2025热电联产行业储能融合前景

2025热电联产行业储能融合前景摘要热电联产作为同时满足热力与电力需求的高效能源利用方式，在全球能源转型与“双碳”目标推进中占据重要地位随着新能源渗透率提升、电力系统灵活性需求增加，热电联产行业面临“以热定电”运行模式与电力负荷波动、风光消纳压力的矛盾储能技术的规模化应用为破解这一困境提供了关键路径本报告从行业痛点、融合必要性、可行性基础、具体路径、挑战与对策等维度，系统分析2025年热电联产与储能融合的前景，旨在为行业转型与政策制定提供参考

一、引言热电联产行业的现状与储能融合的时代背景

1.1热电联产行业的核心定位与发展现状热电联产（Combined Heatand Power,CHP）是通过一台或多台机组同时生产电能与热能的能源利用技术，其核心优势在于能源梯级利用效率高——传统火电仅发电效率约30%-40%，而热电联产可通过余热回收将总能源利用效率提升至70%-90%，显著降低能耗与碳排放从全球范围看，2023年全球热电联产装机容量已超

1.3TW，中国作为最大能源消费国，热电联产装机占全国火电总装机的15%左右，主要分布在北方采暖期城市（如东北、华北）及工业园区，承担着居民供暖与工业用热的双重任务近年来，随着“双碳”目标推进，热电联产行业加速向“清洁化、低碳化”转型，煤电热电联产机组逐步替换为高效煤粉炉、燃气轮机等设备，天然气热电联产占比从2015年的12%提升至2023年的21%然而，热电联产行业仍面临显著发展瓶颈一方面，其运行模式高度依赖“以热定电”，冬季采暖期热负荷高峰时，机组需维持高出第1页共15页力，导致电力调峰能力不足；另一方面，夏季非采暖期热负荷下降，机组常面临“低负荷运行”问题，不仅降低发电效率，还可能因调峰需求被迫参与深度调峰，加剧经济性压力同时，随着风电、光伏等波动性新能源大规模并网，热电联产机组作为传统调峰电源，其灵活性不足的问题进一步凸显

1.2储能融合的背景与研究意义在“双碳”目标驱动下，中国电力系统正经历从“传统火电主导”向“新能源与传统电源协同”的转型2023年，全国风电、光伏装机容量达

12.5亿kW，占总装机的42%，但“弃风弃光”现象仍未完全消除，核心原因在于新能源出力波动大、电力系统调峰能力不足热电联产作为分布广泛的电源点（尤其在工业聚集区），其机组具备与储能系统协同的天然优势——既可利用其地理位置靠近热负荷中心的特点，存储低谷电力用于高峰调峰，也可通过储热技术优化热电解耦，提升系统灵活性在此背景下，研究2025年热电联产与储能融合的前景，不仅是破解行业自身调峰压力、提升能源利用效率的内在需求，更是推动电力系统向“源网荷储一体化”转型的关键抓手本报告将从技术、经济、政策多维度展开分析，为行业实践提供系统性参考

二、热电联产与储能融合的必要性从行业痛点到战略需求

2.1行业自身痛点热电解耦矛盾与经济性压力

2.

1.1“以热定电”模式下的调峰困境热电联产机组的核心运行逻辑是“以热定电”冬季采暖期，热负荷决定机组出力，此时电力系统处于负荷高峰，机组需满负荷运行，无法参与调峰；夏季非采暖期，热负荷下降，机组被迫降负荷至50%-70%额定出力，导致发电煤耗上升（如300MW抽凝机组在50%负荷第2页共15页时煤耗较额定负荷增加约15%-20%），经济性显著降低同时，新能源大规模并网后，电力系统峰谷差扩大（2023年国内电力峰谷差较2015年增长40%），热电联产机组作为“刚性”热源，难以通过出力调节匹配负荷变化，加剧了系统调峰压力

2.

1.2辅助服务收益空间有限当前，热电联产机组参与辅助服务的积极性不足，主要原因在于收益机制不完善以调峰服务为例，2023年国内调峰市场价格约为

0.1-

0.3元/kWh，而热电联产机组参与调峰时，需牺牲热力供应，面临热价与电价的双重损失；调频服务方面，热电联产机组惯性大、响应速度慢（一次调频响应时间约5-10秒，远慢于燃气机组的1-2秒），难以满足电力系统对快速调频的需求，导致其在辅助服务市场中竞争力较弱

2.2外部政策驱动能源转型与新型电力系统建设

2.

2.1“双碳”目标下的低碳约束根据《2030年前碳达峰行动方案》，2030年单位GDP二氧化碳排放较2005年下降65%以上，非化石能源消费比重达25%热电联产作为能源消费大户，其机组能耗强度需持续下降现役煤电热电联产机组供电煤耗需从2020年的300g/kWh降至2025年的285g/kWh以下储能融合可通过“错峰发电”降低煤耗——在电力负荷低谷时段（如夜间），利用储能存储新能源电力或低价火电，替代高峰时段的调峰煤电，实现低碳化运行

2.

2.2新型电力系统对灵活性的迫切需求2022年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出，到2025年，全国新型电力系统灵活性资源需达

1.5亿kW，其中包括储能、虚拟电厂等热电联产机组作为分布在负荷中心的“灵活电第3页共15页源”，通过融合储能可快速提升调峰、调频能力储能系统可在热负荷低谷时段吸收多余电力，在热负荷高峰时段释放电力参与调峰，缓解“以热定电”的刚性约束；同时，储热技术可实现“电-热”解耦，使机组从“以热定电”转向“以电定电、以电定热”，适应新能源波动

2.3经济效益驱动成本优化与收益提升

2.

3.1降低燃料成本热电联产机组的燃料成本占比约60%-70%通过储能系统，可实现“削峰填谷”——在电力负荷低谷（如22:00-6:00）利用低价电力（约

0.2-

0.3元/kWh）驱动机组调峰，替代高峰时段的高价电力（如

0.5-

0.8元/kWh），降低单位供电成本以100MW热电联产机组为例，若配置20%容量（20MW/80MWh）储能系统，每年可节省燃料成本约200-300万元

2.

3.2拓展辅助服务收益储能系统可提升热电联产机组的辅助服务竞争力通过储电系统参与调峰，机组可在不影响热力供应的前提下，通过“先储后发”或“调峰备用”模式获得额外收益；通过储热系统，可在冬季采暖期利用夜间低谷电制储热，在高峰时段释放热量参与调峰，实现“以热调峰”，拓展热力销售空间例如，德国某热电联产企业通过配置储热系统，在冬季将调峰能力提升30%，每年额外获得调峰收益约500万欧元

三、2025年融合的可行性基础技术、资源与政策的协同支撑

3.1技术可行性储能技术成熟度与热电联产适配性

3.

1.1储能技术类型与应用场景匹配第4页共15页当前主流储能技术包括电化学储能（锂电池、液流电池）、储热储能（显热储热、潜热储热、相变储热）、储电储能（抽水蓄能、飞轮储能）等，其中适用于热电联产的技术需满足“高功率密度、快速响应、与热网兼容性强”的要求电化学储能以锂电池为主，能量密度高（150-300Wh/kg）、响应速度快（毫秒级），可用于短期调峰（5-6小时放电）与调频；缺点是成本较高（2023年约

0.8-

1.2元/Wh），寿命约6-8年适用于燃气热电联产机组（调峰需求频繁）与小型热电联产项目（容量较小）储热储能以相变储热材料（如石蜡、熔融盐）为主，热容量大（1500-2500kJ/kg）、成本低（

0.3-

0.5元/kWh），可实现长时储热（8-12小时），与热网兼容性强；缺点是功率密度较低（

0.1-

0.3kW/kg），响应速度较慢（分钟级）适用于燃煤热电联产机组（需稳定热输出）与大型热电联产项目（容量较大）储电储能抽水蓄能技术成熟（效率70%-85%），但受地理条件限制，仅适用于有天然落差的地区；飞轮储能响应速度极快（微秒级），但能量密度低（1-5Wh/kg），成本高（2-3元/Wh），主要用于调频2025年，随着技术迭代，电化学储能成本预计降至

0.5-

0.8元/Wh，储热材料成本降至

0.2-

0.3元/kWh，技术成熟度进一步提升，为热电联产融合提供多样化选择

3.

1.2热电联产机组与储能系统的技术适配方案“电-储”协同适用于抽凝式、背压式等无调整抽汽的热电联产机组通过储能系统存储低谷电力，在高峰时段释放电力驱动调峰装置（如电动引风机、电动给水泵），或直接替代机组调峰出力，实现第5页共15页“以电调电”例如，300MW背压式机组在夏季非采暖期，可将20%负荷降至50%，利用储能系统补充调峰，使机组保持较高效率“热-储”协同适用于有调整抽汽的机组（如C25-

8.83/

4.12型）通过储热系统存储机组多余蒸汽或高温水，在热负荷高峰时释放热量，减少机组出力；或在热负荷低谷时吸收热量，降低机组降负荷幅度例如，150MW抽凝机组配置10000MWh储热系统，可将夏季热负荷低谷时的机组出力从50%提升至70%，年节省煤耗约

1.2万吨“电-热”双储协同适用于大型多联产项目（如燃气-蒸汽联合循环机组）通过储电与储热系统结合，实现“电调峰+热调峰”双重功能冬季采暖期，储热系统释放热量满足热负荷，储电系统存储新能源电力用于调峰；夏季非采暖期，储电系统释放电力提升机组出力，储热系统吸收余热用于后续调峰

3.2资源禀赋地域分布与基础设施支撑

3.

2.1热电联产机组的地理分布优势中国热电联产机组主要分布在三大区域华北、东北、西北冬季采暖期长、热负荷大，以燃煤热电联产为主（占比约75%），需通过储能提升调峰能力；长三角、珠三角工业用热需求大，以燃气热电联产为主（占比约60%），可结合新能源消纳需求配置储能；中西部工业园区以生物质、垃圾焚烧热电联产为主，需通过储能提升机组运行稳定性这些区域均具备较好的储能资源潜力北方地区冬季电力负荷低谷时段长（22:00-6:00），可利用低价电力制储热；南方地区新能源（如光伏）出力高峰与用电高峰重合度高，电化学储能可消纳弃光弃风第6页共15页

3.

2.2现有基础设施的共享利用热电联产项目通常配套建设热网管道、升压站、冷却系统等基础设施，可与储能系统共享利用热网共享储热系统可利用现有热网管道存储热量，无需额外建设储热罐；升压站共享电化学储能系统可通过现有升压站接入电网，降低接入成本；场地共享储热罐、储能电池舱可布置在机组厂区内闲置地块，减少土地占用例如，北京某200MW燃煤热电联产项目，利用现有冷却水池改造为储热系统，年减少燃煤消耗约

1.5万吨，投资成本降低30%

3.3政策支持标准体系与激励机制逐步完善

3.

3.1国家层面政策引导《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出“支持热电联产机组配套储能，提升系统调峰能力”，并将热电联产储能纳入新能源配套储能补贴范围；《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》允许储能系统参与调峰、调频等辅助服务，明确热电联产配套储能的容量电价支持政策；《煤电灵活性改造重点任务》将“热电联产机组储热改造”列为煤电灵活性改造重点方向，2025年前完成1000万千瓦改造任务

3.

3.2地方层面试点探索山东省2023年出台《热电联产配套储能项目管理办法》，对储能项目给予

0.3元/Wh的投资补贴，要求2025年新建热电联产机组配套储能不低于20%容量；第7页共15页江苏省将热电联产储能纳入“源网荷储一体化”项目，享受新能源项目同等补贴政策，2023年已落地5个示范项目，总储能容量达500MWh；德国北威州通过《能源转型法案》，对燃气热电联产配套储热项目给予50%投资补贴，2023年已建成12个项目，总储热容量超2GWh

四、2025年融合的具体路径与应用场景

4.1调峰填谷模式破解“以热定电”刚性约束

4.

1.1冬季采暖期调峰在冬季采暖期（11月-次年3月），热电联产机组需维持较高出力满足热负荷，此时电力系统处于高峰时段，机组调峰能力受限通过配置电化学储能系统，可在电力负荷低谷（如22:00-6:00）吸收多余电力（含新能源弃电），在电力高峰时段（如18:00-22:00）释放电力，替代机组调峰出力，实现“以储调电”案例河北某300MW背压式热电联产项目，配置50MW/200MWh锂电池储能系统，冬季采暖期每日可在22:00-6:00充放电2次，每次放电量约20MWh，替代机组调峰出力10MW，年减少调峰煤耗约

1.8万吨，增加调峰收益约400万元

4.

1.2夏季非采暖期调峰夏季非采暖期热负荷下降，机组被迫降负荷至50%-70%，发电效率低通过配置储热系统，可在热负荷低谷时段（如5-8月）将机组多余蒸汽或抽汽转化为储热，在热负荷高峰时段（如6-8月）释放储热，提升机组出力，减少降负荷幅度案例上海某150MW抽凝式热电联产项目，配置20000MWh相变储热系统，夏季非采暖期机组出力从50%提升至75%，年增加发电量约第8页共15页

1.2亿kWh，节省煤耗约

1.5万吨，降低单位供电成本约

0.02元/kWh

4.2风光消纳协同模式平抑新能源波动

4.

2.1新能源并网消纳热电联产项目常与新能源场站（如光伏、风电）并列运行，新能源出力波动导致电网频率、电压不稳定通过配置电化学储能系统，可实时平抑新能源波动在新能源出力高峰（如正午光伏出力高峰），储能系统吸收多余电力；在新能源出力低谷（如夜间），释放电力补充，提升新能源上网率案例甘肃某50MW光伏+20MW燃气热电联产项目，配置10MW/40MWh储能系统，可将新能源弃光率从15%降至5%以下，年增加新能源消纳量约300万kWh，提升项目综合收益约120万元

4.

2.2风光-储联合调峰在风光资源丰富地区，热电联产机组与储能、新能源组成“风光储热联产”系统白天利用光伏、风电驱动机组调峰，储能系统存储多余电力；夜间利用储热系统释放热量，维持机组稳定运行，实现“风光为主、热电为辅”的多能互补案例新疆某200MW风电+100MW燃气热电联产项目，配置50MW/200MWh储热系统，可将机组运行成本降低25%，新能源替代火电比例提升至60%，年减少碳排放约8万吨

4.3调频备用模式提升电网稳定性

4.

3.1一次调频响应热电联产机组转动惯量较大（约10-20秒），一次调频响应速度慢，难以满足电网对快速调频的需求通过配置飞轮储能或超级电容第9页共15页储能，可弥补这一短板飞轮储能响应时间仅

0.1秒，可快速跟踪电网频率变化，提供一次调频服务案例浙江某100MW燃气热电联产项目，配置5MW/

1.25MWh飞轮储能系统，一次调频能力提升40%，满足电网一次调频考核要求，年获得调频收益约80万元

4.

3.2备用电源保障在极端天气（如寒潮、台风）导致电力故障时，热电联产机组可通过储能系统维持应急供电例如，冬季暴雪导致热网管道破裂时，储热系统可快速释放热量，维持短时间供暖；电力故障时，储电系统可通过UPS（不间断电源）为关键负荷（如医院、交通枢纽）供电

4.4辅助服务市场参与模式拓展收益渠道

4.

4.1调峰服务根据《电力辅助服务市场管理办法》，热电联产机组可通过储能系统参与调峰，按“两细则”获得调峰收益例如，在电力负荷高峰时段（如夏季午后），储能系统放电替代机组调峰，按调峰深度（机组出力下降比例）计算收益，2023年国内调峰市场平均收益约

0.25元/kWh，具备可观的经济性

4.

4.2容量租赁服务储能系统可作为独立资产出租给热电联产企业，按容量或电量收取租金例如，某储能运营商将20MWh锂电池系统出租给热电联产企业，年租金约60万元，租期5年可收回投资成本

4.

4.3碳交易与绿电交易配置储能的热电联产项目可通过“绿电替代”参与碳交易利用储能存储新能源电力，替代火电发电，每发1kWh绿电可获得约

0.05-第10页共15页

0.1元补贴（地方政策），同时减少1吨CO₂排放权（约50元），提升项目综合收益

五、融合过程中的核心挑战与应对策略

5.1技术挑战兼容性与可靠性问题

5.

1.1储能系统与热网的兼容性热电联产热网系统为高温高压环境（如主蒸汽温度540℃、压力13MPa），储热系统需适应高温腐蚀、压力波动等极端工况，目前相变储热材料在高温稳定性（如1000℃以上）、长期循环寿命（1万次以上）等方面仍需突破应对策略产学研合作联合高校、企业研发耐高温储热材料（如金属泡沫+熔融盐复合储热），提升储热系统在高温环境下的稳定性；分阶段改造对现有热网系统进行“低温改造”，降低储热系统运行温度（如降至300-400℃），减少兼容性问题

5.

1.2极端工况下的可靠性保障热电联产机组与储能系统协同运行时，可能面临极端天气（如极端低温导致储热系统结冰、高温导致电池热失控）、设备故障（如储能变流器损坏）等问题，影响系统安全稳定运行应对策略冗余设计储能系统配置备用变流器、消防系统，提升设备可靠性；智能监控通过AI算法预测极端天气，提前调整储热/储电策略（如低温时降低储热温度）；联合演练定期开展“热电联产-储能”协同故障演练，提升应急响应能力第11页共15页

5.2经济性挑战成本与收益优化

5.

2.1初始投资成本高电化学储能系统初始投资占项目总投资的30%-50%，以100MW热电联产机组配置20MW/80MWh储能系统为例，投资成本约

1.2-

1.5亿元，回收周期长达8-10年，限制了项目经济性应对策略政策补贴争取地方政府对储能投资的补贴（如

0.3-

0.5元/Wh），降低初始投资压力；共享储能建设公共储能电站，热电联产企业按需租用，降低单项目投资；技术降本推动锂电池、储热材料规模化生产，预计2025年电化学储能成本降至

0.5元/Wh以下，储热成本降至

0.2元/kWh以下，回收周期缩短至5-7年

5.

2.2收益机制不明确当前辅助服务市场收益波动大（如调峰价格受电力供需影响），且缺乏长期稳定的收益预期，导致热电联产企业对储能投资积极性不足应对策略政策兜底政府出台“保底收益”政策，确保储能项目年收益不低于投资成本的8%；市场化交易建立“长期调峰合同”机制，锁定储能服务价格（如签订5年以上合同，价格波动不超过±10%）；多收益叠加结合碳交易、绿电交易等收益渠道，提升项目综合收益，降低单一市场风险

5.3政策与管理挑战标准与协同机制缺失第12页共15页

5.

3.1标准体系不完善热电联产与储能融合涉及热网、电网、储能等多领域，目前缺乏统一的技术标准（如储热材料选型、系统容量配置）、并网标准（如储能与热网接口协议）、调度规则（如联合运行控制策略），导致项目落地困难应对策略制定行业标准由国家能源局牵头，联合行业协会制定《热电联产配套储能系统技术规范》《并网运行导则》等文件；试点示范引领在山东、江苏等省份开展融合试点，总结经验后推广全国

5.

3.2跨行业协同难热电联产涉及热力公司、电网公司、储能运营商等多方主体，各方权责划分不清晰（如热网故障时谁承担责任），利益分配机制不完善（如储能调峰收益如何在热电联产与储能企业间分配），阻碍融合进程应对策略建立协同机制成立“热电联产-储能”联盟，明确各方权责（如热力公司负责热网维护，电网公司负责调度支持）；利益共享模式采用“收益分成”机制，如储能调峰收益的30%归热电联产企业，70%归储能运营商，提升协同积极性

六、结论与展望

6.1主要结论热电联产行业与储能融合是破局“以热定电”刚性约束、提升能源利用效率、支撑“双碳”目标的必然选择2025年，在技术成熟度提升（电化学储能成本下降、储热材料规模化应用）、政策支持加强第13页共15页（补贴、标准体系完善）、资源禀赋支撑（地域分布广泛、基础设施共享）的多重作用下，融合将从“试点探索”进入“规模化应用”阶段，具体表现为调峰填谷模式成为主流70%以上的新建热电联产项目将配套储能系统，重点解决冬季采暖期与夏季非采暖期的调峰问题；风光消纳能力显著提升结合新能源的热电联产项目占比将达40%，储能系统可将弃风弃光率降低至5%以下；辅助服务收益占比提高储能参与调峰、调频等服务的收益将占项目总收益的20%-30%，成为重要盈利点

6.2未来展望展望2025年后，热电联产与储能融合将向“深度协同、多能互补”方向发展技术上“电-热”双储协同、长时储能（如压缩空气储能）技术将成熟应用，储能系统与热电联产机组的耦合效率提升至90%以上；模式上“热电联产+储能+新能源”将组成虚拟电厂，参与区域能源物联网运行，实现“源网荷储一体化”；政策上碳关税、绿电认证等政策将进一步完善，推动热电联产储能项目从“补贴依赖”转向“市场驱动”热电联产行业与储能的融合，不仅是技术升级的必然选择，更是能源从业者共同应对“双碳”目标的责任担当通过技术创新、政策引导与跨行业协同，这一融合将成为推动能源结构转型、构建新型电力系统的关键力量，为实现“30·60”目标贡献重要价值字数统计约4800字注本报告数据来源于国家能源局、中国电力企业联合会、行业调研及公开文献，部分案例为基于行业趋势的模拟分析，仅供参考第14页共15页第15页共15页。