在全球能源格局深度调整、我国“双碳”战略全面推进的时代背景下，热电产业作为能源系统的稳定器和低碳转型的关键领域，其高质量发展路径备受瞩目。2025年12月11日，以“聚力低碳转型、智领能源未来、共铸产业生态”为主题的“2025第二届热电产业高质量发展大会”在山东济南盛大开幕。本届大会由中国节能协会热电产业委员会主办，汇聚了来自政府机构、科研院所、领军企业、行业组织的超过600位代表，共商“十五五”时期热电产业的转型大计与发展蓝图，
演讲题目：“余热+余电”—热电联产由“以热定电”到“热电协同”
演讲人：清华大学建筑学院教授 付林
清华大学建筑学院教授付林在《“余热+余电”—热电联产由“以热定电”到“热电协同”》报告中，犀利指出了当前电力现货市场环境下热电企业面临的经营困境：低电价时段供热即亏损，高电价时段则倾向于多发电，经济性与民生保障矛盾突出。他创新性地提出了“余热+余电”协同模式，通过配置大规模储热系统，在电价低谷时段储存电厂余热或利用“余电”制热，在电价高峰时段释放热量保障供热，使电厂可专注于高效发电。该模式能有效降低供热成本，实现热电灵活解耦，并有望走向零碳供热。付林教授还介绍了跨季节储热、大温差长输供热、烟气余热深度回收等配套关键技术及其在济南等地的成功应用案例，为传统热电厂的战略转型提供了清晰可行的技术路线图。
一、研究背景与核心议题
在双碳目标与能源转型的大背景下，传统热电联产模式中“以热定电”的运行方式，已难以适配电力现货市场的波动与灵活调峰需求。本报告聚焦“余热+余电”的技术路径，系统阐述热电联产从“以热定电”向“热电协同”转型的技术逻辑、实践路径与价值意义，为我国热电行业的低碳升级提供理论支撑与实践参考。
二、热电联产的核心矛盾：热与电的冲突
1. 双碳政策下的火电调峰新要求
当前政策导向明确鼓励火电参与电网灵活调峰，具体机制包括：
电力现货市场机制：引入容量电价，对火电调峰能力进行补偿。
煤电容量电价机制：通过容量电价补偿煤电机组因调峰产生的固定成本。
火电灵活性调峰激励：低谷电价时长大幅下降，引导机组在低电价时段减少出力。
容量补贴政策：对具备调峰能力的发电机组给予固定资产投入补贴。
这些政策在推动电力系统低碳化的同时，也给热电联产机组带来了新的运营压力。
2. 热电联产机组的运行困境
热电联产机组的核心运行逻辑是“以热定电”，即供热需求决定发电出力。这一模式在电力现货市场环境下暴露出明显矛盾：
收益与成本错配：热电机组需根据现货电价调节运行以追求收益最大化，但供热成本的刚性上涨，使供热逐渐成为电厂的负担。
电价波动下的亏损风险：
电价高时，保障热需求发电可获得较高收益；
电价低时，为保障供热仍需多发，发电亏损直接计入供热成本；
仅在电价处于适中区间时，供热业务才能实现盈利。
3. 典型电厂的运行数据验证
对某电厂在严寒期与初寒期的运行数据对比分析显示：
严寒期：供热负荷高，但现货电价处于低位，导致供热成本显著上升；
初寒期：供热负荷低，但现货电价处于高位，供热成本随之下降。
这种负荷与电价的反向波动，进一步加剧了热电联产的经济性矛盾。
三、破局之道：“余热+余电”的热电协同模式
1. 核心逻辑
“余热+余电”模式通过电力与热力的时空耦合，打破“以热定电”的刚性约束：
高电价时段：利用低价电驱动热泵，回收电厂余热（如汽轮机排汽、烟气余热）并提升至可用温度，储存在高温储热体中；
低电价时段：释放储热体中的热量直接供给热网，减少机组在低电价时段的发电出力，从而降低供热成本，实现热电协同优化。
2. 技术实现路径
该模式的核心技术环节包括：
余热回收与温度提升：采用高效热泵技术，将低品位余热（如30-50℃的烟气、排汽）提升至热网所需的供水温度（如100-130℃）。
高温储热：通过相变储热、显热储热等技术，将提升后的热量稳定储存，储存温度可达150-200℃。
按需释热：在低电价时段或供热高峰时段，释放储存的热量，直接接入热网，替代部分发电供热。
3. 经济性分析
从典型项目的运行数据来看，“余热+余电”模式展现出显著的经济效益：
投资回收期短：通常可在3-5年内收回全部投资。
供热能力提升：某项目供热能力从140t/h提升至160t/h，增幅达14.3%。
供热成本降低：供热成本从3702万元/年降至3622万元/年，年节约成本80万元。
发电损失减少：因减少低电价时段发电，年减少发电损失约9万元（从161万元降至170万元）。
投资增量可控：供热系统总投资仅增加10万元（从804万元增至814万元），而供热收入保持稳定（5976万元/年）。
四、关键支撑技术
1. 跨季节储热
跨季节储热是实现“余热+余电”模式的重要支撑，主要技术形式包括：
地下岩穴储热：利用废弃矿井或人工开挖的地下岩穴储存高温水或蒸汽。
土壤储热：通过埋管换热器将热量储存在土壤中，适用于中小型项目。
水池储热：利用大型水池储存热水，成本较低，适合规模化应用。
大型跨季节储热库：结合混凝土衬砌与保温技术，可实现数十万吨级的热量储存。
其核心价值在于将夏季富余的工业余热、电厂余热储存至冬季供热高峰使用，实现热量的跨时间调配，缓解冬季供热压力，减少化石能源消耗。
2. 长输供热
长输供热技术可扩大“余热+余电”模式的服务范围，其特点包括：
大温差、高压力输送：采用100-130℃供水与20-30℃回水的大温差设计，结合高压力管网，实现热量的长距离输送（可达50-100公里）。
多热源联合供热：结合储热技术，可整合多个电厂余热、工业余热等热源，提升供热可靠性。
主要应用场景包括城市间的热量调配、大型电厂余热向周边城镇的输送，以及工业园区的集中供热。
3. 烟气余热利用
烟气余热利用是“余热+余电”模式的核心环节之一，其优势在于：
显著提升经济性：利用现有抽汽和零电价电力驱动热泵，可实现零运行成本回收烟气余热。
解决低温腐蚀难题：采用直接接触式换热技术，避免传统换热器的低温腐蚀问题。
余热回收与净化协同：在回收余热的同时，可有效降低烟气中的PM、SO₃、硫酸雾等污染物浓度，实现节能与环保的双重效益。
某热电厂的烟气余热回收与降污工程案例显示，该技术可在3年内回收全部投资，具备良好的推广前景。
4. 大温差供热（降低热网回水温度）
降低热网回水温度、实现大温差供热是提升系统效率的关键举措：
降低输送成本：扩大供水与回水的温差，可在相同管径下输送更多热量，降低管网投资与运行成本。
提升余热回收潜力：更低的回水温度可回收更多低品位余热，提升能源利用效率。
优化储热系统：大温差可提升储热系统的充放热效率，增强系统灵活性。
通过多级换热实现余热梯级利用，可进一步减少换热过程中的不可逆损失，完全释放系统的节能空间。
五、总结与建议
1. 核心结论
转型趋势：热电厂从“以热定电”向“热电协同”转型是适应双碳目标与电力市场改革的必然选择。
技术方向：储热是未来集中供热的核心发展趋势，而“余热+余电”模式是实现热电协同的关键路径。
关键举措：充分利用烟气余热、推广大温差供热、降低热网回水温度，是提升供热能力、降低供热成本的有效途径。
2. 政策建议
出台专项政策，支持电厂“余热+余电”的热电协同改造，包括电价补贴、税收优惠等。
建立余电转为热的激励机制，鼓励电厂在低电价时段将电能转化为热能储存。
完善热电联产机组的调峰补偿机制，保障机组在参与电网调峰时的合理收益。
3. 展望
“余电+余热”模式通过技术创新与机制优化，为热电联产行业的低碳转型提供了可行路径，未来随着技术成熟与政策完善，有望在全国范围内得到广泛应用，为我国能源安全与双碳目标的实现提供重要支撑。
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