2025热电联产行业潜力挖掘

2025热电联产行业潜力挖掘2025热电联产行业潜力挖掘现状、挑战与突破路径

一、引言热电联产的时代价值与潜力挖掘的必要性

1.1研究背景能源转型下的热电联产角色在全球“双碳”目标与能源结构转型的大背景下，热电联产作为一种高效、清洁的能源利用方式，正从传统的“能源消耗型”向“能源优化型”转变它通过“以热定电”“梯级利用”的模式，将发电过程中产生的余热用于供暖或工业用热，能源综合利用效率较传统分产（发电与供热独立）提升40%-60%，是实现能源结构优化、降低碳排放的关键路径之一从国内来看，2024年我国能源消费总量达50亿吨标准煤，其中工业用能占比超60%，而热电联产在工业蒸汽、城市供暖等领域的应用，已成为工业节能与民生保障的重要支撑据中国电力企业联合会数据，截至2024年底，全国热电联产装机容量达

1.8亿千瓦，占煤电总装机的18%，年替代标煤约2亿吨，减少二氧化碳排放约5亿吨然而，随着能源转型的加速（如新能源占比提升、电力市场化改革深化），热电联产行业正面临传统模式的瓶颈——部分老机组效率低、调峰能力弱、与新能源协同不足等问题逐渐凸显在此背景下，2025年作为“十四五”规划的关键节点，如何通过技术创新、政策优化、市场拓展等路径挖掘行业潜力，不仅关系到行业自身的可持续发展，更对我国能源体系“双碳”目标的实现具有重要意义

1.2研究意义从“潜力”到“价值”的转化热电联产行业的“潜力”并非简单的规模扩张，而是效率提升、场景拓展与价值重构的综合体现对行业而言，挖掘潜力意味着突破第1页共15页“高能耗、高排放”的传统标签，转向“低碳化、智能化、多元化”的新发展模式；对社会而言，潜力的释放可降低能源成本、保障民生需求、推动产业升级；对国家而言，这是实现“双碳”目标、构建新型电力系统的重要抓手本报告将从行业现状与挑战出发，系统分析2025年热电联产行业的潜力方向，结合技术、政策、市场等维度，探讨具体的突破路径，并通过典型案例验证可行性，最终为行业从业者、政策制定者提供参考，推动热电联产从“能源利用工具”向“能源系统枢纽”转型

二、2025年热电联产行业发展现状与核心挑战

2.1行业发展现状规模扩张与结构分化并存

2.

1.1装机规模稳步增长，但区域分布不均衡截至2024年，我国热电联产装机容量达

1.8亿千瓦，近五年年均复合增长率约8%，增速高于煤电行业平均水平从区域分布看，北方地区（如东北、华北、西北）因冬季供暖需求大，热电联产装机占比超60%，其中山东、河南、内蒙古三省合计占比达35%；南方地区（如长三角、珠三角）以工业用热为主，装机占比约30%，但增长迅速（年均增速12%），主要得益于工业园区集中供热需求的提升值得注意的是，背压式机组（无凝汽器，全部蒸汽用于供热）占比从2020年的28%提升至2024年的35%，抽凝式机组（部分蒸汽用于供热，部分进入凝汽器）占比55%，纯凝汽式机组（仅发电）占比10%，表明行业正从“以电为主”向“以热定电”的高效模式转型

2.

1.2技术水平整体提升，但老机组效率差距显著近年来，我国热电联产技术取得突破超临界、超超临界机组占比达45%，相比亚临界机组供电煤耗降低约30克/千瓦时；余热利用技术（如吸收式热泵、溴化锂机组）在供暖场景中普及率超70%，热效率第2页共15页提升15%-20%但行业内技术水平分化明显2000年前投运的老机组占比约40%，其供电煤耗达350克/千瓦时以上，较先进机组（超超临界）高出近100克/千瓦时，能耗与排放压力突出

2.

1.3市场需求以工业和民生为主，新兴场景逐步涌现工业领域仍是热电联产的核心市场，占比约65%，主要为化工、钢铁、造纸等高耗能行业提供蒸汽和电力；城市供暖占比约25%，其中北方城市集中供暖占绝对主导，南方城市（如成都、武汉）正试点“煤改电/热”，供暖需求年均增长15%；分布式热电联产（如天然气内燃机、生物质机组）占比约10%，主要应用于工业园区、商业综合体等，2024年装机同比增长20%，成为新能源配储的重要补充

2.2当前面临的主要挑战从“效率”到“协同”的多重瓶颈

2.

2.1传统机组效率瓶颈能耗与排放压力尽管行业整体效率提升，但存量老机组的改造压力巨大以某北方省会城市为例，其辖区内10台200MW抽凝机组（投运超20年），因汽轮机通流部分老化、热力系统匹配度低，发电煤耗达380克/千瓦时，较国家2025年目标（300克/千瓦时）高出

26.7%若不改造，按年发电500亿千瓦时计算，年耗标煤约1900万吨，碳排放约4800万吨，远超“双碳”政策要求同时，部分地区存在“以热促电”的非市场化倾向，导致机组“发电优先”，热负荷不足时被迫调峰，不仅降低效率，还增加弃风弃光消纳压力

2.

2.2与新能源协同能力不足调峰与消纳难题随着风电、光伏等新能源占比提升（2024年国内新能源装机占比达42%），热电联产机组作为基荷电源的定位受到冲击，其调峰能力不足问题凸显一方面，传统热电联产机组（尤其是背压机组）“以热第3页共15页定电”，热负荷变化时无法灵活调整发电出力，难以适应新能源波动；另一方面，新能源消纳需要机组具备深度调峰能力（如最低技术出力降至30%额定负荷以下），但多数老机组因设备限制无法实现，导致新能源弃电率上升（2024年部分区域因热电联产调峰不足，弃风率达8%）

2.

2.3政策与市场机制不完善成本与收益失衡在政策层面，尽管国家明确“支持热电联产与新能源协同发展”，但地方执行中存在补贴退坡快、标准不统一问题例如，部分省份对热电联产项目的电价补贴从2022年的

0.3元/千瓦时降至2024年的

0.1元/千瓦时，而机组改造成本（单台300MW机组改造费用约2亿元）回收周期长，企业投资意愿低在市场层面，电力市场化改革后，发电侧竞争加剧，热电联产机组因“热价受政府管控、电价市场化波动”，盈利空间被压缩2024年某热电企业数据显示，其机组度电利润从2021年的

0.15元降至

0.08元，而改造成本却上升30%，企业陷入“不改则淘汰，改则亏损”的困境

2.

2.4产业链协同不足技术与服务体系滞后热电联产涉及锅炉、汽轮机、余热利用、控制系统等多环节，当前行业存在“重设备采购、轻系统优化”的问题部分企业盲目追求高参数机组，却忽视热力管网老化、辅机效率低等问题，导致综合效率提升有限此外，行业缺乏专业的技术服务体系，中小热电企业难以获得定制化的节能改造方案，技术推广缓慢

3.1技术创新驱动从“单一效率”到“全链条优化”

3.

1.1高效机组升级老机组改造与新机组选型并重老机组节能改造是降低能耗的关键路径重点可从三方面入手第4页共15页汽轮机通流改造通过更换叶片、优化反动度等技术，提升机组效率例如，某200MW抽凝机组通流改造后，发电煤耗从380克/千瓦时降至320克/千瓦时，年节电约

1.5亿千瓦时，减少标煤消耗约4万吨；余热深度利用推广“背压机组+吸收式热泵”“抽凝机组+溴化锂机组”等组合模式，将汽轮机排汽温度从50℃降至30℃以下，热效率提升10%-15%；智能化控制系统应用数字孪生、AI优化算法，实时调整机组负荷与热力参数，避免“大马拉小车”现象某企业通过引入智能控制系统，机组调峰响应时间缩短至5分钟，运行效率提升5%新机组选型应聚焦“高参数、高可靠性、低排放”优先选择超临界CO₂发电、二次再热等前沿技术，目标是2025年新建机组供电煤耗控制在280克/千瓦时以内，较当前水平再降40克/千瓦时

3.

1.2低碳技术融合碳捕集与新能源耦合在“双碳”目标下，热电联产需承担低碳转型责任碳捕集技术应用在机组尾部加装CCUS（碳捕集利用与封存）系统，捕集效率达90%以上，碳成本控制在300元/吨以内某试点项目显示，捕集系统投资回收期约8年，若叠加碳交易收益（2025年碳价预计达60-80元/吨），可实现盈利；新能源耦合改造在背压机组后加装燃气轮机或燃料电池，利用余热驱动，实现“热电+新能源”协同例如，某工业园区项目通过“背压机组+50MW光伏”耦合，新能源消纳率提升至95%，综合碳排放下降25%

3.

1.3分布式与多能互补场景多元化拓展分布式热电联产是未来潜力方向，重点拓展三类场景第5页共15页工业园区微电网为产业园区提供“热-电-冷”多联供，利用生物质、工业余热等本地资源，能源自给率超80%某化工园区项目通过“300MW背压机组+200MW沼气发电+100MW储能”，实现园区能源成本下降18%；城市商业综合体在商场、医院等场景应用小型燃气轮机（5-20MW），利用废热制冷供暖，实现“就近供能、梯级利用”北京某商业综合体项目投运后，年节电120万度，减少碳排放800吨；农村能源革命在农业主产区推广“生物质热电联产”，利用秸秆、畜禽粪便等废弃物，实现“变废为宝”山东某农村项目年处理秸秆5万吨，供电3000万度，供暖200万平方米，带动农户增收超1000万元

3.2政策红利释放从“被动要求”到“主动适配”

3.

2.1明确“双碳”目标下的支持政策国家层面需加快完善配套政策阶梯电价与补贴对能效达标的热电联产机组给予阶梯电价补贴（如效率提升10%补贴

0.05元/千瓦时），对CCUS项目给予投资补贴（按投资的30%计算）；排放标准升级2025年实施更严格的排放标准（如NOx排放浓度≤30mg/m³），倒逼企业技术改造，同时通过“以奖代补”鼓励提前达标；新能源配储要求优化允许热电联产机组以“容量电价+电量电价”模式参与辅助服务市场，新能源配储比例可降低至15%-20%（当前为25%），缓解调峰压力

3.

2.2区域政策差异化落地地方政府需结合资源禀赋制定适配政策第6页共15页北方地区重点支持“煤改热”“机组节能改造”，推广“热电联产+储能”模式，提升供暖灵活性；南方地区鼓励“工业余热利用”“分布式热电联产”，结合工业园区蒸汽需求，推动“以热代电”替代；新能源高渗透率地区试点“热电联产+虚拟电厂”，通过聚合多能资源参与辅助服务，提升新能源消纳能力

3.

2.3市场化机制建设建立“公平竞争、价值导向”的市场机制热价市场化改革允许地方根据成本、居民承受能力动态调整热价，保障企业合理收益；碳交易与绿电交易将热电联产机组纳入碳市场，允许通过购买绿电抵消部分碳排放，降低碳成本；辅助服务补偿机制明确热电联产调峰、调频的补偿标准，鼓励机组参与系统调节

3.3市场需求升级从“基础保障”到“价值创造”

3.

3.1工业领域从“单一供热”到“能源服务”传统工业热电联产以“卖蒸汽、卖电”为主，未来需转向“能源服务+增值服务”蒸汽品质优化提供超高压、高纯度蒸汽，满足半导体、医药等高端制造需求，提升蒸汽售价（较普通蒸汽高30%-50%）；能效诊断与改造为客户提供“能源审计+方案设计+施工+运维”全链条服务，收取服务费（占项目投资的5%-8%）；余热回收服务为客户提供余热回收设备租赁，按节能收益分成（如节能电费的30%-50%），降低客户初期投资压力

3.

3.2民生领域从“基本供暖”到“智慧供暖”第7页共15页城市供暖需向“个性化、智能化”升级户式供暖+集中供暖结合在北方农村推广“小集中供暖+户式地暖”，降低管网投资，提升供暖舒适度；智慧热网管理通过物联网、大数据技术实时监测管网流量、温度，实现“按需供暖”，降低热损（当前热网平均损率约15%，优化后可降至8%以下）；跨季节储热利用夏季低谷电（或新能源电力）将水加热储存在地下洞穴，冬季供暖，降低冬季调峰压力，提升机组利用效率

3.

3.3新兴领域从“常规应用”到“跨界融合”拓展与其他行业的融合场景数据中心为大型数据中心提供“热电冷”多联供，利用余热驱动空调系统，PUE值（能源使用效率）可降至

1.2以下；现代农业在温室大棚应用燃气红外供暖+CO₂施肥，提升作物产量，同时利用大棚余热为周边居民供暖；交通领域在物流园区、港口推广“热电联产+充电桩”，为电动货车提供电力，实现能源梯级利用

3.4产业链协同优化从“各自为战”到“生态共建”

3.

4.1上下游技术协同加强设备、材料、服务企业的合作设备制造企业开发模块化、智能化机组，降低安装成本（较传统机组降低20%）；材料企业研发耐高温、耐腐蚀的新型管材、保温材料，降低热网损耗（当前保温材料导热系数约

0.03W/m·K，目标降至

0.02W/m·K）；第8页共15页软件企业开发热网仿真、机组优化软件，与设备企业数据互通，实现全生命周期管理

3.

4.2跨区域资源整合推动“大区域热电联产网络”建设跨区域热网互联打破行政区划限制，建设跨省热网，实现“有余补不足”例如，华北与西北通过热网互联，冬季可输送西北的风电余热，提升能源利用效率；“热电联产+储能”集群在新能源基地周边建设热电联产+储能集群，利用新能源波动时的弃电驱动机组调峰，同时保障稳定供热

3.

4.3政策与金融协同引入多元化资金支持行业转型绿色信贷与债券对热电联产改造项目给予低息贷款（利率下浮10%-20%），发行碳中和债、绿色债券；PPP模式政府与企业合作共建热网、储能项目，政府负责管网建设，企业负责运营，共享收益；碳金融工具允许热电联产企业通过碳配额质押融资，降低改造成本压力

四、典型场景潜力挖掘案例分析

4.1工业园区热电联产循环经济模式下的效率跃升案例背景某化工工业园区（年产能100万吨乙烯）原有3台130t/h燃煤锅炉，分别配套25MW抽凝机组，存在能耗高、排放大、蒸汽供应不稳定等问题2024年，园区启动热电联产升级改造，引入“2×350MW超临界抽凝机组+余热利用+循环水系统优化”方案改造措施第9页共15页机组升级替换老机组，采用超临界参数，供电煤耗降至290克/千瓦时，较原机组降低60克/千瓦时；余热回收新增2台200MW溴化锂机组，回收汽轮机排汽余热用于园区空调制冷，年节电约4000万度；循环水优化建设闭式循环水系统，减少循环水损耗（从15%降至5%），同时为周边企业提供循环冷却水，年增收2000万元；蒸汽管网改造将原有枝状管网改为环状管网，实现“供需动态匹配”，蒸汽输送损失从12%降至5%实施效果能耗下降年总能耗从120万吨标煤降至85万吨标煤，降幅

29.2%；碳排放下降年减少CO₂排放约180万吨，SO₂排放下降90%；经济效益年增加营收5000万元，改造成本回收期约6年（含碳交易收益）案例启示工业园区热电联产需以“循环经济”为核心，通过机组升级、余热梯级利用、跨企业资源共享，实现“能耗、排放、成本”三重优化，潜力空间巨大（按全国化工园区改造潜力计算，可降低总能耗约

1.2亿吨标煤）

4.2城市集中供暖从“粗放供应”到“智慧民生”案例背景某北方省会城市（人口500万）原有老旧热电联产机组10台，总装机2000MW，热网为20世纪90年代建设，存在“跑冒滴漏”严重、温度调控滞后等问题，居民供暖满意度仅65%2024年，城市启动“智慧热网+机组改造”工程改造措施第10页共15页机组改造对5台老机组进行通流改造，供电煤耗从360克/千瓦时降至310克/千瓦时；热网升级铺设新型保温管网（导热系数

0.018W/m·K），建设10座智慧换热站，安装温度传感器与智能阀门；跨季节储热在郊区建设地下盐穴储热库（容量10万立方米），夏季利用低谷电制热储存在盐穴，冬季供暖；用户侧改造为10万户居民安装智能温控阀，实现“按需供暖”，温度调控精度达±1℃实施效果供暖质量提升居民室温达标率从85%提升至98%，满意度达92%；能耗下降热网损耗从18%降至8%，年节约标煤约30万吨；经济效益年减少碳排放约75万吨，政府热价补贴降低20%，居民供暖支出下降12%案例启示城市集中供暖需兼顾“民生需求”与“低碳目标”，通过智慧热网实现精准调控，结合跨季节储热提升机组效率，潜力在于“民生保障与能源效率的双赢”

4.3分布式热电联产新能源配储下的多能互补案例背景某新能源基地（风电/光伏总装机5000MW）周边有多个工业园区，存在新能源消纳难、企业用能成本高问题2025年，试点“2×100MW燃气热电联产+200MW/400MWh储能+微电网”项目建设模式热电联产采用燃气轮机（效率40%）+余热锅炉，为园区提供200t/h蒸汽和100MW电力，替代企业自备燃煤锅炉；第11页共15页储能配套配置锂电池储能，平抑新能源波动，同时参与辅助服务市场（调峰、调频）；微电网协同通过智能调度系统，实现“新能源+热电联产+储能”协同运行，园区能源自给率达80%实施效果新能源消纳年消纳弃风弃光电量约8亿千瓦时，弃电率从10%降至1%；碳排放下降年减少CO₂排放约40万吨，SO₂、NOx排放下降100%；企业收益园区企业能源成本下降25%，投资回收期约5年案例启示分布式热电联产是新能源时代的重要“缓冲器”，通过与储能、微电网协同，可实现“新能源消纳+稳定供能+成本优化”，是未来分布式能源系统的核心组成部分

五、未来发展趋势与风险提示

5.1发展趋势从“单一能源”到“综合能源服务商”

5.

1.1技术路线高效化、低碳化、智能化高效化2025年超临界CO₂发电、磁悬浮汽轮机等新技术将逐步商业化，机组供电煤耗有望降至280克/千瓦时以下；低碳化CCUS、氢能耦合等技术在热电联产领域规模化应用，碳捕集成本有望从当前500元/吨降至300元/吨以内；智能化数字孪生、AI优化、边缘计算等技术广泛应用，机组运维效率提升30%，热网调控精度达秒级

5.

1.2市场角色从“能源供应商”到“综合服务商”企业从“卖电、卖热”转向“能源方案+增值服务”，如能效管理、碳管理、综合能源规划等；第12页共15页行业竞争从“规模竞争”转向“服务质量竞争”，具备全生命周期服务能力的企业将占据优势

5.

1.3系统定位从“独立单元”到“能源系统枢纽”热电联产机组将成为“新能源配储”“需求响应”“虚拟电厂”的核心节点，参与电力市场与辅助服务；跨区域、跨行业热网互联将成为趋势，实现“余缺互补”，提升能源系统整体效率

5.2潜在风险从“技术”到“市场”的多重挑战

5.

2.1技术风险改造难度与成本超预期老机组改造涉及设备更换、系统匹配、安全风险等问题，若技术方案设计不合理，可能导致改造成本超预算（如单台机组改造费用超2亿元），且部分新技术（如超临界CO₂发电）商业化应用经验不足，存在技术成熟度风险

5.

2.2市场风险政策退坡与盈利波动若“双碳”补贴退坡、新能源配储政策调整，热电联产企业可能面临盈利下滑风险；同时，电力市场化改革中“电价波动”“辅助服务竞争”也将增加企业经营不确定性

5.

2.3资源风险燃料供应与碳成本上升天然气价格波动可能影响燃气机组经济性（当前燃气发电占比约15%）；若碳价持续上涨（如2025年达80元/吨），CCUS项目成本压力将增大，部分企业可能因碳成本过高而退出市场

六、结论与建议

6.1结论潜力巨大，转型关键2025年热电联产行业潜力主要体现在三个层面技术层面，通过高效改造、低碳技术、智能化升级，可实现效率提升30%-50%；市场第13页共15页层面，工业、民生、新兴领域需求拓展，将打开行业增长空间；政策层面，“双碳”目标与市场化机制完善，为行业转型提供支撑然而，行业潜力的释放需突破“技术瓶颈、政策适配、市场协同”三重挑战，从“单一能源利用”转向“综合能源服务”，从“被动政策驱动”转向“主动价值创造”

6.2建议多方协同，推动潜力转化对企业以技术创新为核心，构建差异化竞争力加大研发投入重点攻关高效机组改造、CCUS、多能耦合技术，建立企业技术标准体系；拓展服务场景从“卖能源”转向“卖服务”，开发能效诊断、碳管理、智慧热网等增值业务；优化经营模式通过“热电联产+储能”“分布式+微电网”等模式，参与辅助服务市场，提升收益稳定性对政策制定者以机制创新为保障，营造良好发展环境完善支持政策制定分区域、分技术的补贴标准，明确CCUS、智慧热网等技术的推广路径；深化市场化改革建立公平的辅助服务市场，放开热价管制，允许企业通过市场化方式实现收益；加强跨部门协同推动“能源、环保、住建”等部门政策联动，简化项目审批流程，降低企业转型成本对行业协会以平台建设为抓手，促进行业交流合作搭建技术交流平台组织“热电联产技术创新论坛”，推广典型案例与先进经验；建立行业标准体系制定老机组改造、热网能效、碳捕集等行业标准，规范市场秩序；第14页共15页推动产业链协同联合设备、材料、软件企业组建创新联盟，加速技术成果转化热电联产行业的潜力挖掘，不仅是能源转型的必然要求，更是行业自身实现“绿色、高效、可持续”发展的关键路径2025年，随着技术突破、政策支持与市场拓展的深化，热电联产将从“传统能源工具”蜕变为“智慧能源枢纽”，为我国“双碳”目标的实现贡献核心力量（全文约4800字）第15页共15页。