“‘十四五’期间，煤电供热板块累计亏损超千亿元。”炎炎夏日，会议室里却因讨论热电亏损的议题，而平添了几分寒意。
“在‘双碳’目标下，热电正面临三重攻坚，一是煤电需从基础电源转向调峰电源的定位重构，二是多能互补系统中新能源消纳与供热稳定的平衡难题，三是数字化技术如何深度赋能传统机组智能化改造。”在中国电力科技网、北京中盛国策新能源研究技术院日前召开的“2025智慧热电与灵活调峰大会”上，中国电力科技网专家委员会主任、北京中盛国策新能源技术院院长魏毓璞表示。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原）
煤电仍是我国近中期能源保供的“顶梁柱、压舱石”，是构建新型电力系统重要的调节电源，也是现阶段我国民生采暖和工业用热最经济可靠的热力供应主体。据与会专家表示，在“双碳”目标与民生保障的双重约束下，煤电供热困局表面是经济问题，实质是能源转型中的系统性挑战。热电板块如何应对新形势和新挑战，成为本次会议的热议话题。
“未来供热能力或降至当前1/3”
热力系统可为电力系统提供显著的调节能力。中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运指出，热电联产是我国主要供热方式之一，目前已经形成以热电联产为主、集中锅炉房为辅、其他先进高效方式为补充的供热局面。利用热和电的时间惯性差异，热、电协同互动，就可以挖掘电网运行所需的调节能力。2024年热电联产供热约占我国城市集中供热总量的66%。
然而，许多煤电企业供热板块的财务报表上却是一片赤字。
清华大学建筑学院教授付林指出，调峰对火电厂供热能力和成本带来双重风险，从成本上说，供热已成为煤电企业的负担。现货市场下火电厂发电的电价波动大，电价高时，供热影响发电，供热成本较高；电价低时，保障供热需多发电，发电亏损计入供热成本。
付林进一步分析，从供热能力上说，无论电价处于高位还是低位，热电厂供热能力都会降低。电价较高时，电厂倾向于少供热、多发电（通过提高主汽量、降低抽汽量）来保障收益，导致供热量减少，供热保障能力不足；电价较低时，电厂倾向于少供热、少发电（通过降低主汽量和抽汽量）来减少亏损，同样导致供热量减少，供热保障能力不足。在碳中和目标下，火电厂全面发电小时数将降至2000小时以下，冬季约1000小时，未来，供热能力或降至当前的1/3。
“面临灵活性和低碳化挑战”
在新能源装机爆发式增长的倒逼下，煤电正经历从主力电源向调节支撑角色并重的转变，其供热业务也不得不应对多重考验。
国网山东电科院汽机室主管祝令凯总结了煤电供热机组面临的三大困境，一是现货市场负电价常态化，火电机组为保障供热，需维持一定负荷率运行，无法停机或深度调峰运行，发电亏损增加。二是容量补偿机制下，火电机组为保障供热，无法维持额定满出力运行，容量补偿损失增加。三是“两个细则”管理模式下，火电机组为保障供热，存在降最高出力和抬最低出力情况，“两个细则”基本调峰考核费用增加。
以山东省为例，容量电费由机组申报最大出力确定，机组实际运行无法达到申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%，累计发生三次全部扣减的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。
华电电力科学研究院有限公司供热研究中心高级工程师高新勇认为，供热机组面临灵活性和低碳化挑战。为满足供热需求，“以热定电”特性限制了机组电负荷的调节范围，降低了灵活性，同时，过快的机组调节速率容易导致供热负荷不稳定。低碳化方面，我国机组周边热负荷未充分开发，机组以采暖期供暖为主，而欧洲机组普遍是全年供热，实际供热负荷不足，致使机组运行偏离设计工况，引起运行能耗增加。煤电替代热源不足，供热锅炉逐步关停，新能源供热模式未规模化推广，老旧机组仍为供热主力热源。
高新勇指出，多重原因导致火电机组碳排放高，2023年，我国单位火电发电量二氧化碳排放约821克/千瓦时，世界平均水平为783克/千瓦时。综合热效率偏低，我国约一半火电机组为热电机组，其综合热效率为52.1%，比德国低23.6个百分点。
“探索更科学的热价形成方式”
与会专家认为，破解之道在于政策精准施策、企业技术革新、社会成本共担的三方协同。
孙正运建议，源头上清洁化，消费侧电能替代，是新型电力系统的主要特征之一。人类终端用能的主要形式是电、热、冷，它们之间存在紧密的互补关系。源头上清洁化，就需要为新能源提供大量的调节能力，电、热协调互动，是技术和经济都可行，成本最低、最安全的技术路线之一。
中国能源研究会常务理事、特聘首席专家，京能集团原党委常委、副总经理王永亮用“转形、转型、转行”来概括自己对新一代煤电的若干思考。“实现能耗双控向碳排放双控转变，节能是第一能源，降碳是第一指标，节能降碳非常重要。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，本质上是依赖自然资源的。源荷平衡面临挑战，调峰能力成为短板，辅助服务需求凸显。未来，无限风光在调峰。”
机制层面，祝令凯建议，能源主管部门出台热网-电网协同机制，建立电力、热力数据资源共享机制，探索热力公司和热电厂以联合体方式参与电力市场，建立热网协同调峰补偿机制。
也有专家表示，当务之急是完善煤热价格联动机制并切实执行，同时探索更科学的热价形成方式。两部制热价被认为是可行方案——将热价分为基本热费和计量热费两部分，前者覆盖固定成本，后者反映实际用热量。
技术方面，浙江绿储科技有限公司副总工程师、新技术研发部总监俞明锋，针对新型电力系统下煤电灵活性、低碳化的定位变化，提出基于高电压熔盐电加热器、高效特高温热泵等核心装置的系统化解决方案。对比现有的各项技术，该方案电能转换效率最高可超70%，且可实现机组“零出力”、高性能调频、快速爬坡、热电解耦等一系列高灵活性要求。在煤电低碳化发展上，采用绿电耦合电致热储热技术降低煤电碳排放，与绿氨掺烧等技术相比，经济性优势明显。
京能秦皇岛热电有限公司总经理刘青松结合结合转型实践指出，实施5G通讯与AI技术应用协同发展，助力企业智慧生产，提高安全管理水平。
魏毓璞建议，侧重围绕不同应用场景，加快推进储热技术多样化发展，实现能源系统的多负荷供需匹配，提升系统效率与可靠性。大力推进供热系统软硬件国产化替代，通过智能化技术手段，实现系统的多目标协同控制。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件。
