2025热电联产行业能效提升策略

2025热电联产行业能效提升策略摘要热电联产作为能源梯级利用的重要形式，在我国“双碳”目标与能源结构转型中占据关键地位当前，行业面临传统机组效率偏低、系统能耗冗余、技术应用不均衡等挑战，能效提升成为实现低碳发展的核心路径本报告基于行业现状分析，从技术创新、管理优化、政策保障、市场机制四个维度，系统提出2025年热电联产行业能效提升策略，旨在为行业高质量发展提供参考

一、引言热电联产行业的战略地位与能效提升紧迫性

（一）热电联产在能源体系中的核心作用热电联产通过“以热定电”“梯级利用”模式，将发电与供热过程有机结合，实现能源综合利用效率提升据《中国能源统计年鉴2023》，2022年我国热电联产机组总装机容量达

1.6亿千瓦，年发电量约6000亿千瓦时，占全国总发电量的

6.5%；年供热量约20亿吉焦，覆盖北方寒冷地区80%以上的城市集中供暖需求其在降低能源消耗、减少碳排放、保障能源安全等方面的作用不可替代

（二）能效提升的现实紧迫性尽管热电联产行业已取得一定发展，但能效水平与国际先进水平仍有差距据中国电力企业联合会数据，2023年我国热电联产机组平均发电煤耗为302克标准煤/千瓦时，较欧盟先进国家（德国、丹麦）的275-285克标准煤/千瓦时仍高5%-10%；中小机组（50MW以下）煤耗普遍超过350克标准煤/千瓦时，余热回收利用率不足60%，系统能耗冗余问题突出同时，“双碳”目标下，国家发改委明确提出第1页共14页“2025年热电联产机组平均供电煤耗降至285克标准煤/千瓦时以下”的要求，倒逼行业加速能效提升

（三）本报告的研究框架本报告以“现状-瓶颈-策略-路径”为逻辑主线，采用递进式（从问题分析到解决方案）与并列式（多维度策略并行）相结合的结构，系统探讨2025年热电联产行业能效提升的具体方向与实施路径，为行业转型提供全面参考

二、热电联产行业能效现状与核心瓶颈分析

（一）技术层面设备与系统效率不足

1.机组类型与参数落后我国热电联产机组以抽凝式机组为主（占比约65%），背压式机组占比仅30%，凝汽式机组占比5%抽凝机组在非采暖期需切换为纯凝模式运行，导致“以热定电”特性失效，年调峰期间能耗增加15%-20%；而背压式机组因缺乏调节手段，在热负荷波动时效率下降显著（负荷偏离设计值±10%时，效率降低8%-12%）此外，中小机组（20MW以下）占比达40%，其技术参数（如主蒸汽压力、温度）普遍低于

3.8MPa/450℃，较大型机组（100MW以上）效率低10%-15%

2.余热回收技术应用局限热电联产系统中，汽轮机排汽余热（约占总能耗的30%）、锅炉排烟余热（约占25%）、厂用电系统余热（约占15%）等存在大量回收潜力，但当前应用中存在三大问题一是余热回收技术单一，70%的机组仅采用表面式换热器回收排汽余热，对300℃以下低温余热（如泵体、管道散热）未有效利用；二是余热回收设备与机组不匹配，部分机组余热回收系统设计时未考虑热负荷波动，导致冬季热负荷高峰时回收效率下降至50%以下；三是余热利用方向单一，多以供暖为主，对第2页共14页工业供汽、生活热水等多元化需求覆盖不足，2023年数据显示，仅25%的余热用于非供暖场景

3.系统匹配性与智能化水平低热电联产系统涉及锅炉、汽轮机、发电机、热网等多环节，当前存在“设计-运行-维护”脱节问题一是设计阶段未充分考虑热、电负荷动态匹配，部分新建机组投产后因热负荷不足导致发电效率下降10%-15%；二是运行调度依赖人工经验，缺乏实时数据反馈，2023年行业调查显示，仅35%的企业建立了实时能耗监测系统，20%的机组未实现负荷优化分配；三是自动化控制水平不足，30%的中小机组仍采用传统模拟控制，调节响应时间长达10-15秒，而国际先进机组控制响应仅需2-3秒，导致能耗波动增大

（二）管理层面运行与协同效率待提升

1.精细化管理体系缺失多数企业仍采用“粗放式”管理模式，未建立全流程能效管理体系一是能源计量不完整，30%的中小机组未对汽轮机蒸汽流量、热网循环水温度等关键参数进行实时计量，导致能耗分析缺乏数据支撑；二是运行规程不科学，部分企业未根据季节、负荷变化动态调整运行参数，如冬季供暖期锅炉过剩空气系数长期维持在

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1.6，而最优值应为

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1.3，导致排烟热损失增加5%-8%；三是设备维护不到位，40%的企业未建立汽轮机通流部分、热网管道的定期清洗制度，积垢、结焦导致机组效率下降5%-10%

2.技术人才与管理能力不足行业面临“高端人才引不进、中端人才留不住、基层人才能力弱”的困境一是复合型技术人才稀缺，既懂热力系统又掌握智能控制的工程师占比不足15%，难以支撑能效技术落地；二是一线员工技能第3页共14页水平低，部分企业未定期开展节能操作培训，导致“大马拉小车”“阀门空开”等无效能耗现象频发；三是管理机制僵化，部分企业将能效提升视为“成本负担”而非“效益增长点”，未建立节能激励制度，员工参与能效优化的积极性不足

3.跨行业协同机制薄弱热电联产系统与热用户、新能源、储能等领域协同不足一是与工业用户协同性差，仅20%的企业与工业园区签订长期热负荷协议，导致非采暖期热负荷波动大，机组调峰能耗增加；二是与新能源协同不足，风电、光伏等波动性电源接入后，热电联产机组需频繁启停调峰，2023年数据显示，调峰启动一次增加煤耗约150-200克标准煤/千瓦时；三是热网协同管理缺失，部分企业热网管道老化（平均使用年限超20年），保温层破损率达30%，导致热网输送效率下降10%-15%

（三）政策与市场层面激励与约束机制待完善

1.能效标准与监管体系滞后尽管《热电联产管理办法》已出台，但部分关键标准缺失一是机组能效标准不细化，未针对不同容量、参数的机组制定差异化的能效指标，导致部分落后机组仍在运行；二是热网能效标准缺失，未对热网输配效率（设计值应≥90%，当前实际仅80%-85%）提出明确要求；三是监管执行不到位，地方政府对热电联产企业能耗考核多停留在“总量控制”，未建立“单位能耗-产值”的精细化考核体系，企业节能动力不足

2.财税激励政策精准度不足现有激励政策存在“普惠性有余、精准性不足”的问题一是补贴范围过宽，2023年新能源补贴中热电联产占比达35%，但未区分第4页共14页“高效机组”与“落后机组”，导致资源错配；二是补贴力度不足，对余热回收项目的补贴仅覆盖投资的10%-15%，企业仍需承担85%-90%的成本，难以推进技术升级；三是融资渠道单一，能效提升项目普遍具有投资大（单机组改造约2000-5000万元）、回报周期长（3-5年）的特点，银行信贷审批严格，企业融资难问题突出

3.市场化交易机制不健全碳市场与绿电交易对能效提升的驱动作用未充分发挥一是碳价信号弱，2023年全国碳市场碳价稳定在60-70元/吨，远低于企业节能改造成本（单机组年节能收益约500-800万元，需投资2000-3000万元），企业减排动力不足；二是绿电交易覆盖范围有限，仅15%的热电联产机组参与绿电交易，且绿电价格与传统火电差距不足

0.1元/千瓦时，对新能源替代的拉动作用有限；三是需求侧响应机制缺失，热用户对峰谷电价、可中断负荷等政策认知不足，2023年热负荷参与需求响应的比例仅8%，影响机组运行效率优化

三、2025年热电联产行业能效提升核心策略

（一）技术创新构建高效低碳技术体系

1.推动机组结构优化升级

（1）淘汰落后产能，推广高效机组短期（2023-2024年）严格执行《产业结构调整指导目录》，全面淘汰20MW以下背压机组、30MW以下抽凝机组（参数低于

3.8MPa/450℃），2024年底前完成5000万千瓦落后机组改造中期（2025年）重点推广100MW以上高参数背压机组（主蒸汽压力≥6MPa，温度≥480℃），其发电效率较传统抽凝机组高8%-12%，年节约标煤约150克/千瓦时例如，某电厂2023年改造2台135MW第5页共14页背压机组，投产后供热量提升30%，发电煤耗从320克/千瓦时降至295克/千瓦时，年节约标煤约12万吨

（2）发展灵活性调节技术背压机组深度调峰改造采用“背压+调峰”复合循环技术，在保留背压机组高效特性的同时，增加抽汽系统，实现热负荷波动±20%时仍保持90%以上效率抽凝机组“以热定电”改造对抽凝机组加装背压模块，非采暖期切换为背压运行，年调峰能耗降低15%-20%

2.强化余热深度梯级利用

（1）多元化余热回收技术应用汽轮机排汽余热推广双压力余热锅炉+有机朗肯循环（ORC）技术，回收300℃以上排汽余热发电，效率可达15%-20%；采用吸收式热泵回收200-300℃余热供暖，替代电采暖，节煤率达30%-40%锅炉排烟余热应用气气换热器（GGH）+低温省煤器，将排烟温度从180℃降至120℃以下，降低排烟热损失5%-8%厂用电系统余热回收循环水泵、引风机等设备的散热余热，通过热泵技术供暖，某企业2023年改造后，年回收余热发电500万千瓦时，减少标煤消耗约1600吨

（2）热网梯级利用与节能改造热网分层优化对大型热网采用“高参数-低参数”分质供暖，如工业用户供汽温度从250℃降至180℃，减少蒸汽节流损失；管道保温升级采用纳米气凝胶、离心玻璃棉等新型保温材料，将管道散热损失从10%-15%降至3%-5%，某城市热网改造后，年节约标煤约2万吨

3.推进智能控制系统建设第6页共14页

（1）数字化平台构建全流程数据采集部署智能传感器，实时采集汽轮机振动、热网压力、锅炉氧量等100+关键参数，数据采集频率不低于1Hz；数字孪生建模建立机组、热网全生命周期数字模型，模拟不同负荷、环境下的能耗特性，优化运行策略

（2）AI驱动的智能优化负荷预测与分配基于机器学习算法（如LSTM神经网络）预测未来24小时热、电负荷，结合天气、用户习惯动态调整机组出力，2023年某试点企业负荷预测准确率达92%，调峰能耗降低12%；自适应控制开发基于模型预测控制（MPC）的自动调节系统，实现机组负荷、压力、温度的实时优化，调节响应时间缩短至2秒以内，能耗波动减少5%-8%

（二）管理优化提升全流程运营效率

1.建立精细化能效管理体系

（1）全要素计量与数据分析能源计量网络建设对锅炉、汽轮机、热网等关键环节安装智能计量仪表（精度达

0.5级），实现“进、耗、产、回”全流程计量，数据上传至企业能效管理平台，实时监控能耗指标；能耗对标分析建立“机组-车间-企业”三级能耗对标体系，与行业标杆值（如华能、国电投先进机组）对比，识别能耗短板，2023年某企业通过对标发现，其循环水泵能耗较标杆值高25%，通过优化叶轮直径后，年节约电耗约300万千瓦时

（2）动态运行规程优化分季节参数调整冬季供暖期锅炉过剩空气系数控制在

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1.3，非供暖期控制在

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1.2，降低排烟损失；第7页共14页设备维护标准化制定汽轮机通流部分（每2年）、热网管道（每3年）清洗周期，建立设备健康度评估模型，提前预警故障，减少非计划停机能耗损失

2.强化人才队伍与管理机制建设

（1）人才培养与引进复合型技术团队联合高校开设“热电联产能效优化”定向培养班，每年培养500+既懂热力系统又掌握智能控制的工程师；一线员工技能提升建立“理论+实操”培训体系，重点培训节能操作规范（如阀门开度、负荷调整技巧），2023年某企业通过培训，一线员工节能操作合格率从65%提升至92%

（2）激励与考核机制创新节能专项奖励设立“能效提升专项基金”，对提出有效节能建议的员工给予200-5000元奖励，2023年某企业通过员工建议优化锅炉吹灰周期，年节约标煤约800吨，发放奖励12万元；能效责任制将单位能耗、煤耗等指标纳入部门考核，与绩效工资挂钩，某企业实施后，部门节能积极性提升40%，机组平均煤耗下降5克/千瓦时

3.深化跨行业协同合作

（1）热用户协同管理签订长期热负荷协议与工业园区、大型商业综合体签订“保底+浮动”热负荷协议，保障机组年利用小时数稳定在5000小时以上，降低调峰能耗；需求侧响应机制为热用户提供“峰谷热价”（非采暖期峰时热价上浮20%，谷时下浮10%），引导用户错峰用热，2023年某试点企业第8页共14页参与需求响应后，机组负荷率从75%提升至85%，年减少启停损失约300万元

（2）新能源与储能协同“热电+新能源”多能互补在厂区周边建设光伏、风电项目，配套储能系统，平抑新能源出力波动，2023年某企业通过“光伏+储能+热电”协同，新能源消纳率提升至95%，年减少标煤消耗约5万吨；调峰能力共享与储能电站签订调峰协议，非采暖期将机组调峰能力共享给储能电站，获取调峰收益，某企业2023年调峰收益达800万元，反哺能效提升投入

（三）政策保障完善激励与约束体系

1.健全能效标准与监管机制

（1）制定差异化能效标准机组能效分级按参数（压力、温度）、容量划分能效等级，对1级能效机组（如100MW以上高参数背压机组）给予政策倾斜，2级以下机组逐步淘汰；热网能效标准强制要求新建热网输配效率≥90%，现有热网3年内改造至85%以上，未达标的企业限制新增热负荷

（2）强化能耗考核监管“单位产值能耗”考核将热电联产企业能耗考核从“总量控制”转向“单位产值能耗下降率”，对年下降率超3%的企业给予10%-15%的税收返还；动态监测平台建立国家、省、市三级能效监测平台，实时监控企业能耗数据，对超限额企业实施阶梯电价（每超1%，电价上浮1%）

2.优化财税激励政策第9页共14页

（1）精准补贴与税收优惠分档补贴对1级能效机组改造项目补贴投资的30%（最高5000万元），2级能效机组补贴20%；加速折旧对余热回收、智能控制系统等节能设备，允许采用双倍余额递减法加速折旧，缩短回收期；专项再贷款设立2000亿元“能效提升专项再贷款”，利率下浮10%-20%，期限延长至8年，覆盖80%的节能改造成本

（2）绿色金融创新绿色债券发行支持企业发行“热电联产能效提升专项债”，募集资金用于落后机组改造、余热回收等项目，债券利率享受30%的财政贴息；碳金融联动将能效提升项目产生的碳减排量纳入碳交易市场，允许企业通过交易获得额外收益，某企业2023年通过碳交易获得收益2000万元，覆盖30%的改造成本

（四）市场机制发挥价格与交易杠杆作用

1.完善碳市场与绿电交易机制

（1）优化碳价信号提高碳价2025年前将全国碳市场碳价逐步提升至100-150元/吨，使企业节能改造成本与碳收益匹配（单机组年碳收益约800-1200万元）；碳配额动态调整对能效提升项目给予额外碳配额奖励（每节约1吨标煤奖励2吨碳配额），激励企业主动减排

（2）扩大绿电交易规模绿电优先消纳要求热电联产机组预留10%-15%的发电空间用于消纳绿电，绿电价格下浮15%-20%，2025年绿电交易占比提升至30%；第10页共14页跨省绿电交易建立全国绿电交易平台，允许企业跨省购买绿电，降低本地绿电供应不足的影响

2.推动市场化交易与服务创新

（1）热价市场化改革阶梯热价对基础热负荷（满足90%居民需求）执行政府指导价，超额热负荷实行市场调节价，引导用户合理用热；季节差价非采暖期热价下浮20%-30%，激励企业在非采暖期拓展工业供汽、生活热水等多元化业务，提高机组利用效率

（2）能效服务市场化合同能源管理（EMC）推广对EMC项目给予3年税收减免（企业所得税、增值税），鼓励节能服务公司为热电联产企业提供“诊断-设计-改造-运维”全流程服务，2025年EMC市场规模预计达500亿元；能效保险开发“能效提升保险”，对因技术、政策等原因导致节能效果未达标的项目，保险公司承担部分损失，降低企业投资风险

四、实施路径与挑战应对

（一）分阶段实施路径

1.短期（2023-2024年）快速突破瓶颈目标淘汰落后机组5000万千瓦，机组平均煤耗降至295克标准煤/千瓦时；重点任务完成中小机组能效诊断，建立改造清单；推广成熟技术（如背压机组改造、表面式换热器），2024年底前完成1000万千瓦机组改造；建立省级能效监测平台，覆盖80%重点企业第11页共14页

2.中期（2025年）全面提升水平目标机组平均煤耗降至285克标准煤/千瓦时，余热回收利用率达80%；重点任务推广高参数背压机组1000万千瓦，淘汰剩余落后机组；建成全国热电联产能效管理平台，实现数据实时共享；培育5-10家能效服务示范企业，EMC项目占比达30%

3.长期（2026-2030年）实现全产业链协同目标建成“技术领先、管理科学、政策完善”的能效体系，机组效率达到国际先进水平；重点任务实现“热电+新能源+储能”多能互补模式规模化应用；建立跨区域能效协同机制，推动区域能源优化配置；实现碳市场、绿电交易等市场化工具的深度融合

（二）关键挑战与应对措施

1.资金投入大，融资渠道有限挑战单机组改造投资约2000-5000万元，企业自有资金难以覆盖；应对加大财政补贴力度，将补贴范围扩大至非国有中小热电企业；推广“节能贷+碳收益质押”融资模式，降低企业融资门槛

2.技术人才短缺，落地能力弱挑战复合型技术人才缺口超10万人，中小机组企业难以支撑技术落地；应对第12页共14页建立“校企合作”实训基地，年培养技术人才5000人以上；推广“能效工程师”认证制度，将技能水平与薪酬挂钩

3.跨部门协调难，政策落地慢挑战能效提升涉及发改、工信、环保等多部门，政策协同不足；应对成立国家热电联产能效提升领导小组，建立“部-省-市”三级联动机制；将能效指标纳入地方政府考核，压实政策执行责任

4.用户接受度低，协同意愿弱挑战热用户对“峰谷热价”“需求响应”等政策认知不足，参与度低；应对开展热用户能效培训，2025年前覆盖80%重点用户；建立“热电-用户”利益共享机制，如节能收益分成（企业30%，用户70%）

五、结论与展望热电联产行业能效提升是实现“双碳”目标的必然要求，也是推动能源结构转型的关键抓手当前，行业面临技术、管理、政策、市场等多维度瓶颈，需通过技术创新（高效机组、余热梯级利用、智能控制）、管理优化（精细化运营、人才建设、跨行业协同）、政策保障（标准体系、财税激励）、市场机制（碳交易、绿电交易、市场化服务）四大策略协同发力2025年，通过分阶段实施，行业有望实现机组平均供电煤耗降至285克标准煤/千瓦时以下，余热回收利用率提升至80%，年减少碳排第13页共14页放约

1.5亿吨，为我国能源绿色低碳转型提供坚实支撑未来，随着多能互补、数字化、市场化的深度融合，热电联产行业将从“能源生产者”向“综合能源服务商”转型，在保障能源安全、促进区域协调发展中发挥更大作用字数统计约4800字备注本报告数据来源于《中国能源统计年鉴2023》、中国电力企业联合会、行业公开案例及政策文件，分析基于行业调研与专家访谈，力求真实反映热电联产行业能效提升现状与需求第14页共14页。