2026年2月，全国碳配额价格在73-82元/吨区间宽幅震荡，单日涨跌幅多次超过5%。与此同时，山东、河北、河南在春节期间出现长达17小时的零电价时段。当减碳成本与市场波动深度绑定，热电联产的生存法则正在被重写。
浙江宁波，一家装机45兆瓦的非统调热电厂。负责人方平的办公桌上，并排摆着两台显示器——左边实时跳动着电力现货市场的出清价格，右边滚动着全国碳市场的成交行情。"以前只看锅炉压力和供热参数，现在每天早上要先看这两个屏幕。"他苦笑着说，今年1至2月，就因为对现货市场预判失误，没能及时签够中长期合约，跟标杆电价相比，一个月损失了20多万。
这20多万的损失，不过是冰山一角。他算过一笔账：账上沉睡的碳配额资产，按当前市价折算，潜在价值流失高达数千万。而随着碳配额基准线逐年收紧，这笔沉睡资产正在加速"缩水"。
方平的焦虑，正在全国数千家热电企业中蔓延。碳价如何传导到锅炉房?减碳与经营是零和博弈还是共生共荣? 当"双重市场"的浪潮扑面而来，热电人发现，过去的经验正在失效，新的生存法则正在形成。
第一章 市场觉醒：2026年碳价与电价的"双重震荡"
1.1 碳市场：从"履约工具"到"经营变量"
2026年开年，全国碳市场呈现出一系列新特征。
价格方面，根据复旦大学可持续发展研究中心最新发布的数据，2026年2月全国碳排放配额(CEA)的买入价格预期为72.47元/吨，卖出价格预期为83.69元/吨，中间价为78.09元/吨。对比2025年12月的日均收盘价63.27元/吨，短短两个月时间上涨约22.55%。
更值得关注的是市场波动特征。2026年1月，碳价呈现"高位宽幅震荡"态势——月初开盘后快速拉升至78元/吨附近，随后在73元/吨至82元/吨之间反复波动，多次出现单日涨跌幅超过5%的情况。这种剧烈波动，反映出市场参与者对未来预期的巨大分歧。
成交量方面，则呈现典型的"履约期后回落"特征。2026年1月，碳配额日均成交量为62.97万吨，相较2025年12月的205.14万吨减少近70%。这表明，虽然价格中枢上移，但交易动机仍以履约驱动为主，真正的常态化交易尚未形成。
CCER市场同步升温。2026年2月，中国核证自愿减排量(CCER)的买入价格预期为71.80元/吨，卖出价格预期为83.80元/吨，中间价为77.80元/吨。价格指数同比上涨约8%，显示自愿减排市场的价值正在被重新定价。
国际对标：同期欧盟碳市场配额报价为79.5欧元/吨，国内外价差仍存，但差距正在缩小。
天风证券最新研报指出：国内碳市场扩容有望带动碳价长期上涨，加剧火电企业生产成本分化。企业配额盈缺与机组清洁性相关度将进一步提升，未来有偿配额时代的到来将进一步扩大成本差异。
1.2 电力现货市场：负电价从"偶发"到"常态"
如果说碳市场是"慢变量"，那么电力现货市场就是"急变量"。
2026年春节期间的电力市场，给全行业上了一堂生动的"价格课"。
财联社记者调研显示：今年春节期间，山东、河北、河南、黑龙江、广东等多个省份的电力交易平台，接连出现了零电价甚至负电价时段。具体数据如下：
河南：2月15日(腊月二十八)，有13个小时的现货电价为0元/千瓦时
河北冀南电网：2月21日(正月初五)，出现17个小时的零电价
广东：2月18日(正月初二)，出现7小时负电价
黑龙江：2025年12月，曾出现连续13天的零电价
辽宁：2026年1月，出现近300小时的负电价
这一现象看似异常，实则是市场化改革深化的必然结果。多位受访专家指出，核心原因在于"三重叠加"：
第一，供需时空错配。春节期间，全国大部分工业企业停工放假，占用电量约60%的工业负荷大幅腰斩;与此同时，全国多地天气晴好，光伏、风电出力达到高峰。
第二，交易规则调整。去年底以来，多个省份修订了年度电力交易规则，允许报价范围从原来的0-1500元/兆瓦时，扩大至-100到1500元/兆瓦时。这意味着发电企业首次被允许报出负电价。
第三，技术调节不足。火电机组单次启停成本高达数百万元，导致火电企业在负荷低谷时宁愿报低价甚至负电价维持最小出力运行，也不愿停机。
对于热电企业而言，这意味着：在新能源大发、需要机组深蹲的时段，发电不仅没有收入，还可能倒贴钱;而在晚峰需要顶峰的时段，又可能受供热限制无法满发。这种"两头受压"的窘境，正在成为常态。
1.3 "双重市场"的叠加效应：从数学题到生存题
当碳市场的成本约束遇上电力市场的价格波动，叠加效应开始显现。我们不妨算一笔账：
一台30万千瓦的热电联产机组，年碳排放量约150万吨。碳价每上涨10元/吨，直接增加成本1500万元。这笔成本能否传导出去，取决于电力市场的价格形成机制。
而在现货市场负电价时段，每发一度电的边际收益为负;在正电价高峰时段，每发一度电的边际收益可能高达数倍。机组需要在碳成本约束和电价信号之间找到最优解。
天风证券研究认为：随着"十五五"临近，电网投资扩大与储能补偿机制推出将成为应对消纳压力的关键。国家电网已提出"十五五"四万亿元投资计划，较"十四五"时期增长40%;推动跨区跨省输电能力提升超30%。这些基础设施的完善，将为热电企业的调节能力提供更大的发挥空间。
第二章 机制破壁：碳价如何"传导"到锅炉房?
2.1 从"成本"到"价格"的三级传导
碳价要真正影响热电企业的经营决策，必须完成从"成本"到"价格"的传导。这个传导链条包含三个环节：
第一环：配额分配机制。 目前全国碳市场对发电行业采用基准法分配配额。天风证券指出，国内碳市场目前实行按基准值分配配额，企业配额存在盈缺，预计企业生产成本与机组清洁性相关度将进一步提升。展望未来，碳市场有偿配额时代来临，生产成本的差异预计也会扩大。
第二环：电价传导机制。 在计划电价的年代，碳成本无法有效传导。但随着电力市场化改革的深入，情况正在发生变化。河南省宗航数字科技总经理夏喜帅指出，在新的市场环境下，发电侧的收入正转向"电能量收入+容量电费收入+辅助服务收入"的多元结构。这意味着，碳成本可以通过电能量价格部分传导，但容量电费和辅助服务收益则与碳成本脱钩。
第三环：热价联动机制。 对于热电联产企业，供热部分的碳排放如何计入成本?热价能否与碳价联动?这仍是当前机制设计的盲区。有专家呼吁，应建立煤热价格联动机制，并将碳成本纳入联动公式。
2.2 CCER与绿证的"二选一"抉择
2025年8月，生态环境部发布《温室气体自愿减排项目方法学 纯农林生物质并网发电、热电联产》征求意见稿，明确纯农林生物质热电联产项目可申请CCER。但同时设定了"二选一"机制：拟选择参加绿证交易的项目，相应电量不得申请CCER;拟申请CCER的项目，在完成审定登记后，相应绿证将被注销。
这一制度设计，给热电企业出了一道选择题。而2026年最新的绿证价格数据，为这道选择题提供了决策依据。
复旦大学可持续发展研究中心数据显示：2026年2月，2025年生产的集中式项目绿证价格为7.38元/个，分布式项目绿证价格为7.05元/个，生物质发电绿证价格为7.04元/个。对比2026年1月数据，三类绿证价格全面上涨，其中生物质发电绿证涨幅最大，高达53%。
一个30MW的生物质热电联产项目，每年预计可产生约15万吨CCER。按当前CCER中间价77.80元/吨计算，经济价值可达1167万元。如果选择绿证交易，按7.04元/个的价格，对应约4.2万个绿证(按每兆瓦时1个绿证估算)，价值约29.6万元。两者相差悬殊，CCER路径显然更具经济性。
但需要注意的是，绿证交易的可再生能源消纳责任权重考核功能，对于部分省份的企业而言可能具有战略价值。如何抉择，需要结合企业所在省份的政策要求和自身战略定位综合判断。
2.3 容量电价新政：储能迎来"政策红利"
2026年初，国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(114号文)，提出对未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。
这一政策被业内视为储能产业的重大利好。瑞芸科技副总经理宋猛分析，新规明确储能可作为独立主体参与全品种市场交易，其盈利模式从单一的峰谷套利，扩展至容量补偿、辅助服务、能量交易等多元化收益，投资回报周期有望缩短。
对于热电企业而言，这意味着"火储联调"的经济账正在被重算。配置储能系统，不仅可以提升机组的调频性能获取辅助服务收益，还可以通过容量电价获得稳定回报。
宋猛预测，"储能市场未来3-5年必然爆发式增长，特别是电网侧大型储能。"分布式储能与光伏结合的"光储充一体化"将成为主流模式，单独的用户侧储能已逐渐失去生存空间。
第三章 技术突围：最新项目数据拆解
3.1 热电解耦：廊坊热电二期的"行业标杆"
2026年2月2日，国能廊坊热电二期等容量替代项目3号机组通过168小时满负荷试运行，正式转入商业运营。
作为河北省"十四五"能源规划重点项目，这座2×350兆瓦热电联产机组承载着区域能源结构转型与民生保障的双重使命。项目投产后，可满足廊坊主城区约2100万平方米的供热需求，替代主城区15台分散燃煤锅炉，每年可减少煤炭消耗26万吨。
技术指标方面，该机组采用三缸两排汽型式汽轮机，额定工况热耗达到7493.4千焦每千瓦时，在同类型机组中处于先进水平。采用双水内冷发电机组，设备结构简化，机组体积、重量减轻25%，安全可靠性高。
更具借鉴意义的是其供热方案设计：采用"低压缸零出力+高低压旁路联合供热"方案，最大化满足机组采暖季供热需求，热电比提高至1.05，同时提高机组运行调峰性能及灵活性。
从建设周期看，该项目从厂用电带电到锅炉吹管用时36天，从首次并网到168结束用时17天，创造两项行业记录。这一案例表明，新建机组的灵活性设计，可以从源头避免"热电解耦"的改造难题。
3.2 熔盐储能：独山子石化的"零碳蒸汽"试验
如果说廊坊热电是新建机组的标杆，那么新疆独山子石化的熔盐储能项目，则为存量机组的低碳改造提供了新思路。
2026年2月9日，独山子石化公司热电厂光伏熔盐储能示范项目正式启动建设。项目概况如下：
光伏规模：195MWp(直流侧)/150MW(交流侧)集中式光伏电站，含50MVar调相机或光伏波动抑制装置
储能规模：150MW/480MWht熔盐储能产汽系统
机组改造：改造10MW背压式汽轮机(含60MW发电机)
项目建成投用后，每年可消纳绿电替代燃煤提供零碳蒸汽，减排二氧化碳超11万吨。这一项目被定位为独山子石化"燃煤清零"战略的第一步，目标是构建未来"熔盐储能为主、燃气保供为辅"的零碳供热体系。
值得关注的是，该项目是炼化板块率先落地的绿色工程，将为石化行业探索出一条用绿电产出稳定、可集工业蒸汽的新路径。对于热电企业而言，这意味着熔盐储能技术已经走出试验室，进入工业化应用阶段。
3.3 火储联调：麟北发电的"飞轮+锂电"实践
2026年1月，陕投集团麟北发电融合"飞轮+锂电"储能技术的"火储联调"项目正式并网投运。
项目占地约1026平方米，储能系统配置如下：
飞轮储能：4MW/0.4MWh，承担调频的"尖峰角色"
锂电池储能：6MW/6.88MWh，提供持续稳定的能量"兜底功能"
该项目深度融合AI智能算法、电力交易策略、多类型储能协同控制技术，依托数字化管理平台实现全流程智能运营。作为西北电网"飞轮+锂电"混合储能火电联合调频项目，填补了区域技术空白。
从经济角度看，火储联调的价值体现在两个层面：一是提升机组的调频性能，获取更高的辅助服务收益;二是通过智能化交易策略，优化机组的现货市场报价，实现"电价高时多发电、电价低时少发电"。
麟北发电设备部副主任马陆骏总结："飞轮储能以其快速响应优势，扮演调频的‘尖峰角色’;磷酸铁锂电池提供持续稳定的能量‘兜底功能’。两者协同，构建起一套敏捷、可靠的调频体系。"
3.4 移动供热：广州花都的"减污降碳"样本
2026年2月，广州首家"移动供热"项目在花都区正式投入运营。运营方为广州环投花城环保能源有限公司，该项目打破了管道供热的局限，开启了绿色低碳供热新时代。
核心数据：
每年可节约天然气34万立方米
每年减少二氧化碳排放2701.4吨
经济辐射半径可达30公里
单吨用热成本最高可降低20%，综合成本下降约4%
移动供热的创新之处在于"热能存储+灵活运输"的模式。输送环节采用专业储能罐车公路运输，无需大规模铺设管网，彻底避免管道输送的热量损耗，实现"无管损"供热。调度使用环节具备灵活调度、按需配送特性，可根据企业生产需求适时调节供热温度与时间，24小时不间断稳定供能。
从应用场景看，移动供热已在纺织、食品、制药等行业成功应用，成为推动能源结构调整的重要力量。对于热电企业而言，移动供热开辟了一条新的增收渠道——将富余热能变现，同时规避管道投资的沉没成本。
第四章 实战案例：甘肃电投的碳资产管理样本
4.1 从"被动履约"到"主动经营"
2026年1月6日，甘肃电投集团正式完成2024年度碳排放配额的清缴与结转工作。
这家省属发电集团交出了一份亮眼的成绩单：所属4家火电企业重点排放单位碳排放强度较上年下降3.35%，配额盈余情况符合预期，碳资产管理能力显著提升。更关键的是，集团将历年积累的盈余配额成功合规结转，为盘活碳资产和绿色低碳转型赢得了宝贵的战略空间。
甘肃电投碳资产公司与各火电公司紧密协作，采用通用的核算标准，确保了碳排放数据监测、报告与核查(MRV)全过程的精准、透明、可追溯。
4.2 三项实质性举措
回顾过去一年，甘肃电投集团通过三项措施从源头减少了碳排放：
一是节能降碳"回头看"工作。 对存量机组的能耗水平进行全面排查，找出能效提升空间。
二是实施节能技改。 针对排查发现的问题，投入专项资金进行技术改造，提升机组效率。
三是燃料全链条供应链数智化管理系统。 通过数字化手段优化燃料采购、运输、掺烧全流程，降低单位发电量的碳排放强度。
4.3 "十五五"规划前瞻
以此为契机，甘肃电投集团"十五五"规划已将盈余配额纳入中长期碳资产管理战略，重点用于保障主业发展、支持创新减排项目及对冲未来市场风险。
下一步，甘肃电投碳资产公司将进一步提高精细化管理水平，完善碳排放"双控"管理制度，加大低碳技术研发，积极探索碳汇、CCER等多元化的碳中和路径。
甘肃电投的案例表明，碳资产管理不是简单的"买配额、卖配额"，而是需要与生产经营深度融合的系统工程。
第五章 业态创新：从"单一供电供热"到"综合能源服务"
5.1 盈利模式的重构
天娱数科数字能源项目副总经理杨子靖指出："火电之前的盈利模式就是发电量乘以上网电价，现在火电的整体营收变为电能量+容量电费+辅助服务构成，不再是简单的电量乘以电价。"
具体来看，在新的市场环境下，发电侧的收入结构正在发生根本性转变：
电能量收入：参与现货市场和中长期市场，获取电量交易的收益
容量电费收入：满足容量考核要求，获取稳定回报
辅助服务收入：参与调频、调峰、备用等辅助服务市场，获取额外收益
对于新能源企业，收入结构更加多元。存量国补项目可获得国补收益，平价项目可通过绿证交易获得环境价值收益。因此，现货市场的零电能量收入未必导致其整体亏损。
5.2 储能：此轮改革最明确的受益者
所有受访专家一致认为，储能是此轮改革最明确的受益者。
杨子靖分析，新规明确储能可作为独立主体参与全品种市场交易，其盈利模式从单一的峰谷套利，扩展至容量补偿、辅助服务、能量交易等多元化收益，投资回报周期有望缩短。114号文则从并网和调度层面为储能扫清了障碍。
宋猛预测，"储能市场未来3-5年必然爆发式增长，特别是电网侧大型储能。"光伏行业从业者谢经理则认为，"分布式储能与光伏结合的‘光储充一体化’将成为主流模式，单独的用户侧储能已逐渐失去生存空间。"
对于热电企业而言，配置储能系统正在从"可选项"变为"必选项"。无论是提升调频性能获取辅助服务收益，还是通过容量电价获得稳定回报，储能的经济账正在被重算。
5.3 微电网与虚拟电厂的新机遇
夏喜帅认为，如果把电网比喻为高速公路，那么微电网就像在路网中自建了内部循环系统，而虚拟电厂则像整合了沿途服务区、休息站资源的综合服务平台。随着分布式电源激增，主网配网压力加大，"主配微协同"成为新型电力系统的必然方向。
对于热电企业而言，这意味着可以扮演更积极的角色——通过建设微电网实现局部自平衡，通过参与虚拟电厂聚合分散资源，提升系统调节灵活性。
第六章 机制呼唤：打通"热、电、碳"的制度梗阻
6.1 容量电价与热电机组的"获得感"
2024年，煤电容量电价政策正式实施。2026年初，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(114号文)进一步明确了对独立新型储能电站的容量电价政策。
但对于供热机组而言，容量电费的获得感并不强。问题在于考核机制：容量电费的支付与机组可用性挂钩，要求机组在规定时间内具备额定出力能力。但供热机组在供热季受抽汽参数限制，往往无法达到额定出力，导致容量电费被扣减。
有专家建议，应针对供热机组的特点，建立差异化的可用性考核标准。在保障民生的前提下，合理认定供热机组的容量价值。
6.2 跨区跨省输电的突破国家电网已提出"十五五"四万亿元投资计划，较"十四五"时期增长40%;推动跨区跨省输电能力较"十四五"末提升超30%。
这一投资计划，将有效缓解当前的跨省电力互济难题。瑞芸科技副总经理宋猛指出，我国电力市场以省为单位运行，各省之间壁垒明显，无法有效实现跨省电力互济。这正是近期政策强调到2030年建立全国统一电力大市场的原因。
对于热电企业而言，跨区跨省输电能力的提升，意味着调节能力的价值可以在更大范围内实现——当本省新能源大发、电价较低时，可以通过外送通道将调节能力变现。
6.3 绿证价格的积极信号
绿证价格的变化，反映出跨区转移机制正在向好。
天风证券研报指出，绿证价格2025年12月相比2024年12月同比大幅回升，表明跨区转移机制运作良好，过去供给远大于需求的失衡情形正逐步被扭转。
复旦大学可持续发展研究中心数据显示，2026年2月生物质发电绿证价格为7.04元/个，较1月涨幅高达53%。差异化的涨幅使得三类绿证价差明显缩小，分布式项目绿证和生物质发电绿证价格基本持平。
第七章 国际镜鉴：欧盟碳市场的价格传导经验
7.1 欧盟碳市场的运行特征
2026年1月，欧盟碳市场配额报价为79.5欧元/吨。同期，全国碳市场报价79元/吨，基本实现价格接轨。
从成交量看，欧盟碳市场1月日均成交量环比下跌9.25%，英国碳市场1月份日均成交量环比下跌20.66%，韩国碳市场1月份日均成交量环比下跌19.84%。全球碳市场呈现"价涨量缩"的共性特征。
7.2 对中国的启示
欧洲经验对中国热电行业有三点启示：
一是价格信号传导机制。 在德国，热电联产机组的电价与碳价深度绑定。现货市场的出清价格中，包含了碳成本的边际影响。这意味着，当碳价上涨时，电价会相应抬升，碳成本通过电价传导给最终用户。
二是灵活性资源整合。 丹麦的热电联产机组普遍配置储热罐，利用储热实现"热电解耦"。当风电大发、电价较低时，机组减少发电、利用储热供热;当风电不足、电价较高时，机组满发满供。
三是供热价格联动。 德国建立了完善的供热价格联动机制，供热价格根据天然气价格、碳价、劳动力成本等因素定期调整，确保供热企业的合理收益。
第八章 未来图景：热电行业的"新坐标"
8.1 定位之变：从"主力电源"到"调节电源"
河南宗航数字科技总经理夏喜帅指出："(新体系)会倒逼火电去做灵活性改造。火电机组进行设备升级后，比如原来负荷最低可能只能压到30%，改造后可以压到20%甚至15%。在现货价格比较低的时候少发电，在电价高的时候多发电，以此扩大盈利空间。"
这意味着，包括热电联产在内的煤电，其定位正在从"主力电源"转向"调节电源"。发电量不再是唯一的考核指标，调节能力、响应速度、灵活性将成为新的价值坐标。
8.2 能力之变：从"生产型"到"经营型"
在新的市场环境下，热电企业需要培养三种新能力：
一是市场分析能力。 读懂碳价走势、预判电价波动、把握交易时机。
二是技术决策能力。 在热电解耦、熔盐储能、火储联调等技术路线中做出正确选择。
三是资产管理能力。 盘活碳配额、绿证、储能容量等新型资产，实现价值最大化。
8.3 价值之变：从"单一价值"到"多元价值"
在新型电力系统中，热电企业的价值不再局限于发电和供热，而是多元化的：
电量价值：通过发电获得电能量价值
容量价值：通过提供可调用容量获得容量补偿
调节价值：通过参与调频、调峰获得辅助服务收益
环境价值：通过碳减排获得碳资产收益
服务价值：通过供热、供冷、供汽等获得综合能源服务收益
站在2026年2月的时间节点回望，热电行业的"双重突围"之路，走得并不轻松。碳价的每一次跳动，现货市场的每一次波动，都在考验着企业的适应能力和应变智慧。
但挑战的另一面是机遇。当碳价在73-82元/吨区间震荡，当电力现货市场负电价从偶发走向常态，减碳与经营不再是非此即彼的选择题，而是一道可以求解的方程式。从廊坊热电二期的行业标杆，到独山子石化的熔盐储能试验;从甘肃电投的碳资产管理样本，到广州花都的移动供热实践——一个个微观案例正在拼凑出热电行业转型升级的完整图景。
国家电网"十五五"四万亿元投资计划已经公布，跨区跨省输电能力将提升30%以上。储能容量补偿机制适时推出。绿证价格同比大幅回升，跨区转移机制运作良好。基础设施的完善、机制设计的优化、市场信号的清晰，正在为热电企业创造更大的发挥空间。
对于热电企业而言，谁能率先打通"热、电、碳"的任督二脉，谁就能在这场深刻变革中占据先机。碳价的信号正在传导，市场的力量正在释放。当它真正抵达每一间锅炉房、每一个控制室时，热电行业的春天，或许就不远了。
京公网安备 11011502004515号 
