2025热电联产行业热价与电价形成机制研究

2025热电联产行业热价与电价形成机制研究引言热电联产行业的价值定位与机制研究的必要性热电联产作为“以热定电、联产联供”的能源利用方式，通过一台机组同时生产电能与热能，实现能源梯级高效利用，是我国能源结构转型、“双碳”目标推进的关键领域在北方地区冬季供暖季，热电联产机组承担着超过70%的集中供热任务，直接关系到民生保障与社会稳定；在非供暖季，其通过调峰发电满足工业与居民用电需求，是电力系统灵活性的重要支撑随着我国能源市场化改革深化、新能源渗透率提升，热电联产行业面临着“传统煤电转型”与“新型电力系统构建”的双重挑战，而热价与电价形成机制作为连接企业成本回收、用户支付意愿与市场资源配置的核心纽带，其合理性直接决定了行业能否实现可持续发展，能否在保障能源安全与生态环保目标中发挥应有作用2025年，是我国实现“碳达峰”目标的关键节点，也是电力体制改革进入攻坚期的重要阶段在此背景下，传统“成本加成+政府定价”的热价电价机制已难以适应新形势一方面，煤电价格波动加剧，热电联产企业面临“煤价涨、电价不涨、热价受限”的成本传导困境；另一方面，用户侧需求分化（如工业用户对电价弹性敏感、居民用户关注民生保障）、新能源与储能技术冲击（如分布式光伏降低对传统热电的依赖），对价格机制的灵活性提出更高要求因此，深入研究热电联产行业热价与电价形成机制，不仅是破解企业经营难题的现实需要，更是推动能源行业高质量发展、实现“双碳”目标的战略选择第1页共13页本文将采用“总分总”结构，以“行业现状—问题剖析—影响因素—优化路径”为递进逻辑，结合“政策环境—成本结构—市场需求—技术进步”的并列维度，系统探讨2025年热电联产行业热价与电价形成机制的优化方向全文将立足行业从业者视角，结合实际经营痛点与政策实践，力求内容详实、逻辑严密，为行业机制改革提供具有操作性的参考

一、热电联产行业发展现状与热价电价形成机制背景

（一）行业发展现状规模稳步扩张，结构持续优化我国热电联产行业自20世纪50年代起步，历经“小机组替代—大机组升级—区域整合”三个阶段，已形成覆盖全国300余个城市的集中供热网络截至2024年底，全国热电联产装机容量达

8.2亿千瓦，占煤电总装机的28%；年供热量约220亿吉焦，其中工业用热占比65%、民用热占比35%；在北方15个省份的冬季供暖期，热电联产机组平均负荷率达85%以上，保障了约12亿平方米建筑的稳定用热从结构看，行业呈现“大型化、清洁化、智能化”趋势百万千瓦级超临界、超超临界热电联产机组占比提升至60%，较2019年提高15个百分点；通过超低排放改造，煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下，较2015年降低18%；部分企业引入智慧热网调度系统，实现热负荷预测精度达90%以上，管网损失率从20%降至12%同时，行业区域布局更趋合理，“西电东送”“北热南输”通道加快建设，2024年跨省区热负荷输送量同比增长22%，缓解了区域能源供需失衡问题

（二）热价与电价形成机制现状“双轨并行”下的政策探索当前，我国热电联产热价与电价形成机制仍以“政府主导、市场为辅”为主，呈现“热价刚性、电价弹性”的双轨特征

1.热价形成机制地方主导，分类核定为主第2页共13页热价作为民生保障价格，长期由地方政府根据“成本+合理利润+用户承受能力”原则核定，形成“分类定价、区域差异”的格局具体而言居民用热价格相对稳定，由地方政府根据财政补贴能力确定，2024年全国平均居民热价为35-45元/吉焦，北方地区高于南方（如北京32元/吉焦、哈尔滨48元/吉焦）；工业用热价格与工业用户承受能力挂钩，部分高耗能行业（如化工、钢铁）实行较高价格，2024年全国工业热价平均55-70元/吉焦，区域差异显著（如长三角65元/吉焦、西北50元/吉焦）；试点探索少数地区（如河北、山东）试点“市场化交易热价”，将热价与煤炭价格、用户需求联动，2024年试点区域工业热价波动幅度达±10%，较传统定价更灵活

2.电价形成机制“上网电价+输配电价”双层结构热电联产电价分为“上网电价”与“销售电价”，前者由政府核定，后者由电网企业收取输配电价+政府定价的销售电价上网电价传统燃煤热电联产机组多执行“标杆电价”（2024年全国标杆上网电价

0.35-

0.45元/千瓦时），部分“背压机组”（无抽汽、纯发电）可参与电力市场化交易，电价波动幅度达±20%；销售电价居民用电销售电价由政府核定（2024年全国平均

0.54元/千瓦时），工业用电销售电价实行“目录电价+输配电价”，其中输配电价由国家发改委核定（2024年工商业输配电价

0.15-

0.20元/千瓦时），目录电价与市场交易电价并存（如广东、浙江工业用户目录电价

0.58-

0.65元/千瓦时，市场化交易电价

0.45-

0.55元/千瓦时）

3.联动机制初步建立但执行效果有限第3页共13页为应对煤价波动，近年来多地尝试建立“热价-煤价”“电价-煤价”联动机制例如，山东省2023年推出“煤电联动”政策，规定当标煤价格波动超10%时，相应调整上网电价；山西省2024年试点“热价动态调整”，明确热价与煤炭价格挂钩，每季度调整一次但实际执行中，联动条件（如波动幅度阈值）设置过高（多为±15%以上），且地方财政补贴压力大，导致2024年全国仅30%的试点地区完成联动调整，远低于预期

二、当前热价与电价形成机制存在的核心问题基于企业与用户的双重视角

（一）价格机制僵化政府主导有余，市场调节不足

1.热价“刚性”特征突出，难以反映成本与需求变化尽管居民热价与工业热价存在分类，但地方政府在定价时往往优先考虑民生保障，对成本上涨的传导能力弱以某北方省会城市为例，2022-2024年标煤价格上涨40%，但居民热价未调整，工业热价仅提高5元/吉焦（涨幅9%），企业反映“每吉焦热价不足以覆盖新增煤耗成本（约8元/吉焦）”，导致部分企业减少供暖面积或降低机组负荷率同时，热价与用户需求脱节在非供暖季，热负荷下降50%以上，企业仍需承担固定成本（如折旧、人工），但非供暖季热价与供暖季相同，无法通过价格杠杆引导用户错峰用能，加剧“峰谷负荷差”，降低机组利用效率

2.电价市场化程度低，与电力市场协同不足热电联产机组作为“基荷+调峰”电源，其上网电价仍以政府核定为主，与电力市场“中长期交易+现货交易”的衔接不畅2024年，全国仅约20%的热电联产机组参与电力市场化交易，且交易价格受“标杆第4页共13页电价”限制，无法反映实时供需与新能源出力波动例如，某跨省区热电企业负责人反映“夏季用电低谷时，我们的机组出力受限，但无法通过现货市场降价吸引用户，导致机组年利用小时数仅4500小时，较设计值低15%”此外，“以热定电”原则执行不到位部分地区在电力紧张时要求热电联产机组多发电力，挤占热负荷，导致“为电舍热”现象，影响集中供热稳定性

（二）成本传导不畅煤电成本占比高，企业盈利空间被压缩热电联产的成本结构以“燃料成本”为主，占总成本的60%-70%，但当前价格机制难以有效传导煤价波动燃煤成本2022-2024年，国内标煤价格从1200元/吨涨至1900元/吨，涨幅58%，但热电联产上网电价仅从

0.38元/千瓦时提高至

0.42元/千瓦时，涨幅

10.5%，企业单位供电煤耗约300克标准煤/千瓦时，意味着每度电成本增加

0.09元，而电价仅增加

0.04元，企业每发1度电亏损

0.05元政策成本环保政策（如超低排放改造、碳市场）要求企业增加投入，2024年某2×35万千瓦热电联产企业环保投入达

1.2亿元，占总成本的8%，但环保成本未纳入价格形成机制，导致企业“减排即亏损”，影响改造积极性固定成本高热电联产机组固定资产占比超80%，但热价与电价“刚性”导致固定成本无法通过价格分摊，2024年行业平均资产负债率达75%，较2019年上升12个百分点，部分企业面临“融资难、偿债压力大”问题

（三）政策协同不足多能源价格政策交叉，用户选择与市场秩序混乱第5页共13页

1.热、电、气价格政策冲突，用户选择扭曲当前，集中供热与“煤改气”“煤改电”等替代能源存在价格竞争关系，但政策未明确三者的比价关系例如，北方某工业用户反映“用电价格

0.55元/千瓦时（含输配电价），用气价格

3.2元/吉焦，用热价格58元/吉焦，从成本看用气更划算，但环保政策要求必须用清洁能源，导致我们被迫选择用热，但热价又远高于气价，企业难以承受”这种价格扭曲不仅影响用户选择，也导致热电联产企业在替代能源竞争中处于劣势

2.跨区域价格政策差异大，市场壁垒高由于热价由地方政府核定，区域间热价差异显著（如2024年北京居民热价32元/吉焦、河北石家庄38元/吉焦、内蒙古鄂尔多斯45元/吉焦），导致跨区域热负荷输送成本增加，2024年跨省热网利用率仅65%，低于设计值15个百分点，资源配置效率低下同时，区域间电价政策差异（如“西电东送”电价补贴、新能源电价优惠）也加剧了热电联产机组的竞争压力，部分地区“新能源弃电率高”与“热电企业利用小时数低”并存，反映出价格信号对资源配置的误导

（四）民生保障与企业发展矛盾突出，政策平衡难度大热价与电价作为民生价格，需兼顾“保障居民基本需求”与“促进企业可持续发展”，但当前机制在平衡二者关系上存在不足居民用热价格过低2024年全国居民热价仅覆盖成本的60%，缺口部分由财政补贴（约1200亿元/年），但财政补贴资金有限，部分地区出现“补贴不到位、企业垫资供暖”现象，影响供暖质量；工业用户价格敏感，调价阻力大工业用户对热价波动更敏感，2024年某化工企业因热价上涨10%，用热需求下降15%，导致企业减产，地方政府担心影响就业与税收，不敢大幅调整工业热价；第6页共13页保供与盈利冲突冬季供暖期，热电联产机组需承担“保民生”保供责任，即使亏损也需满负荷运行，2024年北方供暖季，行业平均亏损面达40%，企业反映“保供即亏损，长期难以为继”

三、影响热电联产热价与电价形成机制的关键因素分析基于政策、成本、市场与技术的多维视角

（一）政策导向“双碳”目标与能源安全的双重约束“双碳”目标是推动热电联产行业转型的核心政策导向，其对热价与电价形成机制的影响体现在三个层面低碳化约束要求热电联产机组降低煤耗、增加新能源替代，2025年单位供电煤耗需降至280克标准煤/千瓦时以下，这意味着企业需增加CCUS（碳捕集利用与封存）、余热回收等设备投入，短期内成本上升，长期需通过电价、热价机制回收；能源安全要求强调“煤电灵活性改造”，要求热电联产机组参与调峰，2025年需实现“深度调峰能力提升至50%”，但调峰过程中机组启停、深度调峰会增加燃料与运维成本，需通过电价机制给予补偿；民生保障底线“保基本民生”要求居民热价稳定，2025年居民热价涨幅需控制在3%以内，这与企业成本上涨压力形成矛盾，需通过财政补贴、市场化电价等方式平衡

（二）成本结构燃料、环保与固定成本的压力传导热电联产的成本结构决定了价格形成的基础，其中三大成本对机制影响最显著燃料成本煤价波动是2022-2024年行业亏损的主因，2024年煤价占总成本的65%，但当前价格联动机制仅覆盖10%-15%的成本波动，无法有效传导；第7页共13页环保成本超低排放改造（2025年改造率需达100%）、碳市场（2024年碳价约60元/吨CO₂）使企业年环保投入增加20%-30%，需通过电价、热价回收；固定成本机组折旧、人工等固定成本占比30%，但热负荷与电负荷波动导致机组利用小时数下降（2024年行业平均利用小时数4200小时，较2019年下降8%），固定成本分摊压力增大，需通过价格机制提高负荷率

（三）市场需求用户侧分化与新能源替代的冲击市场需求的变化对热价与电价形成机制提出新要求用户需求分化工业用户对电价弹性敏感（价格每提高10%，需求下降8%-12%），居民用户对热价敏感度低（需求下降仅2%-3%），需实施“分类定价+弹性调价”；新能源替代分布式光伏、地源热泵等新能源技术冲击热电联产市场，2024年北方地区新能源替代热负荷占比达15%，需通过价格机制引导用户选择（如对新能源替代用户给予电价优惠）；错峰用能需求非供暖季热负荷下降，需通过热价差异化（如非供暖季热价下浮10%-15%）引导用户错峰用能，提高机组利用效率

（四）技术进步效率提升与灵活性改造的成本优化技术进步为价格机制优化提供可能高效机组技术超临界、超超临界热电联产机组煤耗降低10%-15%，2025年预计推广至80%，可降低燃料成本，为电价、热价下调提供空间；灵活性改造技术抽汽背压机组改造后调峰能力提升至50%，可参与电力调峰市场，通过“调峰电价”获得额外收益，反哺热价回收；第8页共13页智慧热网技术热网智能调度可降低管网损失率至10%以下，减少无效成本，为热价下调或用户补贴提供空间

四、2025年热电联产行业热价与电价形成机制优化路径市场化、精细化与协同化

（一）深化市场化改革构建“市场主导、政府调控”的价格形成体系

1.推进热价市场化交易，建立“成本+供需”动态联动机制分类型放开价格对居民用热实行“基准价+上下浮动”机制，基准价由政府核定，浮动幅度不超过±10%（保障民生底线）；对工业用热完全放开，通过区域热交易市场实现价格供需匹配，2025年力争工业热价市场化交易占比达60%；建立热价-煤价联动当标煤价格波动超过5%时，启动热价调整机制，调整幅度=（煤价涨幅×煤耗系数）×传导比例（如传导50%），避免“煤价涨、热价不涨”的成本压力；试点“热价保险”由地方政府牵头，为热电企业购买“煤价波动保险”，当煤价超阈值时由保险公司赔付部分亏损，降低企业经营风险

2.完善电价市场化交易，实现“基荷+调峰”双收益扩大市场化交易范围2025年实现所有热电联产机组参与电力市场化交易，其中背压机组、抽凝机组（可调整抽汽量）可参与现货市场，根据实时负荷调整电价；建立“调峰电价”机制对深度调峰（负荷率低于50%）的机组，给予额外调峰电价补贴（

0.05-

0.10元/千瓦时），补偿启停与调峰成本；第9页共13页明确“以热定电”约束建立热负荷与电负荷联动指标，当热负荷需求高时，电负荷不得超过最大供热量对应的发电出力，避免“为电舍热”现象

（二）优化成本核算体系区分成本性质，明确回收路径

1.分类核算成本，强化成本透明度区分固定成本与变动成本固定成本（折旧、人工、贷款利息）由热价与基础电价覆盖；变动成本（燃料、水、气）由市场化交易价格覆盖，2025年要求企业公开成本构成，接受第三方审计；纳入环保与碳成本将CCUS、余热回收等环保设备投入纳入成本核算，允许企业通过电价、热价回收，对碳成本（如碳市场交易费用）实行“专项电价附加”，由用户共同承担

2.建立“成本+合理利润”定价模型确定合理利润率参考电力行业平均利润率（5%-8%），结合热电联产行业“高风险、长周期”特点，设定合理利润率6%；引入“用户承受能力”参数对工业用户，以其产品成本中能源成本占比为基础，确定可承受热价上限（不超过产品成本的5%）；对居民用户，以收入水平为基础，设定热价占可支配收入的比例（不超过2%）

（三）强化政策协同统筹能源价格，打破市场壁垒

1.建立“热-电-气”价格协同机制制定能源比价关系明确“1吉焦热=

0.15-

0.20吨标煤=

0.15-

0.20万千瓦时电=30-40立方米天然气”的参考比价，引导用户在清洁能源中选择最优方式；第10页共13页统一跨区域价格标准对跨省热网输送价格实行政府指导价，允许企业在区域间按成本加成定价，降低跨区域交易成本，2025年跨省热网利用率提升至80%；避免“政策套利”对新能源替代热电联产的用户，取消其电价、气价优惠，避免“以新能源名义享受补贴却挤占热电联产市场”

2.完善民生保障政策，平衡社会效益与企业效益居民用热“阶梯定价”对居民用户实行“基本热价+计量热价”，基本热价保障60%用热量，超出部分按市场价格计费，降低财政补贴压力；工业用户“差别电价”对高耗能行业（如钢铁、化工）实行更高热价（上浮10%-20%），对绿色制造、现代农业等行业给予热价优惠（下浮5%-10%），引导产业结构升级；财政补贴精准化对承担保供任务的热电企业，给予“保供专项补贴”，但需明确补贴与机组负荷率、环保标准挂钩，避免“吃补贴不干活”

（四）推动技术创新与成本优化提升效率，降低单位成本

1.推广高效低碳技术，降低单位成本机组升级改造2025年前完成现役30万千瓦以下机组升级，推广100万千瓦级超超临界热电联产机组，煤耗降至280克标准煤/千瓦时以下，降低燃料成本；余热回收与CCUS对背压机组加装余热回收装置，提高能源利用效率；在大型机组试点CCUS技术，将碳成本纳入机组成本核算，通过电价回收；第11页共13页智慧热网建设推广“源网荷储一体化”热网调度系统，实现热负荷预测精度达95%以上，管网损失率降至10%以下，减少无效成本

2.探索“热电+新能源”多能互补模式“热电+光伏”协同在厂房屋顶、供热管网沿线建设分布式光伏，2025年行业光伏装机占比达10%，通过自发自用、余电上网获得收益，降低购电成本；“热电+储能”调峰在机组旁建设电化学储能（2小时/20%装机容量），参与电力调峰市场，获得调峰收益，反哺热价回收；“热电+氢能”试点利用机组余热制氢，探索“热电+氢能”新模式，通过氢能产品溢价弥补部分成本结论与展望热电联产行业热价与电价形成机制的优化，是破解当前企业经营困境、保障能源安全、推动“双碳”目标实现的关键环节2025年，行业需以“市场化改革”为核心，打破传统“政府定价”的刚性约束，构建“成本+供需+政策”的动态联动机制；以“精细化管理”为基础，区分成本性质、优化定价模型，实现企业成本合理回收；以“协同化发展”为保障，统筹热、电、气等能源价格政策，推动多能互补与区域协同；以“技术创新”为支撑，通过高效机组、智慧热网、多能互补等技术降低单位成本，提升行业竞争力展望未来，随着市场化改革深化与新型电力系统构建，热电联产行业热价与电价形成机制将逐步从“政府主导”向“市场主导、政府调控”转变，从“单一能源价格”向“多能协同价格”融合，从“成本覆盖导向”向“效率与环保导向”升级这不仅需要企业提升经营管理水平、主动适应市场变化，更需要政府加强政策协同、完善配套机制，最终实现“企业可持续发展、用户合理负担、能源高效利用”第12页共13页的多方共赢目标，为我国能源结构优化与“双碳”目标实现贡献热电力量（全文约4800字）第13页共13页。