煤电容量电价政策的出台，给予了煤电机组一定的容量补偿，但对于热电联产机组，在供热的时候，“以热定电”的运行方式制约了机组调峰能力，影响其容量补偿收入和参与市场的收入。为提升机组的灵活性、提高经营效益，一些热电联产机组正在考虑通过技术升级改造，实现热电解耦。

供热与调峰的矛盾

山东是新能源装机大省，也是光伏第一大省，对灵活性资源的需求越发强烈。截至2025年5月中旬，山东省新能源和可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超过51%。其中光伏装机8514万千瓦，居全国首位；风电装机2669万千瓦，居全国第五。在新能源快速发展之下，山东出现时段性供大于求，调峰压力增大。数据显示，2021年12月至2023年5月10日，山东日前市场累计出现负电价1012.5小时，实时市场累计出现负电价1169.25小时。

2024年9月，北京大学能源研究院和山东省热电设计院联合发布《基于灵活调峰和稳定供热前提下，山东省30万千瓦级煤电机组优化思路》的报告提到，山东多数30万千瓦级煤电机组担任居民供暖供热任务，某台30万千瓦煤电机组在2023年11月机组最高负荷受限3万千瓦，2023年12月、2024年1月、2024年2月机组最高负荷受限5万千瓦，2024年3月机组最高负荷受限3万千瓦，影响电价和容量补偿收入数百万元。

甘肃同样也是新能源装机大省。相关数据显示，甘肃火电机组在供热季曾出现上调节能力减少107万千瓦、下调节能力减少104万千瓦的情况，造成网内调峰能力不足。

不仅在北方地区，南方地区也存在煤机供热与调峰的矛盾。有电力从业者近期在一场公开会议中提到，南方某地有比较多的煤电机组实施了供热改造，严重影响了其调峰能力。

在“以热定电”的工况下，热电机组稳定供热会影响到其出力上、下限，调峰能力受到限制，损失部分收益。有山东电力从业者介绍，供热期间，民生供热必须要确保，部分机组为保证供热，在电价低时无法降低出力、在电价高时无法增加出力，损失获得容量电价和电量电价的机会。

而热电机组参与调峰，又会影响供热。中国工程院院士江亿在2024年5月举办的“中国国际暖通高峰论坛——低碳能源未来发展国际会议”上表示，火电的主要功能逐渐从提供基础负荷转为调峰运行，热电联产机组也要承担电力调峰功能，其在供热期间难以全天以固定模式连续运行，容易导致供热量不稳定。“热电联产电厂要考虑如何在为电力调峰的同时保证供热。”

热电解耦投资成本如何回收

为应对新能源大比例接入带来的挑战，煤电灵活性的要求在不断提高。热电解耦成为解决调峰和供热矛盾的重要技术手段。2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6小时最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。2025年4月，国家发展改革委、国家能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》明确要求，改造升级的现役机组、新建机组、新一代煤电试点示范机组采暖供热深度调峰最低发电出力要达到40%、6小时。

东北是较早进行热电解耦的地区，部分电厂深度调峰可到15%以下。

华能丹东电厂位于辽宁省东港市，在2016年11月实现机组深度调峰至30%额定负荷，2020再次经过热电解耦改造后可深调至15%，公开信息显示，该厂2016年至2021年累计获得调峰收益6.08亿元。

在电力现货市场还未启动运行时，在热电之间矛盾爆发、风电上网大量受限的背景下，2014年，东北地区以调峰辅助服务为起点，启动了电力辅助服务市场建设。由于当时补偿力度大，东北发电企业参与调峰积极性较高。国家能源局东北监管局的数据显示，2019年，东北电力辅助服务市场有偿调峰辅助服务电量74.33亿千瓦时，全网新能源受益电量共计265.42亿千瓦时，合计补偿费用36.42亿元，有偿调峰辅助服务实际最高出清价格1.00元/千瓦时，最低出清价格0.10元/千瓦时。有东北能源从业者透露，一些较早进行热电解耦的电厂，不到半年就回收了改造的投资。

2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）提出，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。东北电力辅助服务市场的规则经历了多次修订和完善。2025年3月，国家能源局东北监管局就《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》公开征求意见，明确各省（区）实时深度调峰交易报价上限为当地平价新能源项目的上网电价，其中辽宁报价上限为0.3749元/千瓦时，吉林为0.3731元/千瓦时，黑龙江为0.374元/千瓦时，蒙东为0.3035元/千瓦时。电厂的调峰收益有所下降。

多位受访者认为，热电解耦技术相对成熟，电厂进行热电解耦的积极性取决于经济性。北京大学能源研究院高级分析师吴迪、山东省热电设计院总工陈安会等人发表的文章《新形势下煤电灵活调峰和稳定供热的挑战和应对措施》介绍，热电解耦的改造成本根据技术有所不同，低压缸切除技术改造投资的费用在200万—300万元，旁路蒸汽供热技术改造投资成本在200万—3000万元，电锅炉配套蓄热水罐的投资在3亿—3.5亿元，熔盐储能的投资改造成本相对较高。

当前各省新能源全面入市方案陆续落地。前述山东电力从业者认为，市场价差是机组进行热电解耦的关键。新能源全面入市后，价差空间有望扩大，热电解耦是热电机组发展的方向。但应注意现货市场价格波动性加大，市场风险高，如何对冲风险也是热电机组需要考虑的。