在热电联产机组中，“以热定电”是一项延续数十年的设计原则——供热负荷决定了发电出力，机组必须保持最低发电出力才能保证居民供暖。在计划电量时代，这一模式确保了北方城镇的冬季温暖，被写入工程规范，具有历史合理性。然而，随着电力现货市场全面铺开、新能源装机持续高增，这套“保民生”的设计却逐渐演变为行业发展的“紧箍咒”：供暖季遇上风电大发，热电联产机组无法下调出力，电价频频跌至负值;新能源需要调节空间时，机组却被供热负荷“焊死”在低效运行区间;容量电价考核中，无法提供可靠调节能力的机组面临收入扣减。
困扰行业三十余年的“以热定电”困局，近年终于迎来了系统性解法——熔盐储热、低压缸零出力、新型填充床储热等多条技术路径同步突破，正在从根源上将“供热”与“发电”解绑，彻底重塑热电联产机组的运行逻辑和盈利能力。
一、“以热定电”困局：从合理设计到历史包袱
“以热定电”并非技术缺陷，而是热电联产的先天属性。为了保障居民供暖安全，热电联产机组必须维持最低发电出力，发出的电能实际上是供热的“副产品”。1996年《中华人民共和国电力法》施行、电力体制改革起步之际，“以热定电”作为保障民生的设计被广泛采纳，在集中供热覆盖率快速提升的过程中发挥了重要作用。
但制度环境已发生根本变化：2002年厂网分开，2009年光伏补贴启动，2015年新一轮电改，2021年现货市场试点铺开……“以热定电”从合理设计逐渐演变为历史遗留难题。行业观察指出，在“以热定电”的工况下，热电机组“在电价低时无法降低出力、在电价高时无法增加出力”，既损失容量电价收益，又损失电量电价收益。
山西省沁水县能源局2026年1月发文指出，“传统煤电机组为满足对外供热需求，在低谷时段难以降低发电负荷、在高峰时段也无法满负荷发电，形成了‘以热定电’的困局”。德阳市人民政府2026年4月也发文指出，“传统煤电‘以热定电’的运行模式，导致机组在低负荷工况下供热能力不足，严重制约调峰深度与运行灵活性，成为行业高质量发展的共性难题”。
二、解法一：低压缸零出力——从“发电侧找极限”
低压缸零出力技术在不改动低压缸本体的前提下，通过改造中压排汽调节蝶阀，将原本进入汽轮机低压缸做功的蒸汽引去供热，实现低压缸近零出力运行。该技术直接破解了“以热定电”的核心矛盾：供热需求不再强行绑定低压缸通流，机组调峰下限大幅降低。
华能范坪分公司2026年1月完成1、2号机组低压缸零出力调试，报道题目即为《破解“以热定电”困局丨范坪分公司完成两台机组低压缸零出力调试》。调试结果显示，在相同主蒸汽流量条件下，供热抽汽流量较改造前增加约143t/h(折合供热负荷增加约107MW)，单台机组调峰下限降低约80MW，冷源损失趋近于零。
华能锡林郭勒热电2×660MW机组低压缸零出力改造EPC项目已进入招标阶段，改造后保证双机运行具备低至30%THA调峰运行能力。华能威海电厂5号机组低压缸零出力改造已投运，配套建成具备2000万平方米供热能力的能源转换中心。
该技术路径投资相对较低、改造周期短，近年来已在数十台机组上推广应用，成为最成熟的“热电解耦”手段之一。
三、解法二：熔盐储热——给传统火电装上“热量蓄水池”
熔盐储热技术通过“谷电储热、峰电释热”的运行模式，将新能源出力高峰时的低谷电力转化为热能存储，在用电高峰时释放热量以维持供热，从而将机组的发电负荷从供热约束中解放出来。
国家能源集团安徽公司宿州电厂1000MWh“煤电+熔盐”储能项目于2025年8月正式投产。报道明确指出，“传统煤电机组形成了‘以热定电’的困局”，“熔盐储热技术的引入，相当于为传统热电联产机组外接一个‘储热宝’”。项目投产后，机组调峰深度从50%降至20%，每年可多消纳新能源电量1.28亿千瓦时，在30%额定负荷深度调峰工况下仍可连续供热5小时。
国能廊坊热电厂世界首台套耦合烟气熔盐储热锅炉于2026年5月30日一次点火成功，机组最小稳定发电负荷可降至额定工况的15%。大唐王滩发电公司120MW/480MWh熔盐储热项目已开工建设，投产后深度调峰能力提升120MW，每年可新增新能源消纳约1.44亿千瓦时。山东鲁西发电熔盐储能EPC项目由东方锅炉中标，目标是实现单机负荷深调至0%、双机深调至15%。
熔盐储热不仅解决了“以热定电”的刚性约束，还通过储能系统使机组在现货市场中实现“峰谷套利”，为热电企业开辟了新的盈利渠道。
四、解法三：新型填充床储热——低成本、高效率的补充路径
2025年5月26日，全国首个“20兆瓦时新型填充床储热系统”辅助调峰项目在华电山西朔州热电投运。该项目“打破了传统热电联产机组‘以热定电’模式，将供热和发电‘解绑’”。填充床储热采用固体颗粒或碎石作为储热介质，成本远低于熔盐，且无腐蚀、无高压风险，尤其适合已有电锅炉改造的存量机组。
该技术路线虽然储热密度低于熔盐，但在中低温供热场景下具有显著的经济性优势，为不同规模、不同热负荷特性的热电企业提供了多样化的选择。
五、解法四：系统级新模式——“余热+余电”协同
清华大学建筑学院教授付林在行业大会上系统阐述了“余热+余电”模式，通过配置大规模储热系统，打破“以热定电”刚性约束，引导热电联产从“以热定电”向“热电协同”转型。该模式不仅关注机组侧的热电解耦，更强调热网侧的大规模蓄热能力和跨区域热源互补，将供热系统整体纳入电力市场的优化调度框架。
国家政策层面，《全国煤电机组改造升级实施方案》《新一代煤电升级专项行动实施方案》等文件持续推进热电解耦改造。山东省2026年新能源高水平消纳行动方案明确鼓励煤电机组通过电锅炉、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力。国内已有多个团体标准、《煤电热电联产机组热电解耦优化改造技术规范》编制工作已启动。
六、从“困局”到“新局”：盈利能力与系统价值的双重跃升
“以热定电”困局的破解，不仅是一个技术问题的解决，更是热电联产行业商业模式的根本性重塑。
辅助服务收益直接创收：石嘴山电厂以“峰段抢发电量、谷段抢深调收益”的盈利模式，2024年仅深度调峰就创收3.5亿元，2025年实现6个月深度调峰收益1.65亿元，实现了从亏损到持续盈利的跨越。
容量电价提供保底收入：2026年《关于完善发电侧容量电价机制的通知》将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，一台60万千瓦机组每年可获得不低于9900万元的保底收入。经过热电解耦改造后，机组具备更宽的调峰区间和更高的可靠性，更能满足容量电价考核要求。
电量收益的空间被重新打开：配合储热系统，机组可在电价高峰时段“顶峰发电”、电价低谷时段“储热待发”，实现真正意义上的“热电双自由”。
七、展望：三十余年的困局，正在被系统性解决
从低压缸零出力到熔盐储热，从填充床储热到“余热+余电”协同，困扰热电行业三十余年的“以热定电”困局，正迎来多路径、多层次的系统性破解方案。
2026年以来，国能、华能、华电、大唐等主要发电集团在辽宁、河北、山东、安徽、山西、内蒙古等地密集落地热电解耦改造项目。国家能源局明确2027年前完成存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”，2026—2030年需完成2.5—3亿千瓦改造任务。随着电力现货市场的全面铺开和辅助服务市场的不断完善，“以热定电”将不再是热电企业的“紧箍咒”，而将成为历史名词。
三十余年的困局，终于有人找到了解法——而且不止一个。
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