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煤電容量電價政策的出臺，給予了煤電機組一定的容量補償，但對于熱電聯產機組，在供熱的時候，“以熱定電”的運行方式制約了機組調峰能力，影響其容量補償收入和參與市場的收入。為提升機組的靈活性、提高經營效益，一些熱電聯產機組正在考慮通過技術升級改造，實現熱電解耦。

供熱與調峰的矛盾

山東是新能源裝機大省，也是光伏第一大省，對靈活性資源的需求越發強烈。截至2025年5月中旬，山東省新能源和可再生能源裝機1.25億千瓦，占比超過51%。其中光伏裝機8514萬千瓦，居全國首位；風電裝機2669萬千瓦，居全國第五。在新能源快速發展之下，山東出現時段性供大于求，調峰壓力增大。數據顯示，2021年12月至2023年5月10日，山東日前市場累計出現負電價1012.5小時，實時市場累計出現負電價1169.25小時。

2024年9月，北京大學能源研究院和山東省熱電設計院聯合發布《基于靈活調峰和穩定供熱前提下，山東省30萬千瓦級煤電機組優化思路》的報告提到，山東多數30萬千瓦級煤電機組擔任居民供暖供熱任務，某臺30萬千瓦煤電機組在2023年11月機組最高負荷受限3萬千瓦，2023年12月、2024年1月、2024年2月機組最高負荷受限5萬千瓦，2024年3月機組最高負荷受限3萬千瓦，影響電價和容量補償收入數百萬元。

甘肅同樣也是新能源裝機大省。相關數據顯示，甘肅火電機組在供熱季曾出現上調節能力減少107萬千瓦、下調節能力減少104萬千瓦的情況，造成網內調峰能力不足。

不僅在北方地區，南方地區也存在煤機供熱與調峰的矛盾。有電力從業者近期在一場公開會議中提到，南方某地有比較多的煤電機組實施了供熱改造，嚴重影響了其調峰能力。

在“以熱定電”的工況下，熱電機組穩定供熱會影響到其出力上、下限，調峰能力受到限制，損失部分收益。有山東電力從業者介紹，供熱期間，民生供熱必須要確保，部分機組為保證供熱，在電價低時無法降低出力、在電價高時無法增加出力，損失獲得容量電價和電量電價的機會。

而熱電機組參與調峰，又會影響供熱。中國工程院院士江億在2024年5月舉辦的“中國國際暖通高峰論壇——低碳能源未來發展國際會議”上表示，火電的主要功能逐漸從提供基礎負荷轉為調峰運行，熱電聯產機組也要承擔電力調峰功能，其在供熱期間難以全天以固定模式連續運行，容易導致供熱量不穩定。“熱電聯產電廠要考慮如何在為電力調峰的同時保證供熱?！?/p>

熱電解耦投資成本如何回收

為應對新能源大比例接入帶來的挑戰，煤電靈活性的要求在不斷提高。熱電解耦成為解決調峰和供熱矛盾的重要技術手段。2021年10月，國家發展改革委、國家能源局印發《全國煤電機組改造升級實施方案》，要求采暖熱電機組在供熱期運行時要通過熱電解耦力爭實現單日6小時最小發電出力達到40%額定負荷的調峰能力。2025年4月，國家發展改革委、國家能源局印發的《新一代煤電升級專項行動實施方案（2025—2027年）》明確要求，改造升級的現役機組、新建機組、新一代煤電試點示范機組采暖供熱深度調峰最低發電出力要達到40%、6小時。

東北是較早進行熱電解耦的地區，部分電廠深度調峰可到15%以下。

華能丹東電廠位于遼寧省東港市，在2016年11月實現機組深度調峰至30%額定負荷，2020再次經過熱電解耦改造后可深調至15%，公開信息顯示，該廠2016年至2021年累計獲得調峰收益6.08億元。

在電力現貨市場還未啟動運行時，在熱電之間矛盾爆發、風電上網大量受限的背景下，2014年，東北地區以調峰輔助服務為起點，啟動了電力輔助服務市場建設。由于當時補償力度大，東北發電企業參與調峰積極性較高。國家能源局東北監管局的數據顯示，2019年，東北電力輔助服務市場有償調峰輔助服務電量74.33億千瓦時，全網新能源受益電量共計265.42億千瓦時，合計補償費用36.42億元，有償調峰輔助服務實際最高出清價格1.00元/千瓦時，最低出清價格0.10元/千瓦時。有東北能源從業者透露，一些較早進行熱電解耦的電廠，不到半年就回收了改造的投資。

2024年2月7日，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）提出，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。東北電力輔助服務市場的規則經歷了多次修訂和完善。2025年3月，國家能源局東北監管局就《東北電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》公開征求意見，明確各?。▍^）實時深度調峰交易報價上限為當地平價新能源項目的上網電價，其中遼寧報價上限為0.3749元/千瓦時，吉林為0.3731元/千瓦時，黑龍江為0.374元/千瓦時，蒙東為0.3035元/千瓦時。電廠的調峰收益有所下降。

多位受訪者認為，熱電解耦技術相對成熟，電廠進行熱電解耦的積極性取決于經濟性。北京大學能源研究院高級分析師吳迪、山東省熱電設計院總工陳安會等人發表的文章《新形勢下煤電靈活調峰和穩定供熱的挑戰和應對措施》介紹，熱電解耦的改造成本根據技術有所不同，低壓缸切除技術改造投資的費用在200萬—300萬元，旁路蒸汽供熱技術改造投資成本在200萬—3000萬元，電鍋爐配套蓄熱水罐的投資在3億—3.5億元，熔鹽儲能的投資改造成本相對較高。

當前各省新能源全面入市方案陸續落地。前述山東電力從業者認為，市場價差是機組進行熱電解耦的關鍵。新能源全面入市后，價差空間有望擴大，熱電解耦是熱電機組發展的方向。但應注意現貨市場價格波動性加大，市場風險高，如何對沖風險也是熱電機組需要考慮的。