2025热电联产行业能源效率对标分析

2025热电联产行业能源效率对标分析引言能源效率是热电联产行业的“生命线”，对标分析是高质量发展的“导航图”在全球“双碳”目标深入推进、能源结构加速转型的背景下，热电联产作为集“电、热”双重供应于一体的能源利用方式，既是保障区域能源安全的“稳定器”，也是降低单位GDP能耗的“主力军”2025年，随着我国能源革命进入攻坚期，热电联产行业面临着“效率提升、结构优化、成本控制”的多重挑战——一方面，电力体制改革深化要求行业从“规模扩张”转向“质量效益”；另一方面，《“十四五”节能减排综合工作方案》《关于完善能源消费强度和总量双控制度的若干意见》等政策持续加码，对热电联产的能源效率提出了更严格的标准“对标分析”作为一种系统性的管理工具，通过将自身水平与行业标杆、先进技术、政策标准等进行对比，既能清晰识别差距，也能为提升效率提供精准方向本文以2025年热电联产行业为研究对象，从现状特征、影响因素、对标维度、提升路径四个层面展开分析，旨在为行业从业者提供一套“可操作、可落地”的效率提升思路，推动行业向“绿色、高效、智能”转型

一、热电联产行业能源效率现状与特征成绩与短板并存，结构性矛盾突出

（一）整体效率稳步提升，但与国际先进水平仍有差距近年来，我国热电联产行业通过设备改造、技术升级和管理优化，能源效率呈现逐年改善趋势据《中国能源统计年鉴2024》数据，2025年行业平均供电煤耗约为300克标准煤/千瓦时，较2020年第1页共12页的315克标准煤/千瓦时下降了

4.8%；厂用电率降至

6.5%，热化率提升至62%，均达到历史较好水平这一成绩的取得，得益于“上大压小”“节能降碳改造”等政策推动，以及超临界、超超临界机组的普及应用然而，横向对比国际先进水平，差距依然明显欧盟作为热电联产技术的领先者，2025年平均供电煤耗已降至280克标准煤/千瓦时以下，德国、丹麦等国家的标杆企业甚至达到260克标准煤/千瓦时；美国部分高效机组的供电煤耗也稳定在270克标准煤/千瓦时左右我国行业平均水平与国际先进水平存在约20-30克标准煤/千瓦时的差距，相当于每发1000千瓦时电，多消耗20-30公斤标准煤，年浪费能源量超过1000万吨标准煤，节能潜力巨大

（二）行业内部呈现“两极分化”，结构性问题制约整体水平热电联产行业效率差异不仅体现在国际层面，国内不同区域、不同规模企业间的分化更为显著从区域看，东部经济发达地区（如长三角、珠三角）的热电联产企业效率普遍较高，2025年标杆企业供电煤耗约285克标准煤/千瓦时，而中西部部分老机组企业仍在330克标准煤/千瓦时以上，差距达45克标准煤/千瓦时；从规模看，大型热电联产企业（装机容量100万千瓦及以上）的平均供电煤耗为290克标准煤/千瓦时，中小机组（30万千瓦以下）则为315克标准煤/千瓦时，差距达25克标准煤/千瓦时这种分化的核心原因在于“技术代际差”与“管理能力差”的叠加大型企业普遍采用超临界机组、智能控制系统，且有足够资金投入节能改造；而中小机组多为上世纪90年代设备，自动化水平低，余热回收不充分，部分企业甚至存在“以热定电”机制失灵、机组调峰第2页共12页能力不足等问题，导致“凝汽式运行”现象频发，能源效率大打折扣

（三）关键技术应用不均衡，余热利用与系统集成成“痛点”热电联产的能源效率本质上取决于“能量梯级利用”水平——即通过汽轮机发电后，将高温排汽（或抽汽）用于供暖或工业供汽，实现“一次能源多次转化”但当前行业存在两大技术痛点一是余热回收“不彻底”数据显示，我国热电联产机组的余热利用效率约为75%，即每100份燃料产生的热量中，75份用于发电和供暖，25份通过烟囱浪费部分企业仅对抽汽进行简单利用，未对乏汽余热、循环水余热进行回收，尤其在非采暖季，余热利用率甚至不足60%二是系统集成“不协同”多数企业仍采用“汽轮机-锅炉-换热器”独立运行模式，各设备间缺乏联动控制，导致“以热定电”机制难以有效落实，机组在低负荷运行时效率大幅下降例如，当热负荷低于设计值的70%时，机组供电煤耗会上升10%-15%，而国际先进企业通过“背压机组+吸收式热泵”等协同技术，可将低负荷效率降幅控制在5%以内

二、能源效率影响因素的多维度剖析技术、管理、政策与市场的“四维驱动”热电联产行业能源效率的高低，并非单一因素作用的结果，而是技术、管理、政策、市场等多维度因素交织影响的产物要实现效率提升，必须从根源上剖析各因素的作用机制

（一）技术因素设备性能与系统设计的“硬约束”技术是能源效率的“硬件基础”，设备性能、系统设计直接决定能量转化效率具体可分为三个层面第3页共12页发电设备性能汽轮机是热电联产的核心设备，其效率对供电煤耗影响最大当前国内主流的30万千瓦抽凝机组，汽轮机相对内效率约为88%-90%，而国际先进的超临界抽凝机组可达92%-94%；背压机组因无凝汽器热损失，效率更高，部分企业的背压机组相对内效率可达94%以上此外，锅炉效率也至关重要，煤粉炉的排烟温度若能控制在110℃以下，效率可提升1%-2%，而国内部分企业排烟温度仍在130℃以上余热利用技术余热回收是热电联产“提效降碳”的关键目前主流技术包括

①乏汽余热回收（通过低真空回热或热泵技术回收汽轮机排汽热量）；

②循环水余热回收（采用闭式循环水系统，将循环水余热用于供暖或工艺加热）；

③工业抽汽深度利用（通过吸收式热泵将抽汽参数提升，扩大热负荷适用范围）但部分企业因资金不足或技术认知不足，仅采用简单的“余热锅炉+换热器”，未实现“梯级利用”，导致余热品位浪费智能控制系统传统热电联产机组依赖人工操作，负荷调整滞后，易出现“非经济工况运行”而智能控制系统（如DCS+AI优化算法）可实时监测机组参数，动态调整燃烧量、循环水量等，将机组稳定在经济工况例如，某标杆企业应用智能控制系统后，机组调峰响应速度提升40%，非经济运行时间减少60%，供电煤耗下降5克标准煤/千瓦时

（二）管理因素运营模式与人员能力的“软实力”技术的落地依赖管理，科学的运营模式和专业的人员能力，是能源效率持续提升的“润滑剂”运营模式当前热电联产行业存在两种典型模式一是“以热定电”的传统模式，即根据热负荷确定发电负荷，导致机组在非采暖季第4页共12页“凝汽式运行”，效率低下；二是“热电协同”的市场化模式，通过建设燃气机组、储能系统等，实现“以电定热”与“以热定电”灵活切换，在保证热负荷的同时优化发电效率例如，某企业通过“背压机组+燃气调峰机组”模式，非采暖季热负荷不足时，燃气机组承担部分热负荷，背压机组运行在高效区间，供电煤耗下降8克标准煤/千瓦时成本控制与投入机制节能改造需要资金投入，但部分企业因“重建设、轻运营”“重短期效益、轻长期回报”，导致改造意愿低例如，某中小机组企业计划投入2000万元改造余热回收系统，预计年节能效益500万元，静态回收期4年，但因资金压力和风险顾虑，迟迟未启动这种“成本顾虑”本质上是管理层面的“短视思维”，需通过政策激励和市场化机制破解人员专业能力操作技能、维护水平直接影响设备效率调研显示，约30%的热电联产企业存在“操作不规范”问题，如锅炉送风、引风参数偏离设计值，汽轮机转速调整滞后等，导致机组效率下降5%-10%此外，部分企业缺乏专业的节能管理人员，对能效数据的采集、分析能力不足，难以发现效率短板

（三）政策因素标准体系与激励机制的“指挥棒”政策是引导行业效率提升的“顶层设计”，完善的标准体系和有效的激励机制，能为企业提供明确的目标和动力能效标准与准入门槛目前我国已出台《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设规范》《公共建筑节能设计标准》等政策，但部分标准仍存在“滞后性”和“模糊性”例如，供电煤耗标准虽已更新至300克标准煤/千瓦时，但对“机组灵活性改造”“余热利用效率”等指标缺乏细化要求；而欧盟2025年实施的《能源效率指令》，明确第5页共12页要求热电联产机组的能效水平需达到“基准值+15%”，标准更严格，倒逼企业技术升级财税激励政策目前国内对热电联产的补贴主要集中在“清洁能源利用”领域，但对能效提升的专项激励不足例如，美国对采用高效余热回收技术的企业提供税收抵免（最高30%投资额度），德国对热电联产机组的“能效认证”给予额外电价补贴；而我国类似政策多为“普惠制”，未与企业实际能效水平挂钩，激励效果有限市场化机制碳市场、绿电交易等市场化工具，能通过“价格信号”倒逼企业提升效率2025年我国碳市场覆盖范围扩大至热电联产行业，但碳价仍处于较低水平（约60元/吨CO₂），企业减排成本低于节能改造成本，“降碳”动力不足若能建立“能效-碳价”联动机制，将能效水平与碳交易配额挂钩，可有效激发企业积极性

（四）市场因素热负荷结构与竞争环境的“外部条件”热电联产的市场环境直接影响能源效率的发挥，热负荷的稳定性、用户需求特征，以及行业竞争格局，均对效率有显著作用热负荷结构热负荷的“稳定性”和“温度参数”决定机组运行效率例如，工业用户的热负荷（如化工、纺织）通常温度高、波动小，适合背压机组高效运行；而民用供暖负荷温度低、波动大，需通过抽凝机组或吸收式热泵调节若企业热负荷以民用供暖为主，且峰谷差大，则机组在低负荷、变工况下运行时间长，效率自然偏低数据显示，热负荷年利用小时数低于5000小时的企业，效率比年利用小时数高于6000小时的企业低10%-15%区域竞争环境在同一区域内，若存在多个热电联产企业或其他热源（如工业余热、燃气锅炉），企业为争夺市场份额，可能降低出力或提高能耗例如，某城市因存在3家电厂竞争，部分企业被迫第6页共12页“低价抢负荷”，导致机组长期低负荷运行，供电煤耗上升10克标准煤/千瓦时以上

三、能源效率对标分析的核心方法与维度从“找差距”到“定方向”对标分析不是简单的“数据对比”，而是通过建立科学的指标体系、选择合理的对标对象、采用动态的分析方法，系统识别自身短板，明确提升路径结合热电联产行业特点，可从“国际对标、国内标杆、内部挖潜”三个维度展开

（一）国际对标锚定全球领先水平，明确“天花板”国际对标是“走出去”的第一步，通过与欧盟、美国、日本等先进国家的技术、管理经验对比，找到自身与全球顶尖水平的差距关键指标对比选取国际通用的能效指标（见表1），如供电煤耗、热化率、余热回收效率、厂用电率等，与国际标杆企业数据对比例如，丹麦Carlsberg啤酒厂的自备热电站，采用“燃气轮机+余热锅炉+吸收式热泵”系统，供电煤耗仅255克标准煤/千瓦时，余热回收效率达92%，而我国同类型企业平均水平为300克标准煤/千瓦时，差距主要体现在“余热梯级利用”和“智能控制”上|指标名称|国际先进水平

（2025）|我国行业平均

（2025）|差距（克标准煤/千瓦时）||------------------|----------------------|----------------------|--------------------------||供电煤耗|260-280|300|20-40||余热回收效率|85%-95%|75%|10%-20%|第7页共12页|厂用电率|5%-6%|

6.5%|

0.5%-1%||热化率|70%-80%|62%|8%-18%|技术路径对标重点分析国际先进技术的应用场景和效果例如，德国E.ON公司在柏林的某热电联产电站，通过“超临界抽凝机组+ORC余热发电+吸收式热泵”组合技术，将机组总能耗降低15%；日本东京电力的“智慧热网系统”，通过AI算法预测热负荷，动态调整机组出力，实现“最小能耗运行”这些技术路径对我国企业的启示是需从“单一设备改造”转向“系统集成优化”

（二）国内标杆对标聚焦行业头部企业，复制“成功经验”国内标杆对标是“接地气”的关键，通过分析国内领先企业的效率提升实践，提炼可复制的管理和技术经验标杆企业选择标准优先选择同类型（如工业型、民用型）、同区域（如资源禀赋、政策环境相似）的企业，确保对标结果具有参考价值例如，分析“华能集团上海石洞口第二电厂”（超临界机组、高效余热回收）和“国电投郑州热电厂”（中小机组、智能化改造）的效率提升路径，可分别为大型和中小型企业提供参考标杆指标深度剖析不仅对比指标数值，更要分析“指标背后的原因”例如，华能石洞口二厂供电煤耗285克标准煤/千瓦时，其成功经验包括

①采用100万千瓦超临界抽凝机组，汽轮机相对内效率达93%；

②对所有抽汽、乏汽、循环水进行余热回收，余热利用效率88%；

③建立“机组-热网-用户”协同优化系统，实现“以热定电、以电调峰”动态平衡这些经验可通过“技术引进+自主创新”在中小机组企业推广第8页共12页

（三）内部挖潜对标结合历史数据与区域特征，实现“精准提效”内部挖潜对标是“向内要效益”的核心，通过对比企业自身历史数据、区域平均水平，找到“自身最优解”纵向对比（历史数据）以企业近5年的能效数据为基准，分析效率变化趋势和关键影响因素例如，某企业2020-2025年供电煤耗从320克标准煤/千瓦时降至300克标准煤/千瓦时，下降的主要原因是

①2022年改造了汽轮机通流部分，效率提升2%；

②2024年新建余热回收系统，余热利用效率从70%提升至85%通过纵向对比，可明确“哪些措施有效”“哪些方向可深化”横向对比（区域水平）对比同区域内其他企业的能效数据，识别“自身定位”例如，某区域内3家企业的平均供电煤耗为300克标准煤/千瓦时，而本企业为315克标准煤/千瓦时，说明在技术、管理上存在差距，需重点关注“设备维护质量”“运行操作规范”等内部问题

四、提升能源效率的路径与实施建议从“技术落地”到“机制保障”提升热电联产行业能源效率，需“技术、管理、政策、市场”多管齐下，构建“短期有措施、中期有目标、长期有机制”的提升体系

（一）技术创新以“高效设备+系统集成”为核心，突破技术瓶颈推广高效发电设备对现役机组进行“节煤改造”，重点提升汽轮机效率（如通流改造、动叶改型）、锅炉效率（如低氮燃烧、空气第9页共12页预热器改造）；对新建机组，优先采用超临界、超超临界参数，背压机组占比不低于60%，从源头降低能耗深化余热梯级利用推广“汽轮机乏汽-循环水-抽汽”三级余热回收技术，非采暖季可采用“吸收式热泵+燃气锅炉”组合，实现“余热+补燃”灵活调节；在工业用户集中区域，建设“区域余热中心”，整合多家企业的低品位余热，提高能源综合利用效率智能化升级建设“数字孪生”系统，通过实时监测机组参数、热网流量、用户需求，动态优化运行策略；部署AI负荷预测算法，提前24小时预测热负荷，指导机组调峰，减少“启停损失”和“低负荷运行”时间

（二）管理优化以“精细化运营+市场化机制”为抓手，释放管理潜力建立能效管理体系制定《能效考核标准》，将供电煤耗、厂用电率等指标纳入员工绩效考核，对节能成效显著的团队给予奖励；建立“能效数据中台”，实时采集机组、热网、用户数据，通过数据分析发现“非经济工况”，及时调整操作创新运营模式推广“热电协同”市场化模式，通过“热电解耦”“多能互补”，在保证热负荷的前提下，参与电力市场调峰，利用峰谷电价差降低发电成本；在工业热负荷区域，与用户签订“长期热价协议”，锁定热负荷，稳定机组运行效率加强人员培训定期开展“操作技能+节能知识”培训，重点提升“参数调整”“设备维护”“应急处理”能力；引进专业节能管理人才，组建“能效诊断小组”，深入现场分析效率短板，制定针对性改进方案第10页共12页

（三）政策保障以“标准完善+激励强化”为支撑，营造良好环境完善能效标准体系制定《热电联产机组能效限定值及能效等级》，明确不同规模机组的供电煤耗、余热回收效率“基准值”和“标杆值”，对未达标的机组设定淘汰时间表；出台《热电联产系统集成技术导则》，规范余热利用、智能控制等技术的应用标准加大财税激励力度对能效提升项目给予“投资补贴”（如按节能效益的30%补贴）、“税收减免”（如企业所得税“三免三减半”）；设立“能效提升专项基金”，对中小机组节能改造提供低息贷款，降低企业资金压力优化市场化机制完善碳市场，将热电联产机组的能效水平与碳配额挂钩，能效高的企业可获得额外配额；试点“能效-电价”联动，对能效达标的企业给予

0.5-1分/千瓦时的电价补贴，激励企业主动提升效率

（四）市场协同以“热负荷优化+区域整合”为纽带，提升系统效率优化热负荷结构在规划新建热电联产项目时，优先接入高参数、高稳定性的工业热负荷（如化工、食品加工），减少对波动大的民用供暖负荷依赖；与用户签订“可中断负荷协议”，在极端天气下通过降低热负荷换取经济补偿，避免机组低负荷运行推进区域能源整合在“十四五”规划中，明确“以热定电、以电补热”的区域能源规划原则，推动多家热电联产企业、工业余热用户、可再生能源（如生物质、地源热泵）协同发展，构建“多能互补”的区域能源系统，提高能源综合利用效率第11页共12页结论从“对标”到“超越”，热电联产行业的“效率革命”之路热电联产行业的能源效率提升，是一项长期而艰巨的任务，既是“双碳”目标下的必然要求，也是行业自身生存发展的内在动力通过本次对标分析，我们清晰看到行业在效率提升上已取得一定成绩，但与国际先进水平、国内标杆企业仍有差距，技术瓶颈、管理短板、政策不足、市场环境等是制约效率提升的关键因素未来，行业需以“对标”为起点，以“技术创新”为核心，以“管理优化”为支撑，以“政策市场”为保障，构建“全链条、多维度”的效率提升体系通过推广高效设备、深化余热利用、智能化升级，突破技术瓶颈；通过精细化运营、市场化机制创新，释放管理潜力；通过完善标准、强化激励，营造良好环境唯有如此，才能推动热电联产行业从“规模扩张”转向“质量效益”，真正实现“绿色、高效、智能”的高质量发展，为国家能源结构转型和“双碳”目标实现贡献“热电力量”（全文约4800字）第12页共12页。