2026-2031年中国热电联产行业市场调查分析及投资前景预测报告

第第页中国热电联产行业市场调查分析及投资前景预测报告（2026—2031年）研究范围：全国热电联产行业全景分析覆盖领域：燃煤、燃气、生物质、垃圾焚烧热电联产分析维度：政策、技术、市场、竞争、投资、风险数据截至：2026年7月报告字数：约25000字数据图表：46张

目录执行摘要第一章热电联产行业概述1.1热电联产基本概念与定义1.2热电联产技术分类1.3热电联产核心技术经济优势1.4行业发展历程回顾第二章行业发展环境分析2.1宏观经济环境2.2政策法规环境2.3能源结构转型环境2.4社会需求环境第三章全球热电联产行业发展经验借鉴3.1全球热电联产市场总体格局3.2典型国家发展模式分析3.3国际经验对中国的启示第四章中国热电联产行业发展现状分析4.1行业发展总体规模4.2热电联产产业链分析4.3下游应用市场分析4.4成本结构与盈利模式分析第五章细分市场深度分析5.1燃煤热电联产5.2燃气热电联产5.3生物质热电联产5.4垃圾焚烧热电联产5.5供热管网与智慧热网第六章区域市场格局分析6.1区域分布总体特征6.2北方供暖核心区6.3华东工业园区集中区6.4南方新兴供暖市场第七章行业竞争格局与重点企业分析7.1市场竞争格局总览7.2五大发电集团热电业务7.3重点上市公司分析7.4行业竞争趋势研判第八章技术发展趋势与创新方向8.1大容量高参数发电技术8.2热电解耦与灵活性改造技术8.3储能耦合技术（熔盐储热等）8.4智慧供热与数字化技术8.5多能互补与综合能源系统第九章行业发展面临的挑战与风险9.1政策与监管风险9.2市场竞争风险9.3技术与运营风险9.4环保与碳约束风险第十章2026-2031年行业发展前景预测10.1市场规模预测10.2结构演进预测10.3重点投资领域预测10.4情景分析第十一章投资机会与战略建议11.1行业投资价值评估11.2重点投资机会识别11.3不同主体投资策略建议11.4投资风险提示参考文献与数据来源

执行摘要热电联产（CombinedHeatandPower，CHP）是能源梯级利用效率最高的形式之一，通过在同一动力装置中同时生产电能和热能，实现能量的梯级利用，综合能源利用效率可达70%至90%，远超传统纯凝火电约38%的平均水平。作为我国能源基础设施的重要组成部分，热电联产在保障北方居民冬季供暖、支撑工业园区热力供应、推动节能减排方面发挥着不可替代的核心作用。在「双碳」目标深入推进和能源结构加速转型的背景下，热电联产行业正从「规模扩张」向「质量提升」关键跨越。截至2025年底，中国热电联产装机容量约4.35亿千瓦，占全国火电总装机容量的30.0%左右，占全国发电总装机容量的约17%。2025年行业市场规模约为8250亿元，近五年（2021-2025年）复合增长率约为7.4%。全国城市集中供热面积已突破186亿平方米，其中热电联产供热占比约46%，仍是集中供热领域最大的热源形式。[1]本报告通过系统分析全球及中国热电联产行业发展现状、政策环境、技术趋势、竞争格局、区域市场等多维度信息，对2026-2031年行业发展前景作出全面预判。核心结论如下：市场规模稳健增长：预计到2031年中国热电联产行业市场规模将达13450亿元（基准情景），2026-2031年复合年均增长率（CAGR）约为7.2%，行业进入存量优化与增量高质量发展并重阶段。乐观情景下市场规模有望达到15100亿元。燃料结构加速绿色转型：燃煤热电联产装机占比将从2025年的60.2%下降至2031年的约51%，燃气、生物质、垃圾焚烧热电联产比例显著提升，多元化燃料格局逐步形成。灵活性改造成为行业主线：预计「十五五」期间热电联产热电解耦与灵活性改造累计市场规模超1800亿元，熔盐储热、低压缸零出力、储热罐配置等技术路线百花齐放。政策机制日趋完善：煤电容量电价机制于2024年全面落地并于2025-2026年持续完善，热价市场化改革持续推进，全国碳市场扩容和CCER重启为行业带来新增收益渠道。智慧化转型全面推进：智慧供热投资规模快速增长，预计2030年达到650亿元/年，热力站无人值守率提升至98%，AI算法、数字孪生、物联网技术深度融入热网运营。投资聚焦三大方向：存量机组节能降碳改造（含灵活性改造）、智慧热网与管网更新、多能互补综合能源系统将成为未来五至六年资本重点布局领域。投资建议方面，本报告建议重点关注四类投资标的：一是具备区域自然垄断优势、长协煤覆盖率高、受益于容量电价机制的大型区域热电企业；二是掌握核心热电解耦、储能耦合技术，能为存量改造提供解决方案的能源装备供应商；三是在燃气分布式热电、生物质热电联产等绿色细分赛道具有技术和资源优势的专业化运营商；四是智慧供热数字化平台及热网改造工程服务商。[2]

第一章热电联产行业概述1.1热电联产基本概念与定义热电联产（CHP，CombinedHeatandPower），又称热电并供，是指在同一动力装置中同时生产电能和有用热能的能源生产方式。与传统火力发电的本质区别在于对低品位余热的回收利用——传统纯凝式火电厂中，约60%以上的燃料能量以废热形式通过冷却塔或烟囱排放到大气中，能源利用效率仅为38%至42%；而热电联产通过对汽轮机抽汽或排汽中汽化潜热的有效回收，将发电做功后的低品位蒸汽用于区域供暖或工业供汽，实现了能量的梯级利用。根据国家发展和改革委员会、国家能源局2024年修订发布的《热电联产管理办法》，热电联产机组是指具有对外供热能力、以热电联产方式运行的发电机组，包括背压式汽轮发电机组、抽汽凝汽式汽轮发电机组、燃气-蒸汽联合循环热电联产机组以及其他形式的热电联产机组（如生物质热电、地热热电、燃料电池热电等）。新建燃煤热电项目必须满足综合热效率≥72%、热电比≥0.65（抽凝机组）的硬性准入门槛，新建燃气-蒸汽联合循环热电项目热电比应≥0.8。[3]热电联产遵循「以热定电」的核心运行原则：即机组发电出力按照热负荷需求确定，优先满足供热需求，在保障供热的前提下最大化发电效益。这一原则使热电联产机组区别于常规火电机组，具有天然的热电耦合特性——在供暖期，机组必须保证足够的抽汽量以满足热负荷，导致电出力调节范围受限；在非供暖期，热负荷大幅下降甚至为零，机组转为纯凝方式运行。这种季节性差异带来的热电矛盾，是当前新能源大规模接入背景下行业需要重点解决的系统性难题。1.2热电联产技术分类1.2.1按燃料类型分类从燃料来源划分，当前中国热电联产装机主要包括以下几类：燃煤热电联产：当前我国热电联产装机的主体，约占总装机的60.2%。主要采用300MW、350MW、600MW、660MW等级抽汽凝汽式机组和背压式机组，以烟煤、褐煤等为主要燃料。近年新建机组普遍采用超超临界技术，供电煤耗可降至265gce/kWh以下，达到国际先进水平。[4]燃气热电联产：约占总装机的22.5%，主要集中在京津冀、长三角、珠三角等天然气供应相对充足且环保要求严格的地区。采用燃气-蒸汽联合循环（CCGT）技术，发电效率可达55%至60%，综合效率超过80%，污染物排放仅为燃煤机组的1/10至1/5。生物质热电联产：约占总装机的9.8%，包括农林生物质直接燃烧发电（如秸秆、木屑）、生物质气化耦合发电、沼气发电等，是可再生能源供热的重要形式，享受国家上网电价补贴和CCER碳减排额外收益。垃圾焚烧热电联产：约占总装机的5.2%，在城市生活垃圾处理领域快速增长。垃圾焚烧发电既实现垃圾减量化（减量约80%）、无害化处理，又回收热能发电供热，兼具环保和能源双重效益。2025年全国垃圾焚烧发电装机达2737万千瓦。其他清洁能源热电：包括核能供热（核电机组抽汽供热）、地热热电联产、太阳能光热热电、氢燃料电池热电联产等新兴技术方向，合计约占总装机的2.3%。其中核能供热在山东海阳、浙江秦山等地已实现商业运行，单堆供暖面积可达数百万平方米。[5]图1-12025年热电联产装机燃料结构与2026年集中供热热源结构1.2.2按机组热力特性分类按照热力循环特性划分，热电联产机组主要可分为以下几类：背压式机组（B型）：排汽压力高于大气压，全部排汽用于供热，无冷源损失，热经济性最好，热电比高（4至5倍以上），综合热效率可达85%以上。但发电出力完全受供热负荷制约，不能独立调节，适合全年稳定的工业热负荷场景。抽汽凝汽式机组（C型）：从中压缸或低压缸抽出部分可调节参数的蒸汽供热，其余蒸汽继续在低压缸做功发电后冷凝。可在一定范围内灵活调节热电比例，是当前最主流的技术路线，尤其适合北方采暖地区（冬夏热负荷差异大）。抽汽背压式机组（CB型）：同时具备抽汽供热和背压排汽供热功能，可同时提供不同参数等级的供热蒸汽，热效率高，但灵活性相对受限，适合有多种热负荷需求的大型工业园区。燃气-蒸汽联合循环机组（CCGT/CHP）：以燃气轮机发电为前置循环（布雷顿循环），排出的高温烟气进入余热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机（朗肯循环），可在汽轮机侧抽汽供热。启停速度快、效率高、排放低、耗水少，是燃气热电联产的主力技术。[6]图1-2不同类型热电联产机组热电比及2026年新准入门槛1.3热电联产核心技术经济优势相比热电分产（即分别建设纯凝火电厂发电和独立锅炉房供热），热电联产具有以下四大核心优势：第一，能源利用效率显著提升。传统纯凝火电机组的能源利用效率约为38%至42%，超超临界纯凝机组可达45%至48%。而热电联产机组通过余热回收利用，综合能源利用效率普遍可达70%至80%，背压式机组甚至可达85%以上，先进燃气-蒸汽联合循环热电联产可达80%至90%。采用超超临界参数的大容量热电联产机组，供电煤耗可低至265gce/kWh以下，供热煤耗仅约190kgce/GJ，较热电分产节煤约30%至40%，节能效果显著。图1-3不同发电/供热技术综合能源利用效率对比第二，环境效益突出。热电联产通过大容量高效机组集中替代分散小锅炉，配套完善的脱硫、脱硝、除尘装置，可大幅减少燃煤烟尘、SO2、NOx等大气污染物排放。据测算，热电联产集中供热相比分散燃煤锅炉供热，每万平方米供热面积每年可减少CO2排放约200吨、SO2约1.5吨、NOx约1.2吨、烟尘约1.0吨。2025年，全国热电联产集中供热相比分散供热年减排CO2约3.71亿吨，替代散烧标煤约1.42亿吨，为改善北方地区冬季空气质量作出了重要贡献。[7]图1-4热电联产集中供热年减排贡献（替代分散燃煤锅炉）第三，能源供应安全性与经济性强。热电联产系统通常承担区域基础供热任务，热力管网布局固定且投资巨大（单公里管网投资可达数百万元），一旦建成不易更改，客户粘性极强，具有天然的区域自然垄断属性。供热收入稳定可预期，与发电业务形成互补，企业整体收入和现金流相对稳定。同时，大容量高效机组设计寿命通常为30年以上，资产价值可持续数十年，是典型的长期基础设施投资。第四，城市基础设施价值显著。集中供热是现代城市重要的基础设施。热电联产集中供热可有效改善城市面貌，消除分散小烟囱，减少煤炭公路运输和灰渣二次污染，同时显著提高供热质量（供热稳定性、室内温度均匀性、24小时连续供热能力等均显著优于分散小锅炉），提升居民生活品质，具有显著的社会效益。从国际对比来看，丹麦、芬兰等北欧国家热电联产占发电量比重已达45%至62%，是全球CHP渗透率最高的国家；荷兰、俄罗斯、德国也在30%左右。中国当前热电联产发电量占比约18.5%，虽然远高于美国（19.4%）、日本（15%）、印度（11%），但与欧洲先进国家相比仍存在较大差距，未来渗透率提升空间广阔。[8]图1-5全球主要国家热电联产发电量占总发电量比重对比1.4中国热电联产行业发展历程回顾中国热电联产行业发展已走过七十余年历程，大致可分为五个阶段：1.4.1起步阶段（20世纪50年代-70年代）新中国成立后，配合156项重点工程建设，我国开始建设第一批热电厂，以满足工业生产用蒸汽为主要目标。这一时期建设的代表性项目包括吉林热电厂、北京热电厂、哈尔滨热电厂等。但由于工业热负荷预测偏差较大，且缺乏统一的城市规划支撑，部分热电厂投产后热负荷长期达不到设计值，经济效益未能充分发挥。1.4.2恢复发展阶段（20世纪80年代-90年代）改革开放后，国家在能源政策上提出「节约与开发并重，近期把节约放在优先地位」的方针，积极鼓励热电联产集中供热。1989年原国家计委印发《关于鼓励发展小型热电联产的若干规定》，明确支持企业建设自备热电厂和公用热电厂。这一时期城市集中供暖需求开始快速增长，北京、沈阳、哈尔滨、长春等北方大城市相继建设了一批区域热电厂。1.4.3规范发展阶段（2000年-2010年）2000年原国家计委、经贸委、建设部、环保总局联合印发《关于发展热电联产的规定》（急计基础[2000]1268号），首次系统明确了热电联产的定义、技术指标和管理要求。2006年后，随着城市和工业园区经济快速发展，热力需求持续增加，热电联产进入快速发展通道。至2010年，全国热电联产装机突破1.5亿千瓦。1.4.4规模化扩张阶段（2011年-2020年）「十二五」「十三五」期间，受大气污染防治行动计划（「大气十条」）推动，各地大力推进「煤改气」「煤改电」和集中供热替代散煤，热电联产作为清洁取暖的重要形式获得大规模发展。2016年《热电联产管理办法》修订版发布，对项目审批、机组选型、运行管理提出明确要求。至2020年底，全国热电联产装机达3.95亿千瓦，集中供热面积超过100亿平方米。1.4.5高质量发展阶段（2021年至今）进入「双碳」目标新阶段，热电联产行业进入从规模扩张向质量提升转型的关键期。容量电价机制落地、节能降碳改造攻坚、热电解耦灵活性改造、智慧热网建设、多能互补综合能源系统发展成为行业主旋律。截至2025年底，热电联产装机达4.35亿千瓦。展望未来，随着「十五五」规划实施，热电联产行业将朝着高效化、清洁化、灵活化、智能化方向持续演进。

第二章中国热电联产行业发展环境分析2.1宏观经济环境2025年，中国国内生产总值达到140.6万亿元，同比增长5.0%，经济运行总体平稳，高质量发展扎实推进，新型工业化、城镇化持续深化。全国能源消费总量约58.2亿吨标准煤，同比增长3.3%，其中煤炭消费占比降至53.5%，天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费占比提升至28.2%，能源结构持续优化。在「双碳」目标引领下，煤炭作为主体能源的地位在短期内难以根本改变，但清洁高效利用成为必然要求，这为热电联产的升级发展提供了现实基础和政策空间。[9]城镇化进程持续推进。2025年末全国城镇化率达到67.2%，城镇常住人口增至约9.5亿人，较2020年增加约5400万人。城镇化率提升直接带动城市集中供热需求增长，特别是北方城镇新增建筑均纳入集中供热管网覆盖范围。同时，随着居民生活水平提高，南方部分冬季湿冷地区（长江流域，包括上海、南京、杭州、武汉、长沙、重庆、成都等城市）的冬季供暖需求逐步释放，部分高端住宅、商业综合体、医院、学校开始采用分布式燃气热电联产、热泵+燃气调峰等方式供暖，形成了热电联产行业新的增量市场。工业园区作为工业集聚的主要载体，是工业热电联产最重要的市场基础。截至2025年底，全国已建成各类国家级经济技术开发区230个、国家级高新技术产业开发区178个，省级开发区超过2500个，各类工业园区工业产值占全国工业总产值的比重超过60%。工业园区的集中供热（供汽）模式——即通过大容量高效热电联产机组替代分散的工业小锅炉——已成为园区标配，在化工、造纸、印染、食品、医药、纺织等用热密集型行业需求旺盛。固定资产投资方面，2025年全国固定资产投资（不含农户）同比增长4.2%，其中电力、热力生产和供应业投资同比增长16.8%，显著高于整体投资增速，反映出能源基础设施建设持续高强度投入。热电厂发电工程投资约1387亿元，同比增长13.7%，连续五年保持两位数增长。同时，2026年长期特别国债安排1600亿元用于地下管网更新改造（较2025年增加250亿元），其中供热管网改造是重点支持方向之一。图2-1中国热电厂发电行业投资规模变化（2019-2026年）2.2政策法规环境2.2.1行业管理政策体系日趋完善热电联产行业受到国家能源局、国家发改委、住房和城乡建设部、生态环境部等多部门的协同监管，经过多年发展，已形成较为完善的政策法规体系，涵盖项目准入、规划建设、运行调度、价格机制、环保排放、改造升级等全生命周期管理。近年来具有重要影响的核心政策文件包括：《热电联产管理办法（2024修订版）》：大幅提高新建热电项目准入门槛，明确燃煤热电项目综合热效率不低于72%、抽凝机组热电比不低于0.65；鼓励现有机组实施节能降碳改造，对达到能效标杆水平的项目给予优先调度、优先发电、电价补贴等支持；原则上禁止新建30万千瓦以下的燃煤抽凝热电项目，大中城市建成区原则上不再新建燃煤自备电厂。《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》：明确煤电升级三大方向——能效升级、灵活性升级、智能化升级，提出示范机组最小技术出力达20%Pe（额定容量）、50%Pe以上负荷变化速率达4%Pe/min、供电煤耗降至260gce/kWh以下等引领性指标，推动煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源转型。热电联产机组作为煤电的重要组成部分，是升级改造的重点对象。[10]《煤电容量电价机制》：2024年1月1日起正式实施，将煤电（含热电联产）收入分为容量电价和电量电价两部分，容量电价用于覆盖机组固定成本，保障机组合理收益；电量电价通过市场化方式形成，体现电能量价值。2025-2026年容量电价标准持续提高，辽宁、吉林、甘肃、云南等省达到330-370元/kW·年，天津、四川为231元/kW·年，河北、山东、北京等多数省份执行165元/kW·年基准水平。容量电价机制为热电企业提供了稳定的固定收入来源，显著改善了行业盈利预期。[11]《空气质量持续改善行动计划》（国发[2023]24号）：明确提出充分发挥30万千瓦及以上热电联产电厂供热能力，推动其供热半径30公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电机组（含自备电厂）关停整合，持续推进清洁取暖。《「十五五」现代能源体系规划》（2026年发布）：明确提出推进煤炭清洁高效利用，有序推进热电机组热电解耦改造，建设智慧热网和高效供热系统，有序发展分布式燃气热电联产，推动热电联产与新能源、储能、热泵、数据中心余热等深度耦合，构建多能互补的综合能源供应体系。《推动热泵行业高质量发展行动方案》：提出在北方清洁取暖、长江流域供暖、工业供热等领域推广高效热泵技术。需要特别指出的是，热泵并非热电联产的简单替代，而应与热电联产形成互补——在低温回水场景下利用热泵进一步降低热网回水温度、提高热电联产供热能力；在非供暖季为工业用户提供低温热水，实现多种热源协同。图2-22026年各省煤电（含热电）容量电价标准对比2.2.2节能降碳政策力度持续加大「双碳」目标下，国家对热电联产行业的节能降碳要求不断收紧。2026年6月，国家发改委、国家能源局联合印发《煤电节能降碳改造攻坚方案（2026-2028年）》，明确提出三年累计推动约1.5亿千瓦煤电机组（含热电）实施节能降碳改造，到2028年底实现三大核心目标：一是能效标杆水平以上煤电产能比例提升15个百分点；二是能效基准水平以下产能基本清零；三是累计节约标准煤约1亿吨，减排CO2约2亿吨。中央财政按改造总投资的20%给予财政补贴，地方政府按10%-15%给予配套支持。图2-32026-2028年煤电（含热电）节能降碳改造攻坚目标从审批端看，热电联产新项目审批门槛持续提高，审批通过率从2020年的92%下降至2026年上半年的68%，能效指标（综合热效率≥72%）、环保指标（超低排放）、民生保障指标（供暖民生覆盖）成为审批核心考量因素。[12]图2-4热电联产新项目审批通过率变化趋势（%）2.2.3碳交易市场扩容为行业带来新收益2025年1月，全国碳排放权交易市场正式扩容至钢铁、水泥、电解铝等高排放行业，年覆盖CO2排放量超过60亿吨，成为全球最大的碳市场。热电联产企业（包括公用热电厂和企业自备电厂）已全部纳入碳市场管控范围，每年获得的免费碳排放配额逐步收紧，倒逼企业实施节能改造。CCER（国家核证自愿减排量）市场于2024年初重启后，农林生物质热电联产、垃圾焚烧热电联产等可再生能源供热项目成为核心受益领域之一。据中碳登统计，截至2026年第一季度，已有47个纯农林生物质热电联产项目完成CCER项目备案，32个项目完成首次减排量签发，单项目年均碳减排量约1.86万吨CO2e，按78元/吨碳价测算，单项目年均碳收益约145万元，显著改善了生物质热电项目的盈利水平。图2-5纯农林生物质热电联产CCER项目收益统计（截至2026Q1）2.3能源结构转型环境截至2025年底，全国全口径发电装机容量达到32.5亿千瓦，同比增长11.6%。其中，非化石能源发电装机容量达到18.0亿千瓦，占比55.4%，同比提升3.2个百分点；新能源发电（风电+太阳能发电）装机容量约14.5亿千瓦，首次追平火电装机（14.5亿千瓦），标志着中国电力系统正式进入新能源与火电并列、新能源逐步主导的新阶段。[13]图2-6中国新能源与火电装机容量对比变化（亿千瓦）在这一历史性变革背景下，传统煤电（含热电联产）的功能定位正发生深刻转变：从过去的电量型主体电源，转向电力安全保障的基础支撑型和系统调节性电源。具体到热电联产机组，其在新型电力系统中承担着三重关键角色：基础保障性电源：在冬季供暖期，热电联产机组必须连续运行以保障居民供暖和工业供汽，不能因新能源大发而停机，承担着民生能源保障的兜底职责，具有不可替代的系统价值。系统调节性资源：通过热电解耦改造（如配置储热罐、电锅炉、低压缸零出力改造等），热电联产机组可在供暖期实现一定范围的出力调节，为新能源消纳提供调峰空间；在非供暖期，部分经过改造的抽凝机组可实现40%以下深度调峰。多能耦合枢纽节点：热电厂可作为综合能源系统的核心，整合分布式光伏、分散式风电、大型储能（熔盐储热、电化学储能）、工业余热、热泵、电制热等多种能源形式，通过源网荷储一体化调控提升系统整体效率，实现热电冷气水多联供。然而，新能源装机快速增长也给热电联产带来了发电空间被压缩的现实挑战。2025年全国火电设备平均利用小时数约4580小时，较2019年下降约280小时；其中热电联产机组全年平均利用小时约4280小时，非供暖期部分省份热电联产机组利用小时数已不足3000小时。「热电矛盾」——供热机组在供暖期因「以热定电」约束导致调峰能力不足，在非供暖期又面临新能源挤压发电量——成为当前行业需要系统性破解的核心难题。2.4社会需求环境清洁取暖是重大民生工程。2025年是《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》后续期，中央财政已累计支持三批共63个清洁取暖试点城市，完成清洁取暖改造面积超过150亿平方米。北方地区清洁取暖率从2017年的42%提升至2025年的83%，其中热电联产集中供暖是清洁取暖的最主要方式之一。[14]图2-7北方地区清洁供热率提升趋势南方供暖市场方兴未艾。长江流域冬季平均气温虽然高于北方，但湿度大、体感湿冷，居民冬季采暖需求日益旺盛。据行业调研，上海、南京、杭州、武汉、合肥、长沙、贵阳等省会城市，冬季有采暖需求的家庭比例已超过70%，但集中供暖覆盖率不足5%，市场空间巨大。南方供暖市场的需求特点是供暖期短（通常2-3个月）、热负荷密度低、对供冷/供暖双功能需求高，更适合采用分布式燃气热电联产、空气源热泵+燃气调峰、地热能等多种形式灵活组合，为分布式热电联产提供了新增长点。工业蒸汽需求保持稳定增长。化工、造纸、纺织印染、食品加工、医药制造、酿酒等工业行业需要大量工艺蒸汽和热水，工业园区热电联产集中供汽替代分散小锅炉的趋势持续推进。2025年全国工业供汽量约17.3亿吉焦，其中热电联产集中供汽占比约42%，仍有较大提升空间。

第三章全球热电联产行业发展经验借鉴3.1全球热电联产市场总体格局根据国际能源署（IEA）数据，截至2025年底，全球热电联产装机容量约10.8亿千瓦，占全球发电总装机容量的约19%；CHP发电量约占全球总发电量的18.7%。从区域分布看，欧洲是全球热电联产发展最为成熟、渗透率最高的地区，丹麦、芬兰、荷兰等国CHP发电占比超过40%；北美（美国、加拿大）以天然气分布式热电联产和工业自备热电为主；俄罗斯继承了苏联时期集中供热体系，大型燃煤/燃气热电联产规模庞大；亚洲是CHP装机增长最快的地区，中国、日本、韩国均在积极推进热电联产发展。[15]从燃料结构看，全球热电联产燃料呈现多元化特征：天然气是全球CHP最主要燃料，占比约47%；煤炭占比约27%（主要集中在中国、俄罗斯、东欧等煤炭资源丰富国家）；生物质及可再生能源占比约13%，且在欧洲快速增长；余热余压、油类等占比约13%。全球燃气热电联产系统市场规模从2020年的178亿美元增长至2025年的250亿美元，预计2032年将达393亿美元，2025-2032年CAGR约6.7%。图3-1全球及中国燃气热电联产系统市场规模预测（2020-2032年）3.2典型国家发展模式分析3.2.1丹麦模式：政策强驱动+高比例可再生能源耦合丹麦是全球热电联产渗透率最高的国家——CHP发电量占全国总发电量的61.6%，区域供热覆盖约65%的家庭，而热电联产提供了区域供热中约80%的热量。丹麦热电联产成功的核心经验包括：法律强制要求：1979年颁布《供热法案》，明确区域供热优先于分散供热，新建建筑必须接入区域供热网或采用其他高效供热方式；1990年代起对燃煤锅炉房征收高额碳税和能源税，倒逼其改造为热电联产。税收激励：对热电联产生产的电力和热力给予税收减免，对纯发热和纯发电征收较高能源税，形成有利于CHP的价格信号。可再生能源耦合：丹麦CHP已从早期以燃煤为主，逐步过渡到以天然气、生物质、沼气、垃圾焚烧、风电耦合为主，生物质和垃圾焚烧CHP已占CHP总装机的50%以上。储热调节：大型热电厂普遍配置大型水蓄热罐（单罐容积数万立方米），解耦热电生产时序，实现风电富余时电制热存入储热罐、风电不足时储热罐放热保障供热，从而大幅提升风电消纳。3.2.2德国模式：市场化交易+分布式能源德国CHP发电量占比约28%，其特点是：《热电联产法》（KWKG）提供补贴支持：对新建CHP项目给予每千瓦时2-6欧分的固定补贴，补贴期限10-30年，具体按装机容量和燃料类型差异化设计。高度市场化：CHP发电可直接参与电力批发市场，自发自用余电上网；小型分布式CHP（如住宅微型CHP）享有优先上网权和固定上网电价。未来规划：德国联邦经济与能源部（BMWi）目标到2030年CHP发电量占比提升至35%以上，并逐步将燃气CHP改造为绿氢CHP或生物质CHP，实现CHP系统深度脱碳。3.2.3芬兰模式：高效生物质热电+第四代区域供热芬兰CHP发电占比约45%，其成功经验突出表现在燃料结构转型方面——CHP燃料中生物质占比已超过70%，是全球生物质CHP比例最高的国家。芬兰积极推进「第四代区域供热技术」（4GDH），其核心特征是：低供热温度（供水55℃/回水25℃）、多热源整合（生物质CHP+垃圾焚烧CHP+工业余热+大型热泵+太阳能热+储热）、智能调控管网。芬兰赫尔辛基、埃斯波等城市的区域供热系统被视为全球低碳CHP-DH系统的标杆。3.2.4美国模式：天然气分布式+工业CHP为主美国CHP发电占比约19.4%，装机结构与中国差异较大：天然气CHP占比高达76%，煤炭CHP占比仅约8%，生物质和其他占比约16%。美国CHP装机以分布式为主，平均装机规模较小，大量项目分布在大学、医院、工业园区、数据中心等用户侧，实现冷热电三联供（CCHP）。联邦政府通过投资税收抵免（ITC）、加速折旧等政策支持CHP发展，部分州政府提供额外补贴。3.3国际经验对中国的启示综合国际先进经验，对中国热电联产行业发展有以下几点重要启示：第一，立法保障和价格机制是CHP发展的关键驱动力。丹麦、德国均通过专门立法明确CHP的优先地位，并以税收优惠、固定电价、补贴等经济手段形成长效激励。中国在《热电联产管理办法》基础上，可考虑研究制定《热电联产法》或《集中供热法》，提升法律位阶。第二，储热装置是解决热电矛盾的成熟技术路线。北欧国家在CHP电厂配置大型水蓄热罐已有30余年历史，技术成熟、经济性好。中国「三北」地区热电联产改造应将储热罐作为标配配置之一，大力推广。第三，生物质CHP是未来重要发展方向。芬兰、丹麦的生物质CHP占比已达50%以上，中国农林生物质资源丰富（年可收集量约9亿吨标准煤），发展生物质CHP潜力巨大，应通过政策引导和补贴机制加快发展。第四，低温供热和多能互补是技术升级方向。第四代低温区域供热技术可大幅降低管网热损失，并为低品位热源（工业余热、大型热泵、数据中心余热）接入创造条件，是未来城市集中供热的发展方向。第五，分布式CHP是南方供暖市场的适宜形式。美国、德国的经验表明，在热负荷密度较低、供暖期较短的地区，分布式小型燃气CHP（冷热电三联供）比大型集中供热管网更具经济性，适合中国长江流域等南方新兴供暖市场。

第四章中国热电联产行业发展现状分析4.1行业发展总体规模4.1.1装机容量截至2025年底，中国热电联产装机容量约4.35亿千瓦，同比增长2.4%；2015-2025年十年间，热电联产装机从2.94亿千瓦增长至4.35亿千瓦，累计增长48%，年均复合增长率约4.0%。其中，2021-2022年因部分区域暂停新建煤电项目审批，装机增速一度放缓至1.8%，2023年后随着新项目核准重启和大容量高效热电项目集中投产，增速有所回升。预计到2031年，全国热电联产装机容量将达到5.55亿千瓦，2026-2031年年均复合增长率约4.2%。[16]图4-1中国热电联产装机容量变化趋势及预测（2015-2031年）热电联产在火电装机中的比重持续提升。2015年热电联产占火电装机比重约29.7%，到2025年已提升至30.0%左右。考虑到未来新建常规纯凝煤电项目将持续收紧（仅围绕支撑性、调节性电源适度布局），而热电联产因民生供热刚性需求仍将保持一定增量，预计到2031年热电联产占火电装机比重将进一步提升至约41%。图4-2热电联产装机占火电总装机比重变化4.1.2发电量与供热量2025年，全国热电联产机组发电量约1.81万亿千瓦时，占全国发电量的约16%，占火电发电量的约26%；近十年热电联产发电量年均增长约3.0%，略高于火电整体增速。在非供暖期，热电联产机组发电量主要受新能源挤压和调峰深度影响；在供暖期，受「以热定电」约束，热电联产机组发电量相对刚性。[17]图4-3中国热电厂发电量变化趋势（2017-2026年）供热量方面，2025年全国热电联产年供热量约42.7亿吉焦，同比增长5.4%；其中居民采暖供热量约16.2亿吉焦（占38%），工业供汽供热量约22.2亿吉焦（占52%），其他商业/公共建筑供热量约4.3亿吉焦（占10%）。随着集中供热面积持续扩大和工业园区集中供热替代加快推进，预计到2030年热电联产年供热量将达到54.5亿吉焦。图4-4中国热电联产年供热量变化趋势（2019-2030年）4.1.3供热面积2025年全国城市集中供热面积达到186.0亿平方米，近十年（2015-2025年）增长了177%，年均增长率约10.7%。集中供热面积快速增长主要来自三方面因素：一是北方城市新建城区和保障性住房持续纳入集中供热；二是北方县城、重点镇供热基础设施加快建设；三是南方部分城市开始探索区域集中供热。图4-5中国城市集中供热面积增长情况（2015-2025年）从热力站和管网设施看，2025年全国热力站数量约60404座，单站平均供热面积约8.1万平方米，其中90%以上已实现无人值守；全国一次供热管网总长约3.21万公里，二次管网约8.90万公里。图4-6全国热力站数量及智能化率变化4.1.4市场规模综合考虑电力销售收入、热力销售收入、辅助服务收益、碳资产收益等，2025年中国热电联产行业市场规模约为8250亿元，同比增长8.6%；近五年（2021-2025年）市场规模CAGR约7.4%。其中电力销售占比约58%，热力销售占比约35%，辅助服务和其他收益占比约7%。按基准情景预测，到2031年市场规模将达13450亿元，2026-2031年CAGR约7.2%；乐观情景（新能源配建CHP、CCER碳价超预期、灵活性改造补贴大幅增加）下可达15100亿元，保守情景（煤炭价格高位震荡、热价调整受限、新能源挤压加剧）下约11400亿元。[18]图4-7中国热电联产行业市场规模变化趋势及预测（2019-2031年）图4-8中国热电联产行业市场规模情景预测（2026-2031年）4.2热电联产产业链分析热电联产行业已形成完整的产业链体系。上游为燃料供应（煤炭、天然气、生物质燃料等）和设备制造（锅炉、汽轮机、发电机、控制系统、环保设备等）；中游为热电联产项目建设与运营（工程总承包EPC、项目投资运营）；下游为热/电力终端用户（居民采暖、工业用汽、商业供冷供热）和输配环节（热力管网、热力站）。图4-9热电联产产业链各环节价值分布与利润率4.2.1上游：燃料与设备燃料方面，煤炭仍是热电联产最主要燃料，燃煤热电装机占60.2%。2025年5500大卡动力煤长协价格中枢约675元/吨，现货价格围绕700-800元/吨区间波动。由于大型热电企业长协煤覆盖率普遍达到80%-90%以上，煤价波动对经营影响相对可控，中小热电企业受煤价波动影响较大。天然气价格方面，2025年国内管道气门站均价约2.5-2.8元/立方米，LNG现货价格波动较大，对燃气热电项目的经济性有重要影响。设备制造方面，热电联产核心设备已基本实现国产化：东方电气、哈尔滨电气、上海电气三大动力集团可提供660MW及以下所有等级超超临界供热机组锅炉、汽轮机；杭汽轮、青汽、南汽轮等可供应中小型工业抽汽/背压机组；杭锅、华光环能、无锡华光等锅炉厂商可供应各类余热锅炉、生物质锅炉、垃圾焚烧锅炉。主机设备技术水平已达到国际先进水平，价格显著低于进口设备。4.2.2中游：项目建设与运营热电联产项目投资强度较高，单位千瓦造价约3500-4500元（燃煤热电）、2500-3200元（燃气联合循环）、5000-7000元（生物质热电）、6000-9000元（垃圾焚烧）。350MW等级超超临界热电项目总投资约25-35亿元。工程建设通常由中国能建、中国电建等大型电力建设集团以EPC总承包模式承建，建设周期约2-2.5年。运营环节的核心参与者包括五大发电集团（国家能源集团、华能、华电、大唐、国家电投）、地方能源集团（京能、浙能、粤电、申能等）、工业园区热电运营商（协鑫能科、物产环能等）、地方城投热电公司等。运营商盈利能力差异较大，主要取决于热负荷充足率、燃料成本控制、容量电价落实、热价定价机制等因素。4.2.3下游：终端用户与热力输配下游用户分为三大类：居民采暖用户——北方十三省约2.5亿城镇人口依赖集中供热，热价由政府定价，价格调整需听证，具有刚性但价格弹性低；工业用户——包括化工、造纸、纺织印染、食品、医药等，用汽参数和负荷稳定，是热电联产最优质客户，热价通常采用市场化协商定价；商业/公共建筑用户——包括写字楼、商场、医院、学校等，供暖制冷双需求，适合分布式能源服务。热力输配是热电联产产业链的关键组成部分。热力管网分为一次网（热电厂至热力站，高温高压热水/蒸汽）和二次网（热力站至用户，低温热水）。2025年全国供热管网行业市场规模约1104亿元，近五年CAGR高达18.3%；进入「十五五」后，管网骨架基本建成，行业从「铺新管」进入「改老管」阶段，预计2026-2031年CAGR回落至5.15%，到2031年市场规模约1859亿元。[19]图4-10中国供热管网行业市场规模变化及预测（亿元）管网老化问题日益突出。根据头豹研究院数据，全国一次网中15年以上老旧管网占比约22%，二次网中15年以上老旧管网占比达30%；一次网平均热损失5.12%，39%的一次管段热损失突破国标5%的约束值。「十五五」期间全国计划改造供热老旧管网约12万公里，投资总需求超5000亿元，存量管网更新改造将成为管道工程市场主战场。图4-11供热一、二次网老化比例分布4.3下游应用市场分析热电联产热力消费按应用领域划分，2025年结构如下：图4-122025年热电联产下游应用领域热力消费结构北方居民采暖（38%）：这是热电联产最大的应用领域，具有刚性民生属性。北方冬季供暖期通常为4-6个月（东北、西北地区长达半年），供暖期内热电机组满负荷运行，「以热定电」约束最强。工业园区供汽（25%）：是工业热电联产的核心市场，包括化工园区、造纸基地、纺织印染园区、食品加工园区、医药产业园等，对工业蒸汽参数（压力、温度）有明确要求，负荷相对稳定，是热电联产收益最稳定的优质客户群体。化工行业（12%）：化工园区（尤其是石化、煤化工、盐化工）对高压蒸汽和电力需求巨大，通常配套建设大型背压机组或高压抽凝机组，实现化工-电力-蒸汽一体化运营。造纸行业（8%）：造纸是高耗能行业，制浆和造纸过程需要大量中低压蒸汽，热电联产在大型造纸基地应用广泛，如APP中国、玖龙纸业、晨鸣纸业等均建有自备热电厂。食品医药（6%）：食品加工、啤酒饮料、制药等行业需要蒸汽消毒、烘干、蒸馏等用热，通常在工业园区集中配置热电机组供应。纺织印染（5%）：印染工序需要大量饱和蒸汽加热染缸，浙江绍兴、江苏苏州、广东佛山等纺织印染集聚区热电联产覆盖率超过90%。4.4成本结构与盈利模式分析4.4.1运营成本结构热电联产项目的运营成本主要包括燃料成本、设备折旧与维护、人工成本、环保投入、财务费用及管网运营等。根据行业典型项目财务数据分析，燃料成本是最大成本项，占运营成本约62%；设备折旧与维护约占14%；人工成本约占8%；环保投入约占6%（脱硫、脱硝、除尘、碳减排等）；财务费用约占5%；管网运营及其他成本约占5%。图4-132025年热电联产项目运营成本结构燃料成本占比超过六成，决定了热电企业对煤价/气价高度敏感。以350MW燃煤热电项目测算，标煤单价每上涨100元/吨，度电燃料成本约上升0.08-0.10元，对利润侵蚀明显。这也是近年来国家大力推行煤炭中长期合同制度（「长协煤」）的重要原因——大型热电国企长协煤覆盖率普遍在80%-95%之间，有效平抑了燃料成本波动。4.4.2盈利模式分析热电联产企业的盈利来源呈现多元化趋势，主要包括以下五部分：电力销售收入：是热电企业的核心收入来源之一，包括基数电量计划+市场化交易电量。2025年全国煤电市场化交易比例已超过80%，市场化电价较基准电价上下浮动，山东、广东等电力现货市场省份电价波动较大。容量电价机制实施后，电力收入由「电量+容量」两部分构成。热力销售收入：包括供暖收入和工业蒸汽收入。居民供暖价格由地方政府按照「保本微利」原则定价，平均约25-35元/平方米（一个供暖季）；工业蒸汽价格通常为180-260元/吨，采用煤热价格联动机制（按煤价波动定期调整），部分省份（如山东、浙江）已实现市场化定价。辅助服务收益：随着新能源占比提升，电力系统调峰、调频需求快速增长，热电联产机组通过深度调峰可获得辅助服务补偿。2025年东北电网调峰补偿最高达0.8元/千瓦时，单台350MW机组供暖季调峰收益可达数千万元。碳资产收益：包括碳配额盈余出售和CCER减排量出售。生物质热电项目年CCER收益约100-300万元，未来随着碳价上涨和CCER供给收紧，碳收益将逐步提升。综合能源服务收入：包括分布式光伏配建、储能运营、冷热电气多联供、合同能源管理等新业务收入，目前占比约3%-5%，未来增长空间大。4.4.3不同类型项目投资回报对比不同技术类型热电联产项目的投资回报水平差异较大。在基准情景下（不含碳收益）：燃煤背压机组（工业供热为主）IRR最高，约10.1%；燃气分布式热电（园区供能）约9.2%；燃气-蒸汽联合循环约8.8%；垃圾焚烧热电约8.3%；大型燃煤抽凝热电约7.8%；生物质热电受燃料收储成本高影响，IRR约6.5%，需要补贴支持。在纳入碳交易和CCER收益后，生物质、垃圾焚烧等清洁CHP项目IRR可提升1.5-1.7个百分点。[20]图4-14不同类型热电联产项目资本金内部收益率（IRR）对比4.4.4热电联产vs其他供热技术成本竞争力从单位热值成本看，核电供暖（27.6元/GJ）和燃煤热电联产（43.8元/GJ）是成本最低的两种集中供热方式；燃气热电联产（50.4元/GJ）、水热型地热（52.3元/GJ）次之；生物质热电（58.7元/GJ）、空气源热泵（66.1元/GJ）处于中等水平；生物质锅炉（80元/GJ）、太阳能供热（137.2元/GJ）成本较高；氢能供热（430.9元/GJ）目前成本最高。综合成本、稳定性、可靠性等多方面因素，燃煤热电联产在未来相当长时间内仍将是北方集中供热的主力热源。图4-15不同供热技术平均单位热值成本对比（元/GJ）4.4.5煤耗水平持续下降在节能改造推动下，全国煤电机组平均供电煤耗持续下降。从「十五」末（2005年）的370gce/kWh，下降至「十三五」末（2020年）的305gce/kWh，2025年进一步降至291.4gce/kWh，达到世界先进水平。热电联产机组因供热余热回收，等效供电煤耗显著低于纯凝机组，先进超超临界热电项目供电煤耗已降至265gce/kWh。根据《新一代煤电升级专项行动实施方案》，到2030年煤电平均供电煤耗目标降至260gce/kWh以下。图4-16全国煤电机组平均供电煤耗变化趋势（克标准煤/千瓦时）

第五章热电联产细分市场深度分析5.1燃煤热电联产燃煤热电联产是中国热电联产体系的绝对主体，2025年装机容量约2.64亿千瓦，占热电联产总装机的60.2%。经过「上大压小」和淘汰落后产能，单机300MW及以上大型抽凝供热机组占比已提升至70%以上，单机100MW及以下中小热电机组多为背压式工业供热机组，超超临界供热机组已成为新建燃煤热电项目的主流选择。从机组参数看，新建燃煤热电项目主要采用350MW、660MW等级超超临界抽凝机组，主蒸汽参数可达28-31MPa/600℃/620℃，供电煤耗265-275gce/kWh，较传统亚临界机组降低30-40gce/kWh。代表性项目包括：山东某350MW超超临界热电项目供电煤耗265gce/kWh，供热煤耗190kgce/GJ，年减排CO2超30万吨；江苏某园区热电项目采用「超超临界+烟气余热深度回收」技术，排烟温度降至35℃以下，额外回收热能可满足周边200万㎡建筑供暖。[21]「十五五」期间，燃煤热电联产将呈现以下发展趋势：一是新建项目严格控制，重点围绕北方民生供暖保障和大型工业园区热力需求布局；二是存量机组节能降碳改造大规模推进，预计2026-2028年完成约1.5亿千瓦改造，平均供电煤耗降低5gce/kWh以上；三是灵活性改造全面铺开，通过储热、电锅炉、熔盐储热等技术实现热电解耦，最小技术出力由40-50%降至20-30%；四是与CCUS（碳捕集利用与封存）技术耦合示范，探索燃煤热电低碳路径。5.2燃气热电联产燃气热电联产是第二大增量化方向，2025年装机容量约0.98亿千瓦（其中重型燃气-蒸汽联合循环约6200万千瓦，分布式燃气冷热电三联供约3600万千瓦），占热电联产总装机的22.5%。燃气热电联产的优势在于：清洁低碳（碳排放约为燃煤的50%-55%）、启停灵活（冷启动约2-3小时，适合调峰）、无需配套大规模储煤场和环保设施、可分布式布置贴近用户。当前，全球燃气热电联产系统市场规模约250亿美元（2025年），中国市场约42亿美元，占全球约17%；预计到2032年全球市场将达393亿美元，中国市场将达95亿美元，CAGR约12.3%，显著高于全球平均增速，主要受益于分布式能源政策推动和南方供暖市场启动。图5-1全球及中国燃气热电联产系统市场规模预测（2020-2032年）燃气热电联产面临的主要挑战是天然气价格偏高且波动大。当前国内管道天然气门站价约2.5-2.8元/立方米，按照发电气耗约0.18-0.2立方米/kWh计算，度电燃料成本约0.45-0.56元/kWh，显著高于燃煤机组（约0.20-0.28元/kWh），单纯发电不具备经济性，必须依靠供热/供冷/调峰多重收益平衡成本。随着容量电价机制落地和调峰补偿力度加大，燃气热电的经济性有所改善，北京、上海、广东等地燃气热电项目已实现稳定盈利。发展重点：一是京津冀、长三角、珠三角等环境敏感区和负荷中心，有序建设9F、9H级大型燃气-蒸汽联合循环热电项目；二是在产业园区、数据中心、商业综合体、医院、大学城等场景大力发展分布式燃气冷热电三联供（CCHP），实现能源梯级利用；三是推进掺氢燃烧、氢燃料燃气轮机等前沿技术研发，探索燃气CHP向零碳CHP过渡的技术路径。5.3生物质热电联产生物质热电联产（含农林生物质直燃、垃圾焚烧、沼气发电）是可再生能源供热的重要形式。截至2025年底，农林生物质发电装机约1864万千瓦，垃圾焚烧发电装机约2737万千瓦，沼气发电装机约142万千瓦，生物质相关热电合计约4743万千瓦，占热电联产装机约10.9%。图5-2中国生物质发电装机容量结构变化（万千瓦）生物质热电联产的核心优势在于：燃料可再生、具有零碳/碳中性属性（CCER收益）、可就近消纳农林废弃物解决秸秆焚烧污染、单机规模适中（15-50MW为主）适合县域级供热。但当前也面临若干挑战：一是燃料收储成本高——秸秆等农林废弃物分散、收集半径大（通常50-100公里），燃料成本占比达50%-65%（高于燃煤CHP）；二是燃料季节性供应不稳定，需要建设大型料场储存；三是国补退坡后部分存量项目经营承压。发展趋势：一是结合县域清洁供暖，建设县域生物质热电联产项目，替代北方农村散煤取暖；二是推进生物质热电与CCUS（BECCS）耦合，实现负碳排放，在碳市场获得更高溢价；三是生物天然气（沼气提纯）与热电联产协同发展；四是生物质耦合燃煤发电（生物质掺烧比例5%-20%），降低煤耗且无需新建机组。预计到2030年农林生物质发电装机将达2600万千瓦以上。5.4垃圾焚烧热电联产垃圾焚烧发电是城市生活垃圾处理的主流方式之一，兼具环保处理（减量化、无害化、资源化）和能源回收（发电、供热）双重功能。2025年全国垃圾焚烧发电装机2737万千瓦，年处理生活垃圾约2.8亿吨，城市生活垃圾焚烧处理率约75%（东部省份超过85%）。垃圾焚烧热电联产相较于纯凝式垃圾发电，通过抽汽向周边居民区、工业园区供热/供蒸汽，综合能源利用效率可从22%-25%提升至50%-65%，吨垃圾发电量可达450-550kWh+1-1.5GJ供热，项目IRR可提升1.5-3个百分点。目前，垃圾焚烧发电项目执行全国统一垃圾发电标杆电价0.65元/kWh（含税），其中280kWh/吨以内享受国补0.1元/kWh，同时按垃圾处理量收取60-180元/吨的垃圾处理费（地方政府支付），再加上供热收入和CCER收益，优质项目收益率可达8%-10%。行业已进入整合成熟期。光大环境、康恒环境、绿色动力、伟明环保、瀚蓝环境、上海环境等头部企业市场份额持续提升，CR10（前10家企业）焚烧处理能力占比已超过55%。未来发展方向：一是从单厂发电向热电联产转变，新建项目优先布局在具备供热需求的产业集聚区周边；二是向静脉产业园区模式发展，整合垃圾焚烧、餐厨垃圾、污泥处理、渗滤液处理等多种固废协同处置+能源梯级利用；三是智能化、数字化运营，降低人工成本，提升焚烧稳定性。5.5供热管网与智慧热网供热管网是热电联产系统的「血管」，其建设水平直接决定了供热质量、能耗损失和系统效率。2025年全国供热管网市场规模约1104亿元，「十五五」期间（2026-2030年）管网建设将从「铺新管」转向「改老管」与「智能化」双轮驱动。存量更新方面：全国约15年以上老旧一次管网占比22%、二次管网占比30%，39%的一次管网热损失突破5%的国家标准约束值，平均补水率偏高。「十五五」期间全国计划改造供热老旧管网约12万公里，按照单公里改造投资约400-500万元测算，累计投资需求超5000亿元。改造内容包括：老旧管道保温层更换、漏损修复、平衡阀改造、非开挖修复、换热站升级等。智慧热网建设方面：2025年全国智慧供热市场投资约238亿元，预计2030年将达650亿元，CAGR约22%。智慧供热系统通过在热源、管网、换热站、用户端部署温度、压力、流量传感器，结合物联网、大数据、AI算法和数字孪生技术，实现全网水力平衡、按需精准供热、预测性维护。代表性应用包括：大唐哈尔滨投入近2000台电动平衡阀实现全网智能平衡调控；西安城投98%换热站实现远程调控；京能集团北京热力建成覆盖超过10亿平方米的智慧供热平台，实现单位面积能耗下降8%-12%。[22]图5-3中国智慧供热投资规模及智能化渗透率技术趋势：一是「源-网-荷-储」协同调控，将热电厂、热力站、管网、热用户、储热装置作为一个整体优化调度；二是用户端热计量推广，按热量收费激励用户行为节能；三是数字孪生技术应用，建立热网水力/热力实时仿真模型，实现故障预警、优化调度；四是长输供热技术——长输低真空供热、大温差换热、吸收式换热等技术的推广，使热电厂供热半径从传统10-20公里扩展至30-60公里，为「关拆小锅炉、以大代小」提供技术支撑。

第六章区域市场格局分析6.1区域分布总体特征中国热电联产的区域分布与气候、工业布局、经济发展水平高度相关，总体呈现「北方密集、南方分散，工业集中区密度高」的特征。从装机规模看，山东、黑龙江、江苏、河北、内蒙古、辽宁、山西、浙江、广东、新疆是热电联产装机十大省份，合计占全国热电联产总装机约58%。图6-12025年中国各省热电联产装机容量TOP10（万千瓦）从投资分布看，华北地区（京津冀晋蒙）是热电联产投资最大的区域，占全国约32.5%；华东地区（苏浙皖沪闽赣鲁）占28.3%；东北地区（黑吉辽）占16.8%；西北地区（陕甘青宁新）占12.2%；中南和西南地区分别占7.5%和2.7%。图6-22023年中国热电联产投资区域分布南北市场存在显著差异：北方地区以居民采暖为主（采暖供热占60%以上），供热量大、供暖期长，以大型燃煤/燃气热电联产集中供热为主，管网体系成熟；南方地区以工业供汽为主（工业蒸汽占85%），主要分布在工业园区，分布式特征明显，居民供暖市场处于起步阶段。图6-3北方vs南方热电联产市场特征对比6.2北方供暖核心区北方供暖区（秦岭-淮河以北，包括北京、天津、河北、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、山东、河南、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆15个省市区）是中国热电联产装机最集中的区域，热电联产装机约3.2亿千瓦，占全国的73.6%。该区域的核心特点是：采暖刚性需求强：北方各省供暖期4-6个月，集中供热是民生刚需，热负荷稳定且可预测性强，「以热定电」特征最明显。大型热电项目密集：300MW及以上大型抽凝供热机组主要分布在北方大城市周边，如北京、天津、沈阳、长春、哈尔滨、济南、石家庄、太原、乌鲁木齐等。清洁取暖任务重：京津冀及周边「2+26」城市、汾渭平原是大气污染防治重点区域，热电联产集中供热替代散煤是清洁取暖的主要方式。灵活性改造需求迫切：「三北」地区新能源装机占比高，冬季供暖期热电联产机组调峰能力不足与新能源消纳矛盾突出，是热电解耦改造的核心市场。重点省份分析：山东省是全国热电联产装机第一大省（4210万千瓦），这与其化工、造纸、纺织等工业高度发达和北方冬季供暖双重需求密切相关。全省30万千瓦及以上热电联产电厂120余座，供热管网覆盖所有县级以上城市，工业园区集中供热覆盖率超过90%。黑龙江省（3180万千瓦）依托高寒地区长期供暖需求和老工业基地工业用热，热电联产装机位居全国第二，哈电集团、华电能源、华能黑龙江等是主要运营商。江苏省（3050万千瓦）作为工业大省，以工业园区热电为主，全省各级工业园区热电联产覆盖率超过95%，是工业供汽最发达的省份之一。6.3华东工业园区集中区华东地区（苏浙皖沪闽赣鲁）是中国工业经济最发达的区域，也是工业热电联产的核心市场。该区域热电联产装机约1.23亿千瓦（占全国28.3%），其核心特点是：工业热负荷为主：与北方采暖主导不同，华东地区工业蒸汽供热量占60%-80%，以化工、纺织印染、造纸、医药、食品等行业的工艺用汽为主，全年负荷稳定。机组类型多样：既有300-660MW大型公用热电厂，也有大量30-150MW背压机组和中小型抽汽机组，园区自备热电比例高（约40%）。分布式能源发展迅速：上海、苏州、杭州、南京等城市核心区积极发展楼宇式分布式燃气冷热电三联供（CCHP），为商业综合体、CBD、数据中心提供冷热电服务。热价市场化程度高：浙江、江苏等省工业蒸汽价格采用煤热联动机制或市场化协商定价，价格调整频率较高，企业成本传导能力较强。浙江省是全国工业园区热电联产最发达的省份之一，全省共有热电企业约200家，其中绍兴印染集聚区、宁波石化区、嘉兴化工园、台州医化园区等实现了100%集中供热。典型企业物产环能（原浙江物产环保能源）是A股市场最大的煤炭流通+热电联产综合服务商之一，运营多个工业园区热电项目。6.4南方新兴供暖市场南方供暖市场主要指秦岭-淮河以南的长江流域地区（包括上海、江苏南部、浙江、安徽南部、湖北、湖南、江西、四川、重庆、贵州等）。该区域传统上不属于法定集中供暖区，但随着居民生活水平提升和极端天气增多，冬季供暖需求快速释放，成为热电联产新的增长点。南方供暖市场特点决定了其技术路线选择与北方大集中供热不同：供暖期短（一般2-3个月）、热负荷密度低、住宅保温性能较差、居民对费用敏感。主流技术方案包括：一是分户/单元式空气源热泵采暖；二是小区级/片区级燃气分布式能源站（小型燃气内燃机/燃气轮机+余热锅炉+吸收式制冷，实现夏季供冷冬季供暖）；三是江水源/污水源热泵+燃气调峰的区域能源系统；四是火电厂余热利用（华电武昌、国电汉川等项目已探索向武汉城区长距离供热）。近年来南方热电联产项目呈现以下发展态势：一是南方开发区/高新区在产业招商中越来越多将集中供冷供热作为重要基础设施配套；二是贵阳、长沙、武汉、合肥、南京等省会城市已在部分片区实施区域集中供暖试点；三是数据中心余热回收+区域供热模式在贵州、内蒙古、宁夏等数据中心集聚区开始探索。

第七章行业竞争格局与重点企业分析7.1市场竞争格局总览中国热电联产行业呈现「央企主导、地方国企和民企参与」的竞争格局。五大发电集团（国家能源集团、华能、华电、大唐、国家电投）是行业最大参与者，合计热电联产装机约2.03亿千瓦，占全国热电联产总装机的约46.6%；京能集团、浙能集团、粤电集团、申能集团、深圳能源等地方能源国企合计占比约25%；协鑫能科、物产环能、联美控股、杭州热电、世茂能源等民营/股份制上市公司合计占比约15%；其他地方城投平台、企业自备电厂、外资项目等占比约13%。[23]图7-12025年中国主要企业热电联产装机容量对比（万千瓦）市场集中度方面，按装机口径CR5（前五家）约46.6%，CR10约60%，属于中度集中市场；按供热面积口径，区域层面集中度极高——单个供热区通常仅1-2家主力热源企业，具有强自然垄断属性。行业存在较高的进入壁垒：一是行政审批壁垒（热电项目需纳入省级热电联产规划）；二是供热管网壁垒（管网投资巨大，建成后难以复制）；三是资金壁垒（单项目投资数十亿）；四是技术和运营经验壁垒。7.2五大发电集团热电业务7.2.1国家能源集团国家能源集团是全球最大的煤炭生产、火力发电、风力发电和煤制油煤化工企业，2025年热电联产装机约5860万千瓦，位居全国第一。其热电业务主要分布在东北、华北、西北地区，承担着北京、天津、沈阳、哈尔滨、银川、呼和浩特等多个北方核心城市的供暖任务。集团依托煤电一体化优势，燃料成本控制能力突出，且热电业务与新能源、煤炭、化工业务形成强大协同。7.2.2华能集团华能集团2025年热电联产装机约4320万千瓦，旗下华能国际是A+H股上市的最大独立发电企业之一。华能在京津冀、东北地区和长三角均有大量热电资产，代表性项目包括华能北京热电厂（国内最早的大型燃气热电企业之一）、华能大连电厂、华能福州电厂等。华能国际2025年营业收入2292.9亿元，是热电上市公司中营收规模最大的企业。7.2.3华电集团华电集团2025年热电联产装机约3850万千瓦。华电在山东、辽宁、黑龙江、新疆等省区热电布局密集，其旗舰上市平台华电国际2025年营收1245.6亿元。代表性项目包括2024年开工的新疆最大热电项目——华电喀什2×66万千瓦热电联产项目，以及华电龙口四期2×66万千瓦热电联产项目。华电集团积极推进热电解耦改造和多能互补转型。7.2.4大唐集团大唐集团2025年热电联产装机约3280万千瓦，其核心上市平台大唐发电2025年营收1086.2亿元。大唐热电业务主要分布在北京、天津、河北、内蒙古、东北、陕西等「三北」地区，承担大量民生供暖任务。近年来大唐集团在哈尔滨、张家口等城市大力推进智慧热网建设，投入数千台电动平衡阀实现全网智能调控。7.2.5国家电投国家电投2025年热电联产装机约2950万千瓦，是五大发电集团中清洁能源占比最高的企业（清洁能源装机占比超60%）。国家电投将热电联产与光伏、风电、氢能、储能耦合发展，在吉林、黑龙江、山东等地建设了多个「风光火储一体化」热电示范项目。旗下上市公司包括中国电力、东方能源（国家电投集团产融平台）、电投产融等。7.3重点上市公司分析A股市场中，以热电联产为主营业务或热电业务占比较大的上市公司超过20家。以下选取12家代表性企业进行对比：图7-22025年主要热电联产上市公司营业收入对比（亿元）公司名称热电装机

(万千瓦)2025营收

(亿元)核心区域业务特色华能国际约43202292.9全国布局全国最大上市发电企业，火电为主国电电力约35001702.4全国布局国家能源集团核心上市平台华电国际约38501245.6全国布局华电集团旗舰平台大唐发电约32801086.2三北为主京津冀东北热电核心运营商物产环能约90373.0浙江为主煤炭流通+园区热电双主业华能蒙电约200210.5内蒙古内蒙区域热电龙头华电能源约180166.6黑龙江黑龙江主要热电运营商晋控电力约150154.6山西山西综合能源服务商协鑫能科约200105.8江苏/浙江清洁能源+移动能源转型华光环能约8088.7江苏锅炉制造+热电运营双轮杭州热电约5031.7浙江杭州工业园区热电世茂能源约103.5浙江宁波区域热电，毛利率53.1%最高从盈利能力看，热电企业盈利分化明显：以城市居民采暖+工业蒸汽双轮驱动的区域热电企业（如世茂能源53.1%、联美控股48.5%）毛利率显著高于大型发电集团的综合毛利率（10%-22%），原因是区域热电企业热负荷充足、长协煤比例高、管网垄断优势强；而大型发电集团因承担更多调峰任务、新能源补贴拖欠、机组利用率差异等因素，毛利率相对较低。从净利率看，世茂能源（35.2%）、联美控股（28.6%）、恒盛能源（17.2%）等区域龙头净利率显著高于行业平均水平。图7-3主要热电联产上市公司盈利能力对比（2025年，%）特别值得关注的是华电辽能（华电辽宁能源），作为华电集团旗下辽宁区域热电龙头，2025年营收43.52亿元，覆盖沈阳、铁岭、丹东等核心城市，区域供热市场份额15%以上，核心城市市占率超30%。虽然2025年归母净利润受REITs出表影响有所下降，但2026年Q1业绩大幅改善，营收增长7.6%、毛利率提升至29.4%，反映出容量电价落地和热价上调对区域热电企业盈利的修复作用。[24]7.4行业竞争趋势研判展望未来五至十年，中国热电联产行业竞争将呈现以下趋势：存量整合加速：随着新建煤电热电项目严控，行业竞争焦点从「跑马圈地」转向存量资产整合，五大发电集团和地方龙头通过并购重组扩大区域供热市场份额，行业集中度将持续提升。区域壁垒强化：供热管网作为重资产、长周期基础设施，一旦建成即形成强自然垄断，先发企业优势显著，后来者难以渗透。综合能源服务转型：领先企业从单一热电供应商向综合能源服务商转型，拓展分布式光伏、储能、售电、碳资产管理、冷热电气水多联供等业务，构建第二增长曲线。数字化竞争加剧：智慧供热、数字孪生、AI调度等数字化能力将成为企业核心竞争力，决定企业运营成本和服务质量的差异化。「热电+新能源」模式成为主流：新建热电项目普遍要求配套一定比例新能源，存量项目也加速布局屋顶光伏、厂区光伏、分散式风电，「风光火储一体化」成为标配。

第八章技术发展趋势与创新方向8.1大容量高参数发电技术提高机组初参数（压力、温度）是提升燃煤发电效率最直接有效的技术路径。超超临界（USC）技术已成为中国新建大型燃煤热电联产机组的标配，主蒸汽参数已从早期的25MPa/600℃提升至28-31MPa/600℃/620℃，二次再热超超临界机组（如630℃等级）供电效率可达48%-49%以上，对应供电煤耗可低至255-265gce/kWh。「十五五」期间，新一代高参数技术方向包括：一是630℃-650℃高超超临界（A-USC）技术，供电效率目标50%以上，供电煤耗降至250gce/kWh以下，目前国家电投、华能等已启动示范项目前期工作；二是超临界CO2循环发电技术，以超临界二氧化碳替代水蒸气作为工质，系统更紧凑、效率更高；三是700℃等级先进超超临界技术（仍在研发阶段）。对于热电联产而言，大容量高参数技术不仅降低发电煤耗，还提升了供热抽汽品质，使单台机组供热能力大幅提升，660MW超超临界供热机组单台供热能力可覆盖1500-2000万㎡建筑面积。8.2热电解耦与灵活性改造技术热电解耦是当前热电联产技术创新最活跃的领域，其核心目标是在供暖期打破「以热定电」刚性约束，使机组具备深度调峰能力以消纳新能源。目前主流的热电解耦技术路线包括：低压缸零出力（光轴）改造：切除低压缸进汽，仅保持少量冷却蒸汽，使机组在供暖期以高背压方式运行，供热能力提升15%-20%，调峰能力提升约20个百分点，单位投资约200元/kW，是目前应用最广泛、经济性最好的改造方案。储热罐配置：在热电厂侧建设大型常压水蓄热罐（单罐容积1-5万m³），在电负荷低谷期多抽汽制热存入储热罐，电负荷高峰期减少抽汽由储热罐供热，实现热电解耦，单位投资约350元/kW，在丹麦等北欧国家已广泛应用。电锅炉耦合：在热电厂配置高压电极锅炉或固体蓄热电锅炉，电负荷低谷期（新能源大发期）直接用电制热供热/存入储热罐，可提供20%-30%额定容量的调峰能力，单位投资约280元/kW，但能量转换有损耗。高背压改造：将凝汽机组改造为高背压循环水供热机组，利用排汽余热加热热网水，供热效率高，但仅适合特定工况，单位投资约450元/kW。吸收式热泵：利用汽轮机抽汽驱动吸收式热泵，回收循环冷却水余热（低温余热）用于供热，增大供热能力同时减少冷端损失，COP（性能系数）约1.7-2.0。图8-1热电联产机组热电解耦技术路线对比从政策目标看，《全国煤电机组改造升级实施方案》要求「十四五」「十五五」期间完成2亿千瓦煤电机组灵活性改造，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；《新一代煤电升级专项行动》更提出示范机组最小出力需达20%Pe、负荷变化速率达4%Pe/min的先进指标。预计2026-2031年热电联产灵活性改造累计市场规模超1800亿元。[25]8.3储能耦合技术（熔盐储热等）在多种储能技术中，熔盐储热因其高安全性、低成本、大规模、长寿命、易回收等特点，在与煤电（含热电联产）耦合提升灵活性方面展现出独特优势。熔盐储热与煤电耦合的核心路径包括：深度调峰：在电网需要降负荷时，利用锅炉产生的多余蒸汽加热熔盐储热；在需要升负荷时，高温熔盐产生蒸汽补充发电/供热，可将机组最小出力降至20%Pe以下。快速调频：熔盐储热系统响应速度快，可在数分钟内提供大规模功率调节，参与电网一次/二次调频获取收益。工业供汽解耦：利用熔盐储热稳定供汽参数，解决高参数供汽机组调频能力受限的问题，实现供汽与发电解耦。风光火储一体化：熔盐储热系统可替代新能源配建的电化学储能，在成本、寿