆采用YJV22-10kV-3X400-FC，电缆室外埋深-0.8m。

（4）低压配电设计

1）电源引自变配电室低压配电柜，使用电压为380V/220V，频率为50HZ。

2）配电方式一般情况采用树干式，重要的用电设备采用放射式供电。

3）由低压配电室引至用电的出线电缆采用铜芯电缆，电缆室内穿桥架敷设。

（5）过电压保护及接地

本工程电气工作接地、保护接地、防雷接地、二次设备接地、电子设备及计算机系统接地共用接地网络，接地电阻不大于0.5Ω。

电气接地网采用水平接地干线和垂直接地极相结合的方式敷设，所有接地材料均采用热镀锌材料。

所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、金属架构、电缆桥架、金属箱罐和其他可能事故带电的金属物都应接入接地系统。

1）变配电室设置总等电位板。下口距地0.5m。

2）进出建筑物的所有金属管道均就近与接地装置相连。

3）采取总等位和局部等电位连接措施。

4）低压配电系统接地型式采用TN-S系统。采用共同接地，即楼房的防雷接地，工作接地、保护接地及弱电接地共用同一接地装置。

电缆进入室内及室外设施部分均按相关国家标准安装过电压防护设施。

（6）电缆及电缆设施

1）电缆

动力、控制、计算机及通信等电缆均选用铜芯电缆。动力电缆的绝缘选用交联聚乙烯绝缘（XLPE），控制电缆的绝缘选用聚氯乙烯绝缘（PVC）。

电缆均满足C级阻燃标准。消防系统、火灾报警系统、不停电电源回路和直流系统等回路的动力和控制电缆采用耐火电缆。

进入计算机电缆则采用屏蔽电缆和计算机专用电缆。

2）电缆的敷设

电缆敷设方式主要采用电缆沟道、排管和穿管。能源站至负荷的电缆路径主要采用方式主要利用创新港内原有的电缆沟道，无沟道处可利用排管和穿管敷设。电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。

10.控制设计方案

（1）自动化控制方式

本工程能源站监控采用分散控制系统（DCS）实现，在能源站集中控制室内实现对设备（或溴化锂机组、地源热泵等）的集中控制，完成能源站主、辅机及系统的检测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行操作、事故处理和操作指导等功能。分散控制系统的主要子系统包括：

1）数据采集系统（DAS）

2）模拟数量控制系统（MCS）

3）顺序控制系统（SCS）

（2）门禁管理系统

本项目设置一套门禁管理系统，实现各个房间出入口的实时监控、进出权限管理、记录、报警、消防报警联动和视频监控系统联动等。

（3）主要自动化设备选型原则

1）DCS选用在同类型机组上有成功经验、系统硬件和软件可靠、性价比高的国产产品；

2）执行机构选用智能一体化的电动执行机构或带智能定位器的气动执行机构，重要调节门采用进口产品；

3）变送器和阀门定位器选用智能型（HART协议）进口品牌；

4）逻辑开关、分析仪表采用进口设备；

5）就地指示仪表如压力表，温度计采用国产优质产品；

6）火灾自动报警系统主要设备及探头选用满足我国有关的防火规范及国家标准，产品需持有公安部消防主管部门检验合格证书；

7）其它仪表设备的选择有成熟运行经验、技术性能先进、稳定、可靠，符合国家标准和节能环保要求的产品。

11.安全及消防设计方案

根据《中华人民共和国安全生产法》《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》，新建、扩建和改建工程的“劳动安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”。

本工程设计上对防火、防爆、防电伤、防机械伤害等方面均按照我国建设项目现行各项规程、规范、标准采取相应的措施，将为能源站的安全稳定生产，减少事故发生起到重要作用，同时为能源站运行人员对各类设施的维护检修创造了一定的有利条件。

（1）设计依据及采用的标准

《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令第十三号，2014年修订）；《中华人民共和国消防法》（国家主席令第六号）；

《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令第五十二号，2011年修订）；

《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局发改投资〔2003〕1346号）；

《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》（国家安监总局令40号，根据79号修改）；

《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》（安监总协调字〔2005〕125号）；

《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（国家安监总局令第77号2015年修订）。

（2）选址的安全性

能源站厂址周围无严重火灾、爆炸危险的其他工厂和仓库，满足安全条件要求。

（3）潜在危险源和防治措施

本项目主要作业场所危险因素有以下几个方面：火灾、爆炸、电伤、机械伤害、高处坠落伤害、噪声、高温等。

1）防火、防爆

能源站火灾的主要潜在危险是在贮存或可燃介质通过的设施或地方，如变压器区，机组油、天然气系统区。电缆夹层、电缆密集区域可能因电缆散热或隔热情况不好发生燃烧，引起电缆燃烧火灾、电气设备短路或其他原因导致燃烧。此外还有可能因油、天然气系统泄漏，油溅落在附近高温管道上引起火灾。能源站内的潜在爆炸危险可能导致火灾或引起仪器和设备的损坏，因此防爆是十分重要的。爆炸的主要危险是在天然气系统、各类压力容器等。为此，在设计上充分考虑了防止火灾的发生，火势的蔓延，采取切实有效的预防及灭火措施。对于能源站的防火、防爆，除在设计中因周密考虑并在现有的技术条件下采取有效的措施外，在能源站的设计、生产运行中，制定和执行严格的安全操作规程和管理措施，从根本上杜绝火灾和爆炸事故的发生。主要措施有：

①合理进行防火分区。各区间的防火门按甲、乙、丙三级，耐火极限：甲级为1.2h、乙级为0.9h、丙级为0.6h三级设计，防火墙上设置耐火极限不低于1.2h的防火门窗。

②天然气供应设备及其系统：天然气系统的设计严格遵循《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183－93准确划分等级，合理布局，与其他建（构）筑物防火间距达标，管材、壁厚及相关附件选型正确。

③合理布置建（构）筑物，保持设计规定的安全间距：主要建（构）筑物的布置需满足相关规范要求，热力管道与其他构筑物和管道的最小水平和垂直净距应参照相关规范确定。

④本工程的建筑物防火设计按《建筑设计防火规范》GB50016-2014规定的要求进行。

⑤加强燃烧系统的防火措施：在潜在火灾点设置足够的火灾及气体探测装置；设置应急关闭系统和系统启动所必需的传感器；对有关操作人员进行紧急事件和设备保护的特殊训练；编制必要的安全操作手册，该手册应放置在便于查阅的地方；一般情况下，气体火灾在燃料源未切断前，不应进行灭火。

⑥电缆防火措施：适当选用阻燃型电缆；电缆沟应单独设置，不在热管道、输油管道内敷设电缆；电缆夹层和电缆构架的电缆孔洞之间的缝隙必须用防火材料封堵严实。对较长的电缆沟道，每50m用防火材料隔离；靠近热源的电缆必须用防火材料隔离，隔离距离大于250mm。

⑦设计中充分考虑消防设施：在主设备区、集控室等区域设置足够的消防设施；并针对引起火灾燃烧介质的不同和防火区域的不同，设置诸如常规水消防系统、水喷雾消防系统、泡沫消防系统、移动式消防系统和特种消防系统等不同的消防设施。

2）防机械伤害和其他伤害

能源站发生的人身事故中，有相当一部分属于机械伤害，而其中大部分发生在检修作业中。在设计中设置的防护措施主要有：

①所有回转机械外露部分均设计有防护罩和护栏；

②高空作业，必须备有可靠的安全围护栏、安全带和安全帽；

③阀门、孔板、防爆门等有维护、操作部位及高温管道蠕胀监察段等处设置检修平台；

④能源站内道路等设计必要和足够的照明；

⑤能源站内沟道设计有安全的盖板。

3）防电伤

能源站内有各种大量高、低压电气设备，为保护设备和运行、检修人员的安全，本项目在设计中采取以下措施：

①过电保护和接地按《电力设备过电压保护设计技术规程》SDJ79及《电力设备接地设计技术规程》SDJ8-79的要求进行；如烟囱防雷接地、重要的建（构）筑物及电气设备防雷接地等；

②电气设备的选用和设计应符合《电气设备安全设计导则》GB/T25295-2010等有关规程、规定、导则，电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等最小安全距离；

③电器设备防误操作措施。

4）电气设备触电保护

为确保电气设备以及运行、维护、检修人员的人身安全，电气设备的选用和设计符合现行国家标准《电气设备安全设计导则》GB/T25295-2010等有关规程、规定、导则。电气设备的触电保护可分为直接接触保护和间接接触保护。其中直接接触的保护除要求电气设备的制造厂商确保电气设备本身的制造符合上述导则及有关规程、规定外，中压开关柜必须具备五防功能：即防带电误拉刀闸和带电误入间隔等。中压开关柜实现了五防后，将杜绝电厂运行、检修、维护人员的人身安全事故。为确保运行、维护、检修人员的人身安全，在机组投产后能源站将按《电业安全工作规程》制定一整套运行、检修规程。同时，在照明设计中要使“工作场所照明和事故照明符合规程要求安全可靠”。本工程严格按照工作场所的照明和事故照明标准，做好照明设计，杜绝因照明照度设计不符合标准而造成的各种事故。为确保人身安全，在向插座供电的电源回路中装设漏电保护。在检修网络中，在每个检修电源开关上加装漏电保护。

5）电气防火设计

电气防火设计采取以下措施：

①主要疏散通道、安全出口等处按规定设置火灾事故照明灯及疏散方向标志灯。

②设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。

③设置火灾监控自动报警系统，重要场所均设有通信电话。

④在配电变压器附近配置推车式干粉灭火器，每台配置一只砂箱。

⑤电缆截面满足额定负荷电流和短路热稳定要求，避免过负荷发热引起火灾。消防设备配电及控制线路采用阻燃电缆。所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵。

⑥对易遭受外部着火影响的架空敷设电缆，采取防护措施。如涂刷防火涂料，采用耐火隔板及槽盒等，减少电缆着火率。

⑦对电缆着火后易造成延燃的区段，采取分段隔离措施，达到尽可能缩小事故范围，减少损失。如电缆隧道通往竖井处设防火门，用耐火材料封堵；电缆竖井，电缆贯穿楼板、墙孔及车间配电屏的电缆孔洞均用耐火隔板与软性耐火材料严密封堵；电缆隧道与电缆沟交接处设阻火隔墙；电缆沟进入建筑物入口处设阻火隔墙等。

6）火灾报警

①火灾报警及消防控制系统由布置在集中控制室的中央监控盘（配备LCD上位机）、报警触发装置（手动和自动两种）组成。中央监控装置布置在集中控制室内。

②报警方式分手动和自动两种。报警手动方式：运行人员在就地巡检中，如发现火灾，则手动按下该区域的手动报警器，控制室内运行人员就可得知该区域有火灾。报警自动方式：通过用于各种不同检测对象的探测器产生的火灾电信号送至中央监控装置，发出声光报警信号。

③火灾探测、报警区域划分：

（4）建筑消防

本工程消防系统贯彻“预防为主，防消结合”的工作方针，按我国现行的《建筑设计防火规范》等进行设计。设置完善的消防系统。

消防系统的设计水平：按同一时间内火灾次数一次计，能在火灾初期发出报警，能进行火灾的集中监控和消防装置的远方和就地控制，并且具有火灾一旦发生就足以扑灭的设备容量。目前阶段暂按有市政消防管网考虑。

（四）运行情况

1.项目能源消耗种类及数量

项目主要用能设备情况表

2.运行时间

项目于2019年3月开工建设，2019年6月供冷季投运，经过5个供冷、供暖季的跟踪监测，其系统运行稳定，换热孔供热量大，热源供给持续充足。

3.综合能耗

本项目2023年1-12月项目供能用电量26942083kWh，当量电力折标准煤系数0.1229kgce/kWh，折标量为331.12万kg标准煤。2023年供能用天然气量1104488m3，天然气折标准煤系数1.16kgce/m³,折标量为123.1万kg标准煤。合计能耗总量为459.22万kg标准煤。

三、经营模式

（一）投资估算

本建设项目总投资为72358.33万元，其中：建设投资为68329.44万元，建设期利息为3954.36万元，铺底流动资金为74.53万元。具体费用组成见下表：

（二）资金筹措

本项目固定资产投资72358.33万元，30%为企业自筹，其余70%申请银行贷款，项目贷款利率4.9%计算。

本项目流动资金估算方法采用分项详细估算法。其中铺底流动资金为74.53万元，占流动资金的30%作为项目资本金中的自有流动资金。

（三）财务评价

1.运营收入

本项目合计供热面积约为158.49万㎡，供冷面积为125.39万㎡。供热收费标准：

5.8元/月·㎡；供冷收费10元/月·㎡。按供暖期4个月，供冷期4个月计算。热水按年设计能力35.25万t的60%计算，热水价格按25元/t计算。运营期年均营业收入10545.32万元。

根据城市基础设施配套费收费标准等相关文件，供热工程为120元/㎡，根据供热面积计算得本项目约19018万元可作为一次性收入计入运营期内。

2.总成本

项目总成本包括运营期耗电、耗水、耗气费用及人员工资福利费、折旧费、维修费及其他管理费等。制冷年耗电量为1711.7万kWh，价格按1元/kWh，供热年耗电量为988.13万kWh，价格按0.5元/kWh，耗气量为年129.95万m3，价格按2元/m3。维修费按固定资产折旧费的15%计算，人员工资及福利费按年150万考虑。经计算年均总成本为6279.70万元。

项目生产经营期20年总收益、年平均收益及主要损益指标见下表：

3.主要技术经济指标汇总表

通过计算，在采用现行的销售价格下，项目税后财务内部收益率为9.18%，高于行业基准收益率8％；税后财务净现值为5165万元，大于0；项目税后投资回收期为10.61年，满足行业的基本标准。

四、效益分析

（一）经济效益显著

本项目核心技术为中深层地热能无干扰清洁供热技术，其运行成本主要为电费和较低的人员管理、维保费。按照中深层地热能供热在陕西省可享受居民生活用电价格，即0.4983元/kW·h。以普通居民住宅建筑为例，热指标取35W/㎡，其系统耗电约3~4kW·h/㎡·月，折合1.5～2元/㎡·月；高智能化管控系统可实现无人值守，人员管理、维保费和少量水费约0.5元/㎡·月（水费主要为二次管网补水耗水费，受项目二次管网施工质量影响，略有差异；维保费主要为机房设备维护，地下换热孔免维护），综合运行成本约2.0～2.5元/㎡·月。

燃煤锅炉集中供热运行成本主要为煤炭、水电费、人员管理费、维保费和超低排放措施费。以每台70MW锅炉按照可供热面积140万㎡计算，燃煤量约为17.4t/h，按2019年西咸新区燃煤市场价格500元/t计算，每月燃料成本约626万元。配备管理、运维人员85人，加上水电、超低排放措施等费用，一个月运行成本约800万元，折合运行成本为5.8元/㎡·月。

本项目利用中深层地热能无干扰清洁供热技术供热，相较于燃煤锅炉集中供热，一个供暖季可节约运行成本1754.96万元，经济效益显著。

（二）环保效益显著

本项目若采用传统燃煤锅炉供热，按照传统集中供热锅炉供暖面积一t热水锅炉额定蒸发量是0.7MW，在北方地区大约可以带1.4万㎡，本项目供热面积约151.29万㎡，需要约108t传统集中供热热水锅炉，传统集中供热有限公司每天消耗可燃煤0.021万t，一个供暖季约1天0.021万t×121天=2.54万t。根据节煤量核算，整个项目一个供暖季可减少二氧化碳排放量达到6.8万t，减少二氧化硫、氮氧化物等排放量600t，本项目的实施，有利于建筑节能减排、减少资源浪费和污染物的排放，提高材料的使用效率，符合绿色低碳发展的要求，对改善大气环境、治污减霾具有重要意义。

（三）社会效益显著

总建筑面积达到159.44万㎡的西安交通大学科技创新港科创板块为地热能这种清洁能源的大量应用提供了有益的探索和实践，是进一步落实《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中提出的“构建现代能

源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力；实施能源资源安全战略”目标的深刻实践。同时也为该项技术的大面积推广应用提供了可借鉴的经验。项目建设期和运营期内，产生直接基础设施投资约7.2亿元，增加税收6480万元，提供就业岗位超过20个。

五、突出亮点

（一）科技创新成果

1.创新研发出国际领先的管群供热关键设备及智慧管控系统

（1）研发形成一种集成高效的中深层地热地埋管供热热泵机组，相较传统热泵机组每平方米每月电耗降低2kWh，空间利用率提升30%。

（2）研发形成一种新型地埋管内管换热结构，使套管换热器单位延米换热量从150W提升至180W，该型结构填补了行业空白。

（3）研发形成中深层地热地埋管套管密封装置，极大提升了套管导热性与密封性。

（4）研发形成一种中深层地热地埋管井口装置，提升了循环介质回流效率，可将调试工期缩短30%。

（5）通过研发地埋管数据分析系统、站房智能监控系统，能耗分析平台，开发出供热站房智慧管控系统。

2.搭配高智能化智慧管控系统

本项目各能源站采用智慧管控系统，一是利用传感器、远传设备、自动控制系统对整个供能系统进行集中控制，提升智能化运营管理水平。二是利用先进的智能监控系统对机房环境进行自动监控，采集关键区域图像，上传、分析、统计数据，实现远程机房巡检。三是研发手机APP软件，实现为工作人员实时提供监测数据和图像信息，并成为远程遥控端，实现高智能化系统控制管理。四是建立能耗分析平台，通过实时数据分析以及环境温度变化及时调整运行策略，保证供热系统安全、经济、稳定运行。每座能源站的控制系统都接入能源互联网，六座分布式能源站站与站互联互通，可实现区域能源供需科学稳定的动态平衡。

（二）“地热能+”模式效益突出

1.城市实现节能降碳、绿色发展。

本项目采用的“多能互补”一体化供冷供热相比传统分离的供热、供冷方式，从实现“碳达峰、碳中和”目标角度来看具有长远意义。《“十四五”可再生能源发展规划》明确指出，要积极推进中深层地热能供暖制冷。结合资源情况和市场需求，在北方地区大力推进中深层地热能供暖。2021年9月27日，国家八部委联合发布《关于促进地热能开发利用的若干意见》指出，到2025年，地热能供暖面积比2020年增加50%。2023年3月，陕西省委省政府印发《陕西省大气污染治理专项行动方案（2023-2027年）》，明确到2025年，地热能供暖面积提高到7000万㎡，2027年超过1亿㎡。

本项目“多能互补”一体化供冷供热，实现了清洁能源综合、梯级利用，大幅提高了能源利用效率，降低了建筑能耗。同时采用区域相对集中供冷供热系统，取消了用户端的冷却塔，能够有效缓解区域热岛效应。在“双碳”目标下，发展一体化供冷供热，即可调整区域能源结构，有效控制能源消费量，也可降低碳排放强度，实现生态环境保护与社会经济的协同发展。

2.政府优化资源配置，优化营商环境。

一是本项目在创新港园区绿地地下建设能源站，开发利用地下空间，少占或不占用土地，节约了宝贵的土地资源；二是采用多种能源形式相结合复合型能源形式，区域性供能可根据城市能源供给布局，灵活实现多能源站互联网的形式，极大地提高了系统稳定性和可靠性，充分保障园区能源供需平衡，稳定社会经济关系；三是统一实施管理，在项目报建审批、建设管理、运营管理等环节均可实现集中、便捷式管理，提高政务服务水平，优化营商环境。

3.创新港区域享受多种用能服务，降低经济成本。

采用“多能互补”一体化供冷、供热，以“一套系统实现供冷供热”替代分体式空调夏季供冷，可大大降低建筑项目电力负荷需求，减少项目电力系统建设投资。由专业化能源企业提供供冷供热服务，可直接减少开发商对用户侧的设备和人员投入、管理，同时很大程度上降低了供冷供热系统出现的安全事故概率。

4.创新港区域享受更为专业“品质服务”。

传统市政集中供热须建立中心热源厂，敷设长距离输热管网，供热时间一般按照政府要求执行，供暖前期试压试水、系统调节等准备工作量较大。分体式空调夏季制冷效果受室外温度影响较大。而本项目“多能互补”一体化供冷、供热系统作为典型分布式供热系统，冷热源可靠稳定，无长距离输送管网，供能系统就近建设于建筑周边，系统启动、调节、运行灵活，不受“集中热源厂”和分体式空调制冷效果受室外温度影响的限制，可根据园区需求提前开始或延长供能期的同时保障室内供热供冷温度。

本项目自2019年起，在冬季集中供热尚在准备试压试水工作时，已经开始供暖，并延长半个月供暖期。一体化供冷、供热打破了传统供热行业由集中供热公司将热源送入各项目换热站，再由项目物业自主运维服务模式。建筑能源供应由专业团队“直管到户、服务到户”，解决专业问题，避免了遇到物业难以解决再转至热力公司解决的“实际难题”。

（三）开辟地热资源开发利用新路径

本项目中深层地热能无干扰清洁供热技术的创新应用，转变了传统供热的发展方式，打破了传统集中供热的区域集中、能耗较高、污染较重、成本较高的结构。取热不取水、环境影响低、供热持续稳定等特征，打破了传统地热供热受地下水赋存、回灌等限制。“取热不取水”开发利用地热资源，为我国地热资源开发利用开辟了新路径，已经成为陕西、河南、河北等多个地区明确鼓励发展的技术路线。作为系统核心的“中深层地热能无干扰清洁供热技术”，2020年12月被国家发改委等四部委列入《国家绿色技术推广目录（2020年）》，在全国范围内鼓励推广应用。

（四）项目创新技术、模式“走出陕西”，被多地复制应用

本项目“地热能+”多能互补能源供给模式，已经成功输出北京、河南等地，成为多个区域探索智慧能源的复制样本。2020年4月，河南郑东新区规划实施清洁供能面积约2000万㎡，首期约200万㎡项目已经建成投运。2022年1月，采用新城创新技术的北京城市副中心站综合交通枢纽工程中深层地热井下换热项目建设取得圆满成功，是“双碳”政策实施后北京地区首个中深层地热（井下换热）示范项目，将为亚洲最大的地下综合交通枢纽提供清洁能源服务。

六、问题和建议

一是建筑供热属于城市基础设施配套范畴，项目盈利较低，反映到企业财务报表中各项指标银行企业信用评级较低；二是地热能清洁供热项目均属于分布式能源系统，项目建设周期短、资金投入量大，各项审批备案制度不成熟，项目合规性审批速度较慢，银行的贷款门槛较高，企业融资成本负担太高。三是企业缺乏长期的成本收益信息，而短期的成本收益信息对于商业银行而言参考性不强；四是商业银行授信额度短缺，且偏好期限短、流动性好、综合收益高的项目，而城市基础设施配套项目回收期较长，内含报酬率较低，利润指标尚未达到银行要求；五是没有新能源项目的审核部门，针对新能源贷款的相关支持政策。

在“双碳”目标的贯彻落实工作中，绿色低碳技术能够产生显著的生态环境效益，为进一步加快推动绿色低碳技术产业发展，建议：

一是提高对绿色低碳技术发展的重视程度。进一步提高对绿色低碳技术发展的重视程度，成立技术创新、改造和污染物治理专项基金，进一步加大对节能减排以及新能源开发资金投入力度，开展结构性降耗，建立系统完善的节能降耗考核控制体系以及奖惩激励机制，对企业的发展行为进行引导和约束。

二是加大金融宏观政策调控力度。绿色低碳技术的发展离不开绿色金融的大力支持，因此建议对我国当前差别性信贷政策的传导机制进行优化和完善，通过差别利率以及贷款贴息等措施来促进我国商业银行等金融机构进行金融产品和金融服务创新，为先进绿色技术的发展提供充足的资金支持。同时希望银行能对征信系统进行持续优化和完善，在对企业进行信贷评估时，充分考虑从事基础设施配套产业基础特征，适当降低贷款门槛，优化评级。

三是建议加强政策扶持。统筹考虑技术发展、市场实施、行业监管等多方因素，进一步优化不同技术路线的技术应用、资源配置、项目审批等要求。引导各地在供热规划上，明确在开发区优先发展地热供热。同时加大对各地主管部门、从业企业的政策执行情况的监督管理，建立健全市场准入与退出机制，优化供热许可审批，确保地热企业能够进入区域供热市场。

四是给予资金支持。类比燃煤燃气集中供热站的资金支持及补贴，通过设立产业引导基金或直接补贴等方式，给予地热能供热一定财政资金支持。以无干扰供热为例,技术应用主要受限于初始投资较大，其不涉及新增用地，能够减少土地资源；系统运行成本较低，也不需政府每年补贴供热企业。只需在其投资建设阶段一次性给予一定资金支持，即可缓解企业资金压力。不仅避免了长期巨额财政负担，又可以大大加快地热能供热技术的推广应用。