2025热电联产行业一次能源与二次能源关系研究

2025热电联产行业一次能源与二次能源关系研究前言一次能源与二次能源的“桥梁”——热电联产行业的时代使命在“双碳”目标的推动下，我国能源结构正经历深刻变革，煤炭、石油等化石能源占比逐步下降，风电、光伏等可再生能源加速渗透热电联产行业作为能源系统中的关键环节，既是一次能源（如煤炭、天然气、生物质等）向二次能源（电力、热力）转化的“桥梁”，也是实现能源高效利用与碳减排的重要载体2025年，随着能源转型进入攻坚期，热电联产行业面临的一次能源结构调整、二次能源需求升级等挑战与机遇并存深入研究一次能源与二次能源的关系，明确转化逻辑、效率瓶颈与优化路径，不仅是行业自身高质量发展的需要，更是推动“双碳”目标落地的关键支撑本文将从内涵机制、现状特征、瓶颈挑战、优化策略及典型案例五个维度，系统剖析2025年热电联产行业一次能源与二次能源的关系，为行业转型提供参考

一、一次能源与二次能源的内涵及相互作用机制热电联产的“底层逻辑”热电联产的核心是“一次能源转化为二次能源”，其本质是通过能源梯级利用，实现“一次能源—二次能源—终端用能”的高效链条要理解两者的关系，需先明确各自的定义、分类及转化逻辑

（一）一次能源热电联产的“原料库”一次能源是指自然界中以原有形式存在、未经加工转换的能量资源，主要包括化石能源（煤炭、石油、天然气）、可再生能源（风能、太阳能、生物质能、地热能等）及核能在热电联产领域，一次第1页共12页能源的选择直接决定了二次能源的品质、成本与碳排放水平，是行业转型的“源头变量”化石能源当前热电联产的主要一次能源，尤其是煤炭（占比约60%以上）其优势在于资源储量丰富、成本相对低廉，适合大规模集中供热；但问题在于转化效率低（传统煤电转化效率约35%-40%）、碳排放高（吨标煤排放约

2.6吨CO₂），与“双碳”目标存在冲突天然气作为过渡能源，转化效率较高（约45%-50%）、碳排放较低（吨标煤排放约

1.8吨CO₂），但受国际价格波动影响大，资源储备有限可再生能源随着“双碳”推进，风电、光伏、生物质能等正逐步进入热电联产领域例如，生物质能可通过直接燃烧或气化转化为热量和电力，其碳排放接近“零”（属于生物质碳中和）；地热能可直接利用于供暖，无需大规模转化但可再生能源的波动性（如风电、光伏受天气影响）、能量密度低（需配套储能）是其规模化应用的主要障碍核能作为零碳能源，核电在热电联产中可提供稳定基荷电力，但受选址限制严格（需靠近水源、地质稳定），且建设成本高、技术门槛大，目前仅在部分地区试点应用

（二）二次能源热电联产的“输出品”二次能源是由一次能源加工转换而来的能源产品，在热电联产中主要表现为电力（电能）和热力（蒸汽、热水）两者的产出比例（即“热电比”）需根据终端需求动态调整，其质量（如电力的电压、热力的温度压力）直接影响用户体验与系统效率电力通过汽轮机发电、燃气轮机发电等技术将一次能源转化为电能，可并入电网或就地消纳在热电联产系统中，电力通常作为“余能”或“调峰能源”，例如背压式机组（无凝汽器，全部蒸汽用第2页共12页于供热，部分抽汽发电）、抽凝式机组（部分蒸汽供热，部分蒸汽冷凝发电）等热力通过锅炉燃烧一次能源产生蒸汽或热水，直接用于工业供暖、居民采暖等终端用能热力的温度（如100℃、150℃、200℃）和压力（如

1.0MPa、

1.6MPa）决定了其适用场景（工业用热需高温高压，居民采暖需中低温），而热力管网的输送效率（如保温性能、压力损失）则影响二次能源的“有效利用率”

（三）一次能源转化为二次能源的核心机制梯级利用与能量守恒热电联产的本质是“梯级利用一次能源”通过高效设备（锅炉、汽轮机、换热器等）将一次能源的化学能（或势能）转化为二次能源的电能和热能，并尽可能回收余热（如汽轮机乏汽、烟气余热），实现能源“吃干榨净”其核心机制体现在三个方面能量转化效率一次能源转化为二次能源的效率（即“能源转换效率”）是关键指标例如，传统燃煤机组的发电效率约35%，若结合供热（即“热电联产”），总能源利用效率可提升至70%-80%（高于纯凝汽式机组的35%-40%），这是热电联产相比分产（分别发电和供热）的核心优势能量品质匹配一次能源的能量品质（如煤炭的化学能）需与二次能源的需求（如电力的高品位能量、热力的中低品位能量）相匹配例如，高温高压蒸汽（高品位热力）适合驱动背压式汽轮机发电（高品位能量转化为高品位电力），而低温热水（低品位热力）更适合直接供暖（低品位能量利用），若不匹配会导致“高品低用”的效率损失第3页共12页系统协同优化一次能源与二次能源的关系并非孤立，而是需要通过“源网荷储”协同优化例如，在风光资源丰富地区，可利用弃风弃光电量驱动电热泵（将电能转化为热能），补充热力供应；在冬季供暖高峰期，可将燃气轮机作为调峰电源，快速响应电力需求波动，同时利用其排气余热供暖，提升综合效率

二、2025年热电联产行业的一次能源结构与二次能源需求特征转型中的“新变量”2025年是“十四五”规划收官、“十五五”规划谋划的关键节点，能源政策、市场需求、技术进步将共同塑造热电联产行业的一次能源与二次能源关系与2020年相比，这一关系将呈现“结构优化、需求升级、多能互补”的新特征

（一）一次能源结构“双碳”驱动下的“降碳、保供、多元”在“双碳”目标和能源安全新战略下，2025年一次能源结构将呈现三个核心变化化石能源占比下降，但仍是主力煤炭占一次能源消费比重预计从2020年的

56.8%降至2025年的50%左右（《2025年能源工作指导意见》预测），但因能源保供需求，短期内仍是热电联产的主要能源（尤其是北方地区冬季供暖）天然气占比将从2020年的

8.4%提升至12%左右，作为过渡能源用于调峰和替代部分煤耗；石油占比则继续下降至18%左右，主要用于交通等领域，热电联产中占比不足5%可再生能源占比快速提升风电、光伏、生物质能等可再生能源占比将从2020年的

15.9%提升至2025年的25%以上，其中生物质能在热电联产中应用加速（如农林废弃物发电、沼气供暖），预计2025年生物质热电联产装机容量将突破5000万千瓦，较2020年增长60%但第4页共12页风光等波动性能源的“并网消纳难”问题仍需解决，可能倒逼热电联产企业发展“风光+储能+热电”的混合系统能源供应多元化与区域差异化不同地区一次能源选择差异显著例如，北方缺煤地区（如京津冀、东北）可能增加天然气和生物质能占比；西南水电丰富地区可利用水电替代部分煤电；西北风光资源富集区可试点“风光+储能+热电联产”多能互补项目；沿海地区则可能探索“LNG+CCUS（碳捕集利用与封存）”技术，实现低碳转型

（二）二次能源需求“电力市场化、热力品质化、服务综合化”2025年二次能源需求将呈现“电力需求增长放缓、热力需求区域分化、综合能源服务兴起”的特征电力需求从“基荷为主”到“调峰为辅”随着新能源并网规模扩大，电力系统对调峰电源需求增加，热电联产机组（尤其是抽凝式机组）可作为“灵活调峰电源”参与电力市场，其发电量占比可能从2020年的10%提升至15%同时，分布式热电联产（如工业园区、商业综合体的小型机组）因“就近消纳、降低网损”优势，电力需求占比将增长30%以上热力需求从“单一供暖”到“多场景覆盖”工业热力需求占比将保持稳定（约60%），但对“高参数、高稳定性”的要求提升（如化工、冶金行业需400℃以上蒸汽）；居民供暖需求占比下降至30%（因“煤改电”“煤改气”政策），但对“低温供暖、智能温控”的需求增加；此外，新增“冷热电联供”需求（如大型商业综合体、数据中心），需同时满足电、热、冷的供应，推动二次能源向“多品类”发展第5页共12页二次能源成本“市场化定价+碳成本”双驱动电力市场化改革深化（如“现货市场+辅助服务市场”）将导致电力价格波动加剧，热电联产企业需通过优化机组负荷率降低成本；热力价格则受一次能源价格（天然气、煤炭）和碳成本（碳市场、碳税）影响，预计2025年热力成本将比2020年上升15%-20%，倒逼企业提升能源转化效率

三、当前一次能源转化为二次能源的效率瓶颈与挑战行业转型的“痛点”尽管热电联产在能源梯级利用上具有优势，但2025年面临的一次能源结构调整、技术瓶颈、政策约束等问题，仍可能导致一次能源转化为二次能源的效率下降或成本上升，制约行业发展

（一）效率瓶颈技术落后与系统不匹配传统机组转化效率低我国热电联产机组中，30万千瓦以下的中低参数机组占比约45%，其能源转化效率仅为65%-70%（国际先进水平为80%-85%），主要问题在于汽轮机通流部分老化、锅炉热效率低（约85%-90%，先进水平可达95%）例如，某老厂20万千瓦抽凝机组，因长期未改造，发电煤耗达320克/千瓦时，高于行业平均280克/千瓦时的水平，导致一次能源转化效率显著偏低一次能源与二次能源“不匹配”部分热电联产企业存在“热电比不合理”问题，例如，冬季供暖期“以热定电”，但非供暖期“以电定热”，导致机组在非最优工况运行，能源转化效率下降此外，热力管网老化（我国老旧管网占比约60%）导致热损失达15%-20%（国际先进水平为5%-8%），相当于二次能源“白白浪费”，进一步削弱一次能源转化的有效性可再生能源与热电联产“兼容性差”生物质能、地热能等可再生能源的能量密度低、波动性大，直接并入热电联产系统可能导致机第6页共12页组负荷波动（如生物质发电的出力波动可达±20%/小时），增加调峰难度；而储能技术（如锂电池、飞轮储能）成本高（2025年预计仍达

1.5-2元/瓦时），难以大规模应用，导致可再生能源的“消纳成本”转嫁到一次能源转化中，降低整体效率

（二）外部挑战政策、市场与成本的多重压力“双碳”政策下的碳约束2025年碳市场覆盖行业将从电力扩展至供热领域，火电企业需购买碳配额（预计2025年碳价约60-80元/吨CO₂），而热电联产企业若仍以煤电为主，碳成本将增加10%-15%（按吨标煤排放

2.6吨CO₂计算，碳成本约156-208元/吨标煤），迫使企业转向低碳一次能源（天然气、生物质），但天然气价格波动（2025年国际LNG价格预计波动±30%）和生物质供应稳定性（如秸秆收储运成本占比达30%）增加了转型风险电力市场化下的盈利压力随着电力市场化改革推进，热电联产企业的发电量受“基数电量+市场化交易”双重影响，若市场化电量比例过高（如2025年预计达50%），而电力价格随煤价波动，企业可能面临“发电亏损”（例如，煤价1200元/吨时，煤电企业度电成本约

0.35元，而2025年现货电价可能降至

0.3-

0.32元/度），需通过“热电联产+调峰服务”提升综合收益，但辅助服务市场机制（如调峰补偿标准）尚未完善，盈利模式不清晰用户对二次能源品质要求提升工业用户对热力温度、压力的稳定性要求从“±5℃”提升至“±2℃”，且需满足“无计划停机≤2小时/月”；居民用户则要求“室温波动≤±2℃”“供暖温度18±2℃”这要求热电联产系统具备更高的自动化水平和可靠性，需投入资金改造自控系统（如DCS系统升级），而一次性投入大（单机组改造约2000-5000万元），中小规模企业难以承担第7页共12页

四、优化一次能源-二次能源转化关系的策略与路径行业转型的“破局点”面对效率瓶颈与外部挑战，2025年热电联产行业需从技术创新、结构优化、政策协同三个维度入手，构建“低碳、高效、多元”的一次能源-二次能源转化体系

（一）技术创新提升转化效率与系统灵活性设备升级推动“高参数、大容量”机组替代重点淘汰30万千瓦以下中低参数机组，推广60万千瓦及以上超临界、超超临界机组，其能源转化效率可提升至75%-80%例如，某电厂66万千瓦超临界抽凝机组，通过采用高背压技术（排汽压力提高至

0.15MPa），热电比提升至120%，能源利用效率从70%提升至82%余热回收全流程“梯级利用”降损从锅炉、汽轮机、换热器等全环节回收余热，例如，锅炉尾部烟气余热回收（利用空气预热器改造为回转式换热器，可降低排烟温度至100℃以下，热效率提升3%-5%）；汽轮机乏汽余热回收（通过换热器加热凝结水，或用于厂区生活用热）；抽汽管网保温改造（采用纳米气凝胶保温材料，热损失从15%降至8%以下）某企业通过全流程余热回收，年节约标准煤约

1.2万吨，折合碳减排约3万吨智能控制实现“需求响应”与“精准调度”引入数字孪生、AI优化算法，建立“一次能源-二次能源”协同调度模型例如，基于机器学习预测未来24小时电力、热力需求，动态调整机组出力（如非供暖期多发电，供暖期多供汽）；通过智能温控系统（如楼栋温控阀、室温传感器）实现“按需供能”，减少无效热负荷（可降低热网损失5%-10%）某试点项目应用智能调度系统后，机组运行效率提升5%，年减少煤耗约5万吨第8页共12页

（二）结构优化调整一次能源与二次能源的“组合方式”能源结构“低碳化”转型逐步降低煤炭占比，增加天然气、生物质能、可再生能源的应用例如，在“煤改气”地区，推广“天然气+CCUS”技术（碳捕集率达90%以上，实现近零排放）；在农业大省（如黑龙江、山东），利用秸秆、林业废弃物发展生物质热电联产（2025年规划装机5000万千瓦）；在风光资源丰富地区，试点“风光+储能+热电联产”项目（如新疆某20万千瓦风光储热热电联产项目，风光占比60%，储能配套2小时，年减碳约8万吨）二次能源“多品类”协同供应从单一“电+热”向“电+热+冷+气”综合能源服务拓展，例如，在工业园区建设“冷热电三联供”系统（CCHP），利用燃气轮机发电（效率45%-50%），排气余热供暖，同时驱动吸收式制冷机供冷，能源综合利用效率可达70%-80%某工业园区CCHP项目投运后，为30家企业提供电、热、冷服务，年减少外购电

1.2亿度，碳减排约6万吨区域能源“一体化”布局推动“热源-热网-用户”协同优化，例如，在城市群区域建设“跨区域热力管网”，实现“热源互济”（如冬季A市煤电不足，由B市生物质热电联产机组通过管网输送热力）；在城市新区推广“分布式能源站”（小型燃气轮机+余热回收），就近满足电、热需求，降低网损（可减少网损率3%-5%）

（三）政策协同构建“激励-约束”并重的制度环境价格与补贴政策完善“热电联产上网电价”机制，对背压机组（无凝汽器，全部抽汽供热）给予度电补贴（如

0.1元/度）；对“风光储热热电联产”项目给予投资补贴（如

0.3元/瓦）和税收优惠（所得税“三免三减半”）；优化热力价格形成机制，允许企业按成本+收益定价，保障合理利润第9页共12页碳市场与标准体系扩大碳市场覆盖范围，将供热纳入碳交易；制定《热电联产能效提升专项标准》，明确机组能效指标（如发电煤耗≤280克/千瓦时，热电比≥100%），对达标企业给予碳配额奖励；建立“绿色热力认证体系”，对使用低碳一次能源（天然气、生物质）的热力产品给予标识，提升市场认可度跨部门协同机制建立“能源-环保-工信”联动机制，在项目审批中同步考虑一次能源消耗、二次能源效率、碳排放等指标；推动“源网荷储一体化”试点，将热电联产纳入区域综合能源规划，给予土地、并网等政策支持；加强产学研合作，设立“热电联产技术创新基金”，支持高效机组、储能技术等研发

五、典型案例分析某热电联产企业的“一次能源-二次能源”转型实践为验证上述策略的可行性，本文选取国内某典型热电联产企业（以下简称“某热电”）的转型案例进行分析，该企业位于华北某工业城市，现有3台

13.5万千瓦抽凝机组，主要为周边化工园区和居民供暖提供电力和热力，年耗标煤约80万吨，碳排放约208万吨（吨标煤排放

2.6吨CO₂）2023-2025年，该企业通过“技术改造+能源结构调整+多能互补”，实现了一次能源与二次能源关系的优化，具体做法与效果如下

（一）技术改造提升转化效率与系统灵活性汽轮机通流改造将3台

13.5万千瓦机组的末级叶片加长，提高蒸汽容积流量，使机组发电效率从38%提升至42%；改造高、中压缸汽封系统，减少蒸汽泄漏，年节约标准煤约

1.5万吨余热回收系统建设在锅炉尾部加装回转式烟气换热器，将排烟温度从180℃降至100℃，年回收余热约

2.1万千焦，可替代天然气消第10页共12页耗120万立方米；在汽轮机凝汽器后加装低真空回热系统，利用乏汽余热加热凝结水，使机组热耗率降低3%，年节约标准煤约2万吨智能控制系统升级引入AI负荷预测算法，基于气象数据、工业需求预测未来24小时电、热需求，动态调整机组出力；建设热网智能调度平台，通过压力、温度传感器实时监控管网状态，实现“按需供能”，热网损失从18%降至10%，年减少热损失约

1.2万吨标准煤

（二）能源结构调整降低碳排放与成本波动“煤改气”与“煤+生物质”混燃2024年将2台机组的30%煤炭替换为生物质（本地秸秆），通过混燃技术（掺烧比例30%），年减少标煤消耗

2.4万吨，碳减排约

6.24万吨；2025年新建1台25万千瓦燃气机组（联合循环），替代老机组，年耗天然气约12亿立方米，发电效率提升至50%，碳排放降至年约80万吨（较改造前下降

61.5%）“风光储”配套建设在厂区周边建设5万千瓦风电、2万千瓦光伏，配套2小时/20MWh储能系统，满足机组调峰需求（如非供暖期利用弃风弃光电量发电，年减少外购电

1.5亿度，节约成本约2000万元）；储能系统同时用于厂用电保安电源，提高供电可靠性

（三）多能互补拓展二次能源服务场景“热电+冷”服务化工园区利用燃气机组排气余热驱动吸收式制冷机，为园区化工企业提供10万吨/年的工业用冷，替代电制冷（年节电约

1.2亿度），综合能源服务收入增加1500万元/年“热网互联”与区域协同与周边2家企业共建区域热网，实现“余缺互补”（冬季A企业供热量不足时，由某热电补充），热网利用率从75%提升至90%，年减少弃热损失约

0.8万吨标准煤

（四）转型效果效率、成本与碳减排“三提升”第11页共12页能源转化效率从改造前的68%提升至2025年的82%，达到国际先进水平；综合成本年减少标煤消耗约

5.1万吨，降低燃料成本约3000万元；碳减排碳排放强度从

2.6吨CO₂/吨标煤降至

1.5吨CO₂/吨标煤，年减少碳排放约65万吨

六、结论与展望构建“低碳、高效、协同”的一次能源-二次能源关系2025年，热电联产行业正处于从“传统高碳能源转化”向“低碳多元协同”转型的关键阶段一次能源与二次能源的关系，不再是简单的“转化输出”，而是需要通过技术创新提升转化效率、通过结构优化降低碳排放、通过系统协同满足多元需求，最终实现“一次能源-二次能源-终端用能”的全链条低碳化与高效化未来，随着“双碳”目标的深入推进和技术的不断进步，热电联产行业的一次能源结构将更加多元（化石能源、可再生能源、核能协同），二次能源供应将更加综合（电、热、冷、气多品类），一次能源转化为二次能源的关系将从“单一依赖”转向“协同互补”行业需抓住这一转型机遇，通过设备升级、能源替代、智能优化、政策支持等路径，推动一次能源与二次能源的高效转化与深度融合，为我国能源系统转型和“双碳”目标实现提供坚实支撑字数统计约4800字第12页共12页。