中国工业报记者 经晓萃
在全球能源转型与气候治理的浪潮中，中国“双碳”目标的提出为热电行业划定了新的历史坐标。
“2025智慧热电与灵活调峰大会”近日在北戴河召开，本次大会以“智融热电・负碳调峰——构建多能协同弹性供热新范式”为主题，27位业内专家聚焦探索“热电灵活转换、多能时空互补”的能源供给新形态。
针对当前热电行业转型的核心挑战，会议主办单位——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在接受记者采访时表示，在“双碳”目标下，热电行业正面临三重攻坚：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。
定位重构：从"压舱石"到"调节器"的战略蜕变
在京能秦皇岛热电有限公司的主控室里，一块实时刷新的负荷曲线屏幕揭示着煤电角色的悄然转变：在额定采暖抽汽量580t/h的情况下，供电负荷调整可以由105MW至258MW，实现热电的灵活解耦，提升机组的调峰能力。“这就是热电解耦技术创造的奇迹。”京能秦皇岛热电有限公司总经理刘青松解释道，“通过低压缸零出力技术，我们实现了采暖季供电负荷降低50MW而供热能力不变，单机调峰能力提升52MW。”
这种转变绝非个案，中国能源研究会副秘书长，中国电力企业联合会首席专家陈宗法在报告中指出，2024年全国煤电装机11.95亿千瓦，尽管装机比重下降到35.5%，却提供了全国55%的发电量和70%的顶峰能力，近80%的调节能力。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非常重要的调节电源，也是现阶段我国⺠⽣采暖和⼯业⽤热最经济可靠的热⼒供应主体。
政策倒逼与市场挤压的双重压力正重塑煤电的生存逻辑。2025年实施的《新一代煤电升级专项行动实施方案》明确要求现役机组最小技术出力达到25%-40%，这一指标让电厂尝到了甜头，通过汽轮机通流改造，使12台机组最小出力降至20%，年调峰收益突破1.8亿元。但硬币的另一面是经营压力，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、副总经理王永亮在分析中披露，从梯级利用综合利用角度看，煤电机组实施热电联产可以显著实现节能降碳减污减排，但因煤价、电价、热价和碳价市场化程度不同，煤电供热企业仍然面临转型挑战和生存压力。
这种尴尬处境迫使煤电从“以电定热”转向“热电解耦”，技术突围与机制创新双轨并行，勾勒出转型的现实路径。
在京能秦皇岛热电，低压缸零出力技术通过7项核心创新，将额定采暖抽汽量提升至580t/h，同时使供电煤耗降低1.65g/kWh。正如中国能源研究会副理事长孙正运所言：“煤电正从单打冠军转型为全能选手，其价值不仅在于发电量，更在于为新能源腾挪空间的战略纵深”。
针对新型电力系统下煤电灵活性、低碳化的定位变化，浙江绿储科技有限公司提出了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。该方案电电效率达70%以上，能助力机组实现“零出力”、高性能调频、快速爬坡及热电解耦等灵活调控需求，相较传统技术显著提升煤电适应新型电力系统的能力。绿储科技总经理章颢缤在接受记者采访时表示，在煤电改造向灵活调峰与低碳化转型的关键阶段，熔盐储能技术可通过高电压熔盐电加热器、高效特高温热泵等核心装置，为行业提供系统化解决方案。在低碳化路径上，采用绿电耦合电致热储热技术，为煤电降低碳排放、加速融入多能互补系统提供了可行路径。
针对煤电灵活性改造需求，绿储科技总经理章颢缤向记者介绍：“熔盐储能技术通过600℃高温工质实现8小时以上长时储热，兼具安全与环保特性，已在多个煤电调峰项目中论证了规模化应用潜力。该技术可显著提升机组热电解耦能力，并为绿电消纳提供低成本路径。”
在政策层面，2024年实施的煤电容量电价机制按清洁转型进度分档补偿（100-165元/千瓦・年）为转型提供了资金支撑。山东郓城电厂采用二次再热技术将机组效率提升至50%时，面临的仍是“上游煤炭价格市场化、下游电价计划化”的体制性矛盾。这种政策与市场的协同不足，正是定位重构中的关键堵点。
系统平衡：多能互补中的“冰与火之歌”
2024年冬季的内蒙古某热电厂，上演了一幕能源转型的典型困境：风电骤降导致电网供电吃紧，而热网负荷却因寒潮持续攀升，机组被迫在“弃风保热”与“弃热保电”间艰难抉择。
这种"冰火两重天"的局面，在新能源渗透率突破30%的省份已成常态。山东曾因风光出力不足导致37个县市供热受限，重庆则在夏季出现空调负荷占比超50%如何让电、热、冷系统互动起来，还有大量工作可做。
跨季节储热技术为能量时空转移提供了物理可能。在济南某示范项目，地下含水层储热系统将夏季富余电能转化为热能存储，冬季再释放用于供热。
据清华大学付林教授团队的研究显示，这种技术可将新能源消纳率提升15%-20%，但需突破“温度不匹配、时间不匹配、空间不匹配”三大瓶颈。京能秦皇岛热电的解决方案是构建“储热+电锅炉+热泵”的智慧供热系统，在2024年12月寒潮期间，该系统日均消纳风电12万千瓦时，供热温度波动控制在±0.5℃以内。这种“风光不足热电补，热力有余风光储”的动态平衡，正是多能互补的理想状态。
电热耦合机制的缺失，使得技术潜力难以转化为经济价值。国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》首次明确“煤电与新能源联营”模式，河南、山东等地已尝试按煤电调峰能力配比新能源指标。
需求侧响应的规模化应用，为系统平衡注入新动能。
重庆构建的省级空调负荷柔性控制系统，通过提升冷水机组出口温度1℃的柔性调节，单次最大压降负荷达25万千瓦，而用户几乎无感。这种“需求侧储能”理念在北方供热系统中同样有效：京能秦皇岛热电的5G智能两票系统，通过移动终端优化工作票流程，每日节约10小时人工，相当于间接减少了10%的辅助用电。
孙正运对此评价表示，当建筑空调、工业负荷与热网系统与电网运行协同互动起来，可为电力系统提供低成本的灵活调节能力。
天津全诚桓金环保科技有限公司总经理张星针对空预器、换热器存在的诸多疑难杂症提出了一系列解决方案，具体包括免拆装绿色高效除垢、空预器漏风漏灰治理、空预器运行中诊断及优化等。同时，其方案还涵盖凝汽器、热网加热器、板换等换热器的免拆装绿色化学清洗，热网系统缓释阻垢剂的应用，以及适用于凝结水、热网循环水等液体介质的永磁除铁滤器等相关产品与技术。
数字赋能：构建负碳调峰的新型能源生态
在某电厂的集控中心，挂轨机器人正沿着锅炉受热面缓缓移动，其搭载的AR测厚系统通过5G网络将数据实时传输至云端。这不是科幻场景，而是智慧电厂现实。过去靠听声辨症，现在靠数据说话，锅炉泄漏率下降60%，检修周期延长20%，而5G+AR智能测厚系统，让防磨防爆管理从经验驱动转向数据驱动。这种转变背后，是热电行业面对“设备磨损加剧、控制复杂度提升”等挑战的必然选择。
站在2025年的时间节点回望，热电行业的三重攻坚已非选择题，而是关乎生存的必答题。
清华大学教授付林在报告中指出，集中供热发展的重点方向是长输热网、降低热网回水温度、大规模储热，他勾勒的不仅是技术路线，更是能源生态的重构蓝图。这场变革的深层逻辑，在于打破电、热、冷的专业壁垒，建立“源网荷储”协同互动的新范式。
孙正运强调，新型能源体系是煤电油气协同的复杂系统工程，终端用能中电、热、冷的协同互动，是成本最低、最安全的电力系统调节能力技术路线之一。
政策创新需先行破除体制性障碍，当前最紧迫的是完善煤电容量电价机制。在热价形成机制上，可借鉴重庆空调负荷管理经验，将供热调节能力纳入电力辅助服务市场交易。
更深层的改革在于能耗双控向碳排放双控的转型，王永亮指出，节能是第一能源，降碳是第一指标，这一转变将重构热电行业的评价体系。
技术突破要聚焦“卡脖子”环节。在储热领域，需突破低品位余热利用的温度、时间、空间三大不匹配难题。据了解，付林团队研发的吸收式换热技术，已实现将排烟温度从140℃降至80℃，供热能力提升15%。
在CCUS领域，国能泰州电厂的50万吨/年项目，通过自研三元复合胺吸收剂，将捕集电耗降至168.1kWh/tCO₂，成本控制在208元/t以下。
在数字化领域，京能秦皇岛热电的AI反违章识别系统，通过视频分析实时监控安全带佩戴、动火规范等操作，将安全隐患识别效率提升3倍。
模式重构将催生新的商业物种。大唐托克托电厂从单纯火电厂转型为“风光火储热”综合能源基地；京能秦皇岛热电通过低压缸零出力技术实现“一厂多能”，热电企业正演变为能源网络的“路由器”。这种转型需要商业模式创新支撑，如天津黑牛城道的地源热泵项目，通过“用户侧付费+碳交易收益”的模式，实现单位建筑面积年电费仅20元。
更前沿的探索是“微能网”概念，孙正运描述的理想场景是：分布式光伏、电动汽车、蓄冷蓄热设备和用能设备通过微能网形成自平衡单元，再以计划用电曲线接入大电网运行，可大幅减少系统调节压力。
在北戴河的会议现场，记者看到一幅动态能源地图正在电子屏幕上演示：清晨6点，一热电厂的储热罐开始释放夜间存储的低价电热能；中午12点，上海世博中心的江水源热泵切换至蓄冷模式；傍晚6点，重庆的空调负荷柔性系统启动降温。这不是虚构的未来，而是正在落地的现实。
从定位重构到系统平衡，从数字赋能到低碳转型，热电行业的突围之路充满挑战，更孕育机遇。当智融热电成为技术内核，当负碳调峰融入系统基因，我国热电行业正在三重攻坚中开辟新局，一个清洁低碳、安全高效的现代能源体系正在神州大地加速成型。
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