以下内容根据付林教授在2025第二届热电产业高质量发展大会上所作报告整理而成。
一、热电联产核心矛盾：现货电价带来的根本性冲击
当前热电联产最突出的问题，是热与电的协同与冲突，而对行业影响最大的变量，是电力现货市场机制的全面推行。
我们梳理了2022-2023年山东采暖季现货电价数据：电价日内波动极大，低谷低至-0.08元/度，高峰突破1元/度，直接颠覆了传统火电厂“以热定电”的运行逻辑。
过去供热成本低，山东约40元/GJ、山西约17元/GJ，电厂靠热摊薄电成本，对余热利用积极性不高。
现货机制下，供热成本被电价严重拉高：
电价为负时，发电必亏，但保供热又必须多发电，山东供热成本逼近70元/GJ，远高于售价，企业严重亏损；
电价高至1.2元时，抽气供热成本近100元/GJ，电厂更愿意全力发电，缺乏供热动力。
从运行数据看：电价8毛左右的严寒期，电厂供热量反而下降；电价3-4毛区间，供热量才明显回升。负电价期间，即便气温低、供热需求大，供热量仍处于同期最低。
矛盾核心：电厂既要保民生供热，又要保证自身经济运行，必须通过技术与机制重构实现平衡。
二、解决方案：“余热+余电”热电协同模式
我们提出余热+余电的热电协同思路，核心是把热、电运营逻辑拆分，让电归电、热归热。
1. 低电价时段
利用电网难以消纳的“余电”，通过高效热泵将电能转化为热能，配合电厂低温余热一起储入储热装置，补充热网。相比熔盐储热、电锅炉，水储热更经济，热泵转换效率更高。
2. 高电价时段
电厂全力发电、获取高电价收益，供热需求由储热系统保障；同时回收机组发电产生的低温余热储存，形成循环。
该模式可类比为抽水蓄热，相当于“热电池”，比卡诺电池更贴合供热场景、成本更低。
采用复合热泵（热驱动+电驱动），低谷储热、高峰放热；
传统抽气供热成本约37元/GJ，新模式可降至22元/GJ，降幅超1/3，投资回收期约6年；实现零碳供热，同时让火电厂真正成为电网调峰主力。
三、跨季节储热：构建“热电库”，解决热源连续性问题
火电厂深度调峰后，运行小时减少、余热总量下降，会影响供热连续性，因此需要跨季节储热。
思路是把非采暖期（夏季）机组发电余热，通过“余热+余电”模式存入大型储热体，形成热电库，冬季释放供热，夏季可制冰浆供冷，实现冬夏两用。
目前在济南实施的大型水体储热项目为国内规模最大：
采用水体储热，热容大、热阻小，储热温度5℃-95℃；
施工简便：挖坑铺设耐高温防水膜+保温覆盖；
顶部可建设光伏、运动场地，实现土地综合利用，明年将为济南CBD供能。
四、长输供热：突破距离限制，补充城市热源
传统供热半径一般不超20公里，而城市热源日趋紧张，需要长输供热引入外部大型热源。
济南“辽热入济”输热距离达110公里，为全球最长供热管线，采用大温差+余热利用，大幅降低输送损耗与成本；
早年太原古交电厂—市区项目约40公里，克服山地条件实现安全稳定运行，供热成本仅30余元/GJ，低于燃煤锅炉；
长输供热逻辑与西气东输、输油管线一致，技术成熟可靠，正成为西安等省会城市的重要热源方案。
五、烟气余热利用：潜力巨大的新增量
目前行业余热利用多集中在低压缸乏气，而脱硫塔后烟气余热价值被严重低估。
烟气中的白烟本质是水蒸气，蕴含大量汽化潜热。我们通过换热器+烟气吸收式热泵回收余热，并可配套喷淋降温，实现余热深度回收+烟气净化。
二代技术可将烟温降至15℃排放；青岛顺源电厂等项目已验证效果，兼具节能与环保效益。
六、关键基础：降低热网回水温度，实现大温差供热
余热利用、长输、储热的前提，都是大温差供热。
电厂可利用的低品位余热多在50℃以下，若回水温度偏高，低品位余热无法利用。在济南辽热北线设计中，我们坚持将回水温度控制在20℃以下（按10℃执行）：
大幅提升低品位余热利用率；
提高管网输送能力、降低输送成本；
提升储热密度、降低储热投资。
通过吸收式换热技术，可将一次网回水降至20℃甚至更低，相关技术已在多台60万、30万机组规模化应用，乏气供热占比可达2/3，显著降低供热成本。
七、总结与政策建议
总结
1. 火电厂必须从“以热定电”转向热电协同；
2. 储热是集中供热与新型电力系统的重要支撑，跨季节储热空间广阔；
3. 烟气余热利用潜力巨大，应加快推广；
4. 降低热网回水温度、实现大温差供热，是所有先进供热模式的核心基础。
政策建议
当前政策仍适配传统热电模式，对“余热+余电”新模式支持不足：
电锅炉、熔盐储热可享受场用电政策；
热泵模式1度电可转换4-5份热量，效率远高于电锅炉，却未获得相应政策与电网支持。
建议相关部门出台针对性政策，支持高效“余热+余电”热电协同模式推广落地。
京公网安备 11011502004515号 
