2025热电联产行业盈利模式探讨

2025热电联产行业盈利模式探讨2025热电联产行业盈利模式探讨在能源转型浪潮中寻找可持续发展路径引言热电联产行业的时代坐标与盈利模式的核心价值热电联产，作为一种“一次能源梯级利用”的高效能源形式，通过在生产电力的同时回收余热用于供暖或工业用热，实现了能源利用效率的大幅提升在“双碳”目标、能源结构转型、新型电力系统建设等国家战略背景下，热电联产行业不仅是保障能源安全的重要组成部分，更是推动能源绿色低碳发展的关键载体然而，随着煤炭消费管控趋严、新能源大规模并网、电力市场化改革深化，热电联产企业传统的“单一热电销售”盈利模式正面临前所未有的挑战——煤价波动导致成本压力剧增、热价机制僵化难以反映真实供需、新能源替代对电力业务的挤压、碳成本外部化向内部化转变等问题，均在考验着行业的生存与发展2025年，是“十四五”规划收官与“十五五”规划谋划的关键节点，也是能源行业转型的攻坚期对于热电联产企业而言，如何在能源革命的浪潮中重构盈利模式，从“资源依赖型”转向“价值创造型”，从“规模扩张”转向“质量提升”，已成为决定企业能否穿越周期、实现可持续发展的核心命题本文将围绕2025年热电联产行业盈利模式展开深入探讨，从行业现状切入，分析盈利模式的核心构成、影响因素、现存问题，最终提出优化路径与发展建议，为行业参与者提供决策参考

一、热电联产行业盈利模式的核心构成从“单一销售”到“多元协同”第1页共15页热电联产行业的盈利模式，本质上是“成本控制”与“价值创造”的平衡艺术传统模式下，企业收入主要依赖热力、电力销售，成本则集中于燃料采购、设备折旧与运维；而在能源转型的新形势下，盈利模式正朝着“多渠道收入+精细化成本+新兴增值服务”的方向延伸

（一）收入端多元化收益渠道的构建与拓展收入是盈利的基础，热电联产企业的收入来源已从单一的“热电销售”向“能源+服务+资产”多维度拓展，具体可分为以下三大类

1.核心收益热力与电力销售（占比约60%-80%）热力销售作为热电联产的核心产品，热力销售是企业最稳定的收入来源根据用户类型，热力销售可分为工业用热（如化工、纺织、食品加工等）和民用供暖（城市集中供暖）工业用热具有需求稳定、用量大、热价相对较高的特点，通常占热力销量的60%-70%；民用供暖则受季节影响显著，热价通常由政府定价，具有一定的政策属性例如，某北方城市热电联产企业2024年热力收入中，工业蒸汽占比65%，供暖面积3000万平方米，占区域集中供暖市场的80%，这部分收入构成了企业的“基本盘”电力销售热电联产企业同时作为电力生产者，电力销售是重要的辅助收益来源根据电力消纳方式，可分为自发自用（用于满足企业自身生产用电需求）和上网销售（并入电网销售给电力用户）在“双碳”目标下，新能源发电量占比提升，部分热电联产企业面临“基荷机组”定位弱化的问题，电力销售收益需结合机组类型（抽凝式、背压式等）和电力市场机制综合评估第2页共15页以背压式机组为例，其发电效率更高（发电煤耗比凝汽式机组低30%-40%），但电力只能自用，无法参与电力市场；而抽凝式机组可调节发电与供热比例，多余电力可上网，在电力市场化程度较高的地区（如华东、华南），上网电价波动对企业收益影响较大

2.新兴收益碳资产与碳交易（占比约5%-15%）随着碳市场的逐步完善，热电联产企业作为能源消耗与碳排放的重点领域，碳资产正成为新的收益增长点根据《2024年中国碳市场发展报告》，火电行业碳价约为60-80元/吨CO₂，而热电联产企业因“热电联产替代”效应（每替代1吨标准煤可减少约

2.4吨CO₂排放），碳减排潜力显著目前，碳收益主要通过两种方式实现一是通过改造提升机组效率，降低单位供热/供电煤耗，增加碳减排量，进而通过碳交易出售；二是参与碳汇项目，如在厂区周边植树造林，或利用灰渣进行生态修复，将碳汇量转化为碳资产例如，某热电联产企业2024年通过机组节能改造，年碳减排量达20万吨，通过碳交易获得约1200万元收益，占总利润的10%左右

3.增值收益综合能源服务（占比约10%-20%）综合能源服务是热电联产企业拓展增值收益的核心方向，通过“热电+储能+微电网+能效服务”等模式，从“单一能源供应商”转型为“综合能源服务商”具体可分为能效提升服务为工业用户提供节能诊断、设备改造、余热回收等服务，例如为纺织厂改造蒸汽管网，降低散热损失，提高热效率；储能与调峰服务利用自身热力机组调峰能力，参与电力辅助服务市场（如调峰、调频），或为新能源电站提供“热电解耦储能”服第3页共15页务（冬季供暖期，利用弃风弃光电力制氢或储热，平抑新能源波动）；园区综合能源管理为工业园区提供“多能互补”解决方案，整合热力、电力、冷力、新能源等资源，实现园区能源系统的优化调度，收取服务费某热电联产企业2024年通过为周边3个工业园区提供综合能源管理服务，实现增值收益3000万元，占总利润的15%，成为利润增长的新引擎

（二）成本端精细化管控的关键领域与优化方向成本是盈利的“压舱石”，热电联产企业成本结构复杂，涉及燃料、设备、运维、人工等多个方面，2024年行业平均燃料成本占总成本的60%-70%，设备折旧占15%-20%，因此控制成本需聚焦核心环节

1.燃料成本从“被动接受”到“主动管理”燃料成本是热电联产企业最大的成本项，主要包括燃煤（占比约70%）、燃气（占比约20%）及其他清洁能源（如生物质、余热利用）在煤炭价格受国际局势、国内产能调控影响剧烈波动的背景下，燃料成本控制已从“被动采购”转向“主动管理”供应链优化与煤矿签订长期采购协议，锁定煤价（如某企业与神华集团签订3年长协煤，价格较市场价低10%-15%）；燃料多元化在政策支持下，掺烧生物质（如秸秆、木屑）或工业固废（如煤矸石），既降低成本，又实现固废资源化，同时可获得绿色电力补贴（如每掺烧1吨生物质可获

0.1-

0.2元补贴）；燃料效率提升通过锅炉改造、燃烧优化技术，提高燃料燃烧效率，降低单位供热/供电煤耗（2024年行业平均煤耗较2020年下降约8%）第4页共15页

2.设备成本从“重投入”到“轻运维”设备成本包括固定资产折旧（设备购置）和运维费用（维修、保养、更换），占总成本的25%-30%优化设备成本需从“购置-运维-更新”全生命周期入手老旧机组改造逐步淘汰背压式、抽凝式等低效机组，更换为高效超临界、超超临界机组（2024年国内新建热电联产机组平均效率达45%以上，较老旧机组提升10%-15%）；智能化运维引入物联网、大数据技术，对关键设备（锅炉、汽轮机）进行状态监测，实现预测性维护，降低突发故障停机损失（某企业通过智能运维系统，2024年设备故障率下降20%，运维成本降低15%）；设备租赁与共享对非核心设备（如备用发电机）采用租赁模式，减少一次性投入，同时通过设备共享平台提高利用率

3.政策成本从“依赖补贴”到“合规成本”在能源补贴逐步退坡的背景下，政策成本从“隐性补贴”转向“显性合规成本”，主要包括环保成本（脱硫、脱硝、除尘）、碳成本（碳税或碳交易费用）、社会责任成本（如供暖保供补贴）例如，2024年某热电联产企业环保改造后，年环保成本增加500万元，但避免了环保罚款；同时，碳成本从“免费”变为“市场化购买”，倒逼企业提升能效，从“被动合规”转向“主动降碳”

二、影响热电联产行业盈利模式的关键因素政策、市场与技术的“三角联动”热电联产行业盈利模式的形成与优化，并非孤立存在，而是受政策环境、市场需求、技术进步三大核心因素的综合影响，三者如同“三角支撑”，共同决定了行业盈利的“高度”与“稳定性”第5页共15页

（一）政策环境从“约束”到“激励”的政策导向政策是行业发展的“指挥棒”，对热电联产行业盈利模式的影响具有“双重性”——既有对传统模式的约束，也有对新型盈利模式的激励

1.能源转型政策推动“低碳化”盈利模式国家“双碳”目标、《“十四五”现代能源体系规划》等政策明确提出“发展高效热电联产”“推动煤电与新能源联营”“支持热电联产机组灵活性改造”，这直接推动企业盈利模式向“低碳化”转型低碳技术改造补贴对热电联产机组进行灵活性改造（如增加调峰能力）的企业，可获得中央或地方政府补贴（如某企业2024年改造投入2亿元，获补贴8000万元，占改造投资的40%）；绿电绿热认证对采用可再生能源（生物质、地热能）的热电联产企业，其绿电、绿热可获得溢价销售（如绿热价格较普通热价高20%-30%）

2.电力市场化政策重塑“市场化”盈利空间电力市场化改革（如“现货市场”“辅助服务市场”）打破了传统“上网电价+购电成本”的固定模式，使热电联产企业的电力销售收益更依赖市场机制电力现货市场在现货电价波动背景下，企业可通过调整发电出力（如在电价高峰时段多发电）提高电力收益；辅助服务市场热电联产机组作为“灵活调节资源”，可参与调峰、调频等辅助服务，获得额外收益（2024年华东电力辅助服务市场中，某热电联产企业通过调峰服务年增收约1200万元）

3.热价形成机制从“政府定价”到“市场化议价”第6页共15页热价是影响热力销售收益的核心变量，长期以来受“成本加成”原则限制，难以反映供需关系与成本变化2024年多地推进热价市场化改革，允许企业与用户协商定价，或实行“季节浮动价”“阶梯热价”，这为企业提升热价、扩大盈利空间提供了政策窗口例如，某南方城市工业热价从2020年的180元/吉焦提升至2024年的220元/吉焦，涨幅达22%，主要得益于市场化定价机制的实施

（二）市场需求从“单一刚需”到“多元场景”的需求升级市场需求是盈利模式的“土壤”，热电联产行业的需求结构正从传统的“工业用热+冬季供暖”向“多场景、高附加值”转变，直接影响企业收入结构的设计

1.工业用热从“基础蒸汽”到“工艺协同”工业用热是热电联产的传统核心需求，但随着工业升级，用户对热的需求从“单一供应”转向“定制化服务”工艺协同需求化工、半导体等行业对蒸汽参数（温度、压力）要求严格，企业需提供“定制化”蒸汽服务，如某半导体企业要求蒸汽温度稳定在280℃±1℃，企业通过改造蒸汽管网和温控系统，实现“按质论价”，热价提升30%；余热梯级利用需求部分高耗能工业企业（如钢铁、化工）希望与热电联产企业合作，利用其余热进行二次利用（如钢铁厂的余热发电），形成“热电联产+余热回收”的联合收益模式

2.民用供暖从“被动保供”到“主动增值”随着城镇化率提升和“煤改热”政策推进，民用供暖需求持续增长，但传统“按面积收费”模式导致企业盈利空间受限2024年，多地试点“热价市场化+增值服务”模式第7页共15页温度定制服务用户可选择“基础温度+增值温度”付费模式（如基础温度18℃收费20元/平方米，额外提升至22℃加收5元/平方米），某企业通过该模式使供暖收入增长15%；智慧供暖服务通过智能温控系统为用户提供“按需供暖”（如远程调节阀门开度），减少无效能耗，同时向用户收取节能服务费，实现“节能-增收”双赢

3.综合能源服务市场新兴需求的“蓝海”随着新能源渗透率提升，综合能源服务市场（如“源网荷储一体化”“虚拟电厂”）成为热电联产企业的新机遇2024年国内综合能源服务市场规模突破5000亿元，热电联产企业通过参与虚拟电厂，聚合周边分布式能源（光伏、储能），参与电网调峰，获得“容量电费+电量分成”收益例如，某热电联产企业联合周边10家企业建设虚拟电厂，2024年通过调峰服务获得收益2000万元，同时为用户提供能源优化方案，收取服务费1500万元

（三）技术进步从“效率提升”到“模式重构”的技术驱动技术是盈利模式的“引擎”，热电联产行业的技术进步已从“提升机组效率”转向“重构能源系统”，推动盈利模式从“线性增长”向“指数增长”突破

1.高效发电技术降低单位成本的“利器”超临界、超超临界机组是当前主流的高效热电联产技术，其发电效率较传统凝汽式机组提升15%-20%，单位供电煤耗从320克/千瓦时降至280克/千瓦时以下2024年，国内新建热电联产机组中，超临界机组占比达70%，超超临界机组占比达25%，显著降低了单位发电成本

2.灵活性改造技术适应新能源消纳的“关键”第8页共15页为适应新能源并网带来的“波动性”，热电联产机组需提升灵活性，技术路径包括深度调峰改造通过改造汽轮机通流部分、增加旁路系统，使机组最小出力降至额定负荷的30%以下，可参与深度调峰（如某企业改造后，最小出力降至35%，年调峰收益增加800万元）；蓄热技术应用引入储热罐，将低谷电力或余热储存，高峰时段释放，实现“以热定电”向“以电定热”的灵活调节，提高机组运行效率（某企业2024年投运100MW储热项目，年减少弃风弃光损失500万元）

3.智能化技术提升运营效率的“手段”物联网、大数据、AI技术在热电联产行业的应用，推动运营模式从“人工经验”向“智能决策”转变智能调度系统实时优化热力、电力出力，减少“发电-供热”不匹配导致的能源浪费（某企业通过智能调度系统，2024年能源利用效率提升5%，成本降低约3000万元）；设备健康管理系统通过传感器实时监测设备状态，预测故障并提前维护，降低运维成本（某企业应用该系统后，2024年非计划停机次数减少40%，运维成本降低18%）

三、当前热电联产行业盈利模式的现存问题转型阵痛与现实挑战尽管热电联产行业在政策、市场、技术的驱动下正积极探索盈利模式创新，但在转型过程中仍面临诸多问题，这些问题如同“拦路虎”，制约着行业盈利空间的进一步提升

（一）盈利空间受挤压成本上升与价格机制僵化的“双重压力”第9页共15页

1.燃料成本波动剧烈，成本传导能力弱热电联产企业以燃煤为主，2020-2024年国内动力煤价格波动幅度达40%-60%（如2021年煤价涨至1200元/吨，2022年回落至800元/吨，2023年又涨至1000元/吨），而热价受政府调控，调整周期长（通常2-3年调整一次），导致企业“成本涨、热价不涨”的现象普遍，盈利空间被严重挤压例如，某热电联产企业2024年燃煤成本同比上涨25%，但热价仅上调5%，导致毛利率下降8个百分点

2.碳成本外部化向内部化转变，隐性成本显性化在“双碳”目标下，碳成本从“免费排放”转向“市场化交易”，2024年全国碳市场交易价格达65元/吨CO₂，某热电联产企业年碳排放约100万吨，年碳成本增加6500万元，而该成本难以通过热价传导给用户，只能由企业自行承担，进一步压缩利润空间

（二）技术升级压力大老旧机组淘汰与新机组投资的“两难困境”

1.老旧机组占比高，改造与淘汰成本高昂国内热电联产机组中，2000年前投运的老旧机组占比约30%，这些机组存在效率低（煤耗350克/千瓦时以上）、环保不达标（未达到超低排放标准）、灵活性差（调峰能力弱）等问题改造单台老旧机组的成本约1-2亿元，而淘汰则面临“资产减值损失”和“产能缺口”风险（如某企业2024年淘汰2台背压机组，投入3000万元改造2台新机组，短期内利润下降15%）

2.新技术应用面临“投入-回报”周期长的挑战高效机组、储能、智能化等新技术应用需大量前期投入（如100MW储热项目投资约2亿元），而回报周期长达5-8年，在当前电力第10页共15页市场波动、热价机制不明朗的背景下，企业对新技术应用持谨慎态度，导致技术迭代缓慢

（三）市场竞争加剧多能替代与综合能源服务的“新对手”

1.新能源替代对电力业务的冲击风电、光伏等新能源发电成本快速下降（2024年国内光伏度电成本降至

0.25元，风电降至

0.3元），对热电联产企业的电力销售形成挤压尤其是背压式机组（无法上网），面临“无电可售”的困境；抽凝式机组（可上网）则面临新能源低价竞争，电力收益持续下滑

2.综合能源服务商的跨界竞争传统能源企业（如国家电网、南方电网）、新能源企业（如宁德时代、隆基绿能）正加速布局综合能源服务，通过“新能源+储能+能效服务”模式切入热电联产企业的核心市场，导致竞争从“单一能源销售”转向“全场景能源服务”，传统盈利模式优势弱化

（四）政策依赖度高补贴退坡与政策不确定性的“风险隐患”

1.补贴退坡导致盈利稳定性下降2020年后，中央财政逐步退出对热电联产的“脱硝电价补贴”“可再生能源附加补贴”，地方政府补贴也因财政压力减少，企业从“政策红利”转向“市场驱动”，盈利稳定性下降例如，某企业2024年因脱硝补贴退坡，减少收入约1200万元

2.政策不确定性影响长期投资决策热价机制、碳市场政策、新能源并网规则等仍在调整中，企业难以制定长期盈利计划例如，某企业因担心“十四五”后热价市场化改革方向，推迟了500MW高效机组的投资计划，错失市场机遇

四、热电联产行业盈利模式优化路径从“成本控制”到“价值创造”的转型策略第11页共15页面对上述问题，热电联产行业需以“政策为导向、市场为驱动、技术为支撑”，通过“多元化收入、精细化成本、场景化服务”的路径，重构盈利模式，实现从“传统能源供应商”到“综合能源服务商”的转型

（一）收入端构建“热电为主、多元协同”的收益结构

1.强化热力销售核心地位，提升热价议价能力差异化定价针对工业用户推出“基础热价+增值服务”模式（如蒸汽参数定制、温度保证），对民用用户推出“按温收费+节能补贴”模式，通过差异化服务提升热价；拓展热力市场向工业园区、商业综合体、农业温室等领域拓展热力需求，例如某企业2024年新增农业温室供暖面积500万平方米，热力收入增长20%；区域协同与周边其他热电联产企业组成“区域热力联盟”，统一定价、共享资源，避免恶性竞争，提升整体议价能力

2.优化电力销售策略，参与市场化电力交易提升电力消纳效率利用“热电联产+储能”模式，在新能源大发时段（如夏季）多发电上网，冬季供暖时段少发电、多购电，平抑电力成本波动；参与辅助服务市场将机组灵活性改造与辅助服务（调峰、调频）结合，例如某企业通过调峰服务年增收1500万元；发展“隔墙售电”在政策允许区域，通过“分布式能源+微电网”向周边用户售电，绕过传统电网公司，获得更高收益

3.激活碳资产与综合能源服务的增值潜力第12页共15页碳资产管理建立碳资产管理制度，通过节能改造、绿电绿热认证增加碳减排量，参与碳交易或碳金融产品（如碳期货），实现碳资产增值；综合能源服务套餐为用户提供“热电+储能+能效+碳管理”的综合解决方案，收取服务费（如某企业为某化工园区提供综合能源服务，年服务费达5000万元）；虚拟电厂运营聚合周边分布式能源（光伏、储能、充电桩），参与电网调峰、辅助服务，通过“容量电费+电量分成”获得收益，2024年国内虚拟电厂市场规模预计达300亿元

（二）成本端实施“全生命周期”成本精细化管理

1.燃料成本从“单一采购”到“多元供应+智能采购”燃料多元化在政策支持下，扩大生物质、煤矸石、工业固废等掺烧比例，降低燃煤成本，同时获得绿色补贴；智能采购系统利用大数据分析煤炭价格趋势，通过“长协煤+现货煤”组合采购，降低燃料成本（如某企业通过智能采购系统，2024年燃煤成本降低8%）；燃料效率提升通过燃烧优化、余热回收等技术，降低单位供热/供电煤耗（目标2025年行业平均煤耗降至280克/千瓦时以下）

2.设备成本从“被动维护”到“全生命周期管理”设备租赁模式对非核心设备（如备用锅炉、发电机）采用租赁，减少固定资产投入；预测性维护通过物联网传感器实时监测设备状态，提前预警故障，降低突发停机损失（目标设备故障率降低30%）；设备共享平台与其他企业共享高端设备（如大型汽轮机），提高设备利用率，降低折旧成本第13页共15页

3.政策成本从“被动承担”到“主动合规+政策利用”环保合规升级提前完成超低排放改造，避免环保罚款；同时利用环保政策（如环保电价、绿色信贷）降低合规成本；政策补贴申报积极申报技术改造补贴、碳减排补贴、综合能源服务试点项目等，获取额外收益（某企业2024年通过申报获得补贴2000万元）

（三）技术端以“技术创新”驱动盈利模式升级

1.推动高效低碳技术应用，提升机组竞争力机组升级改造逐步淘汰落后机组，新建高效超临界、超超临界机组（目标2025年高效机组占比达70%以上）；CCUS技术试点在有条件的地区试点“碳捕集利用与封存”技术，将CO₂转化为燃料或化学品（如甲醇），创造碳资产收益；绿氢生产利用机组余热和低谷电力生产绿氢，为工业用户提供氢燃料，拓展新兴市场

2.发展灵活性技术，适应新能源消纳需求深度调峰改造将机组最小出力降至30%以下，参与深度调峰，获得调峰收益；储热/储电系统建设利用低谷电力或余热储热，高峰时段释放，平抑负荷波动，提高机组运行效率；虚拟电厂技术通过数字孪生、AI调度技术，实现分布式能源聚合与优化调度，提升对电网的响应能力

3.智能化技术赋能，提升运营效率智能运维系统利用AI算法预测设备故障，实现预测性维护，降低运维成本；第14页共15页智能调度平台实时优化热力、电力出力，减少能源浪费（目标能源利用效率提升5%-8%）；用户侧智能化改造为用户提供智能温控、能源管理系统，通过用户节能减少企业弃热/弃电损失，同时收取服务费结论在能源转型浪潮中，热电联产行业的盈利模式重构之路热电联产行业作为能源系统的“基石”，在“双碳”目标与能源转型的浪潮中，正经历从“传统能源供应”向“综合能源服务”的深刻变革其盈利模式的重构，不仅是企业自身生存发展的需要，更是推动能源结构优化、实现“双碳”目标的关键路径从行业现状来看，热电联产行业已从单一的“热电销售”转向“热力+电力+碳资产+综合能源服务”的多元收益结构，但仍面临成本波动大、技术升级难、市场竞争加剧等挑战要实现盈利模式的可持续优化，企业需以“收入多元化”为核心，构建“热电为主、服务为辅”的收益体系；以“成本精细化”为基础，通过燃料管理、设备运维、政策利用降低成本；以“技术创新”为驱动，通过高效低碳、灵活性、智能化技术提升竞争力展望2025年及未来，随着电力市场化改革深化、碳市场完善、综合能源服务市场爆发，热电联产行业有望通过盈利模式的创新，从“资源依赖型”转向“价值创造型”，在能源安全与绿色发展的双重目标中，书写新的篇章这不仅需要企业自身的战略调整与技术投入，更需要政府政策的持续支持与市场环境的不断优化唯有政企协同、技术创新、模式探索，热电联产行业才能在能源革命的浪潮中行稳致远，为经济社会发展提供稳定、高效、绿色的能源保障第15页共15页。