6月15日，距离供暖季还有五个月。济南市西南郊区的长清电厂正在召开例会，厂长中途离席，和来自清华大学的设计团队碰面，讨论一项供暖改造工程的进度。
这项改造，是在煤电机组旁加装一套余热回收、储热设备。工期只剩一个秋天，电厂将在这个冬天尝试一件过去难以做到的事：在保障城市供暖的同时，不必让煤电机组始终高负荷运转。
发电和供热目前仍是我国碳排放占比最高的行业，二氧化碳排放量占全国总排放量超过40%。有观点认为，随着风电、光伏快速发展，火电应该逐步退出。但在北方，这件事并没有想象中简单。
在冬季，煤电机组承担着另一项重任——集中供暖。烧一份煤，同时发电、供热，也就是“热电联产”。过去，这被视为一种高效利用能源的方式。但随着风电、光伏快速发展，新矛盾显现。
截至2025年底，风电与太阳能发电装机容量占总装机容量的47.3%，历史性超越火电，跃居电力系统第一大电源。电力系统需要灵活调节，煤电更多承担了调峰的任务。但供暖要求稳定，供热期间，机组必须持续运行。热电绑定，使不少煤电机组即使在风电和光伏发电量大、电价较低时，为了供暖保民生，仍不得不持续发电，压缩了新能源的消纳空间。多位受访专家表示，在北方供暖季，这一矛盾尤为突出，部分地区甚至出现弃风弃光现象。
“症结在于，热和电，是两种属性截然不同的产品，却被刚性捆绑在一起。”北京市煤气热力工程设计院有限公司热力设计研究二院院长方筝对《中国新闻周刊》说，“这不是热电厂本身的问题，而是存量机组的物理特性所决定的。热电厂仍是北方城市供热的中坚力量，不可能一刀切关停。”
如何让供暖和发电更好协同，促进煤电低碳的转型，成为不少北方城市正在探索的新课题。
热电“打”起来了
和很多北方城市一样，济南过去冬季集中供暖，依赖小而散的热源。在今年之前，市区内分布着54台燃煤锅炉，另有几处小热电厂，供热管网互不连通，每个区域各自为政。
长清电厂在2023年才动工建设，隶属于济南能源集团旗下热电板块，规划了两台大型煤电机组。电厂的核心任务之一，是到2025年冬天，济南市所有燃煤锅炉关停后，接替原有热源，承担西南片区的主要供热保障。
去年，电厂的1号机组并网发电，并开始参与冬季供热。今年6月16日，记者探访时，厂区内所有人的注意力都集中在2号机组，它正在进行168小时满负荷试运行——这是正式商业运行前的最后一道关口。三天后，该机组通过满负荷考核。
对电厂而言，“新手保护期”即将结束。此前，机组运行更多是在试运行，虽参与了供暖，但尚未完全进入电力现货市场。从今年冬季开始，这座新电厂将第一次直面供热与发电“打架”的矛盾。
热和电的捆绑，除了出现弃风弃光的情况，矛盾在电力市场化改革后被进一步放大。
2017年山东成为全国首批电力现货试点建设省份，2024年现货市场正式运行，电价一天之内可能经历剧烈波动。清华大学建筑学院教授付林在接受《中国新闻周刊》采访时提到，采暖季现货市场中，山东电价一天中最高会超过1元/千瓦时，最低会跌降到负值。负电价意味着，电厂发电越多，亏损越大。
一位电力行业从业者透露，极寒天气下，曾有电厂为保供热，维持满负荷运行，没有配合调峰指令，叠加市场交易与考核机制，冬季亏损可达数十亿元。
电厂也要算经济账。电价高时，电厂自然希望多发电、多卖电，但对热电联产机组而言，供热会减小发电顶峰的负荷，影响发电量。电价跌到零甚至负值时，情况又反了过来：电厂不愿发电，却又必须为了供暖维持机组高负荷运行。发电成本往往高于售价，企业即使完成供暖任务，还是会亏损。
现货调峰，在一定程度上也会增加煤耗。《人民日报》曾报道，安徽一改造电厂负责人称，改造后机组最小稳定出力由40%降至30%，2021年获得收益245.6万元。但机组在低负荷下运行，发一度电反而更费煤，当年燃煤成本增加70万元。
长清电厂的供热改造方案，正是在这一背景下提出。电厂相关负责人向记者坦言，电厂首要任务是保供热，但也想摸索如何减少点亏损。
2021年，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出煤电节能降碳、灵活性和供热三项改造，即业内所称的“三改联动”。随后，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》，明确鼓励热电联产机组通过技术改造，实现热电解耦，回收余热提升供热能力。
多地也在探索热电解耦。以国能宁夏灵武发电有限公司为例，公司采用大容量电锅炉，把电转成热水存进储罐，需要时直接放热供暖。该项目已入选中国电力企业联合会2025年“三改联动”典型案例。
付林向《中国新闻周刊》介绍，长清电厂的方案是在电厂建两个储热装置和热泵机组。简单理解，就是给电厂加了两个热源“充电宝”。过去发电产生的余热直接排掉，改造后，电价高时正常发电，同时把余热存起来。电价低时，用便宜电把余热加热并储存，变成可以随时调用的供暖热源，热、电就此解绑。
但这个方案推进并不容易。付林与电厂方面反复沟通论证，持续了三年，今年才真正将要进入实施阶段。
电厂最大的顾虑，是担心影响供热稳定性。长清电厂相关负责人解释，供热稳定性是电厂的首要目标，这套系统对电厂来说是全新的，如果出了问题，会不会导致主机跳闸？一旦跳闸，2000万平方米供热负荷全部断掉，后果极为严重。
更重要的是，储热推广仍受电价机制制约。付林指出，储热设备通常只在电价最低的几个小时集中用电，用电量并不大，但仍按大工业用户标准收取容量电费，折算后并未形成理想中“便宜电”的优势。目前，储热还没有被纳入“新型储能”范畴，难以享受相应电价政策支持。要实现规模化应用，还需要进一步理顺电价机制。
仍待开发的“富矿”
跳出单一电厂的改造思路，从整个城市供热系统来看，破解“以热定电”，还有另一条路径——为城市寻找新的外部热源，从源头减少对热电联产的供热依赖。
在长清电厂东北50多公里外，济南热力集团高新能源站，是济南东部供热网络的一个重要枢纽。这里看不到锅炉，也没有冷却塔，真正的热源埋在地下。一条110公里的长输管网，将山东西部聊城一家电厂的工业余热，穿越聊城、德州，送入济南，在这里汇入城东原有的供热管网。
济南是北方城市中供热转型力度最大的城市之一。一边是越来越大的城市供暖需求，一边是持续减排的要求，这座城市也在寻找新的供热方式。
去年冬季，全市54台燃煤锅炉全部关停，市内几家老旧热电厂退役。新增热源中，除长清电厂外，大多来自周边城市电厂的余热。济南成为全国首批实现集中供暖“无煤化”的城市之一。据报道，“聊热入济”项目全面达产后，每个供暖季可减少标煤消耗约129.89万吨，减排二氧化碳356.4万吨，减排量相当于约77万辆家用燃油汽车停开一年。
济南热力集团高新供热分公司总经理车彦亮向《中国新闻周刊》介绍，去年冬天是聊热北线投运第一年，输送供热面积超过3000万平方米，约占全市供热负荷的20%，成为济南重要热源之一。2026年冬季，聊热北线的供热能力将提升至5000万平方米。另一条聊热南线，热源来自聊城郝集电厂，未来全面投运后，加上南部泰安石横电厂的长输余热，外市工业余热将承担济南供热总负荷的80%—90%。
据新华社报道，2月2日，国务院总理李强在山东调研期间，专程来到聊热入济供热北线4号中继能源泵站，了解工程进展。他强调，要加快绿色低碳技术研发应用，将工业余热转化为稳定清洁热源。
方筝研究集中供暖多年，他在接受《中国新闻周刊》采访时提到，长距离集中输热，可以增加城市可用热源，缓解城镇化带来的热源不足问题，未来也可承担输送工业余热的角色。同时，这也推动了国内大口径直埋管道、吸收式热泵等关键技术发展。
但他观察到，目前工业余热利用还远远不够。据《中国城镇供热发展报告》(2024年版)，2022—2023供暖季，统计的热源总供热能力中，工业余热占比仅1.3%。这一数字在2018年时只有1%，五年只增加了0.3%。
方筝注意到，在北方一些工业城市，尤其是东北、西北等地，常见这样的画面：在城市边缘，工厂冷却塔高耸，水蒸气遮天蔽日，大量工业废热正被排放。
以钢厂冲渣水为例，水温在70至90度之间，是典型的中低温余热资源。“这个温度对供热来说很宝贵，收集起来，足以覆盖一大片区域。”方筝对《中国新闻周刊》说。但现实中，工厂回收工业余热要额外投入，不排掉又影响正常工艺，只能耗费水电经冷却塔排放。但另一边，城市为了供暖继续燃烧化石能源，两端的排放同时发生。在方筝看来，这也是一种“隐形排放”。
方筝调研过北方三个工业余热利用项目规划，最终实施的只有一个。这是一家东北的钢厂，收集余热，是为了给所辖家属院供暖，管线也只有几百米，投资由钢厂自己出。产权清晰，主体明确。
另外两个项目推进得并不顺利。地方政府往往最积极，但犹豫的是产热方。工厂担心工艺流程被供暖“绑架”，未来为了保民生，影响工厂主业。热力公司也缺乏主动性，他们担心，工业生产会有波动性，影响供热稳定。
更大的障碍来自协调机制。这类项目往往涉及住建、工信、发改、国资、生态环境等多个部门，需要跨行业、跨区域协调，还会打破原有供热体系和利益格局，各方的合作与竞争关系都需要重新调整，推进成本极高。“大企业不愿做，小企业推不动。”方筝坦言。多位受访的从业者都提到，这类项目最终能否落地，取决于地方政府的推动力度。
济南之所以能够推行，一个重要原因是跨部门协调机制的建立。这与山东近年来持续推动能源转型密切相关。
2022年，山东获批建设全国首个绿色低碳高质量发展先行区。国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，持续推进燃煤锅炉关停整合，到2025年底基本淘汰35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉及各类燃煤设施。2025年1月，山东省委书记林武曾表示，山东正加快推进供暖燃煤锅炉清洁替代，计划到2027年底实现全面退出。
据当地媒体报道，2023年4月，山东省委领导提出实施“聊热入济”长距离供热工程。随后，省、市两级成立联合工作专班，集中协调规划审批、土地手续、物资保障等关键环节，并推动解决县道、高速铁路、河流等140余处穿越节点难题，压缩前期流程。这一项目因此得以当年谋划、当年核准、当年开工。
既要保供，又要转型
当一条长输管网承担起一座城市上千万平方米的供热规模时，系统安全是一个绕不开的问题。
付林是国内较早推动工业余热利用与长输供热的学者之一，也参与攻克了大温差长输关键技术。早在2013年，他参与太原市区供热系统的改革设计，将太原郊区的古交电厂，通过4条近40公里的主管道引入了太原，这是国内最早建成的长输供热管网。他记得，当时讨论之初，地方领导直接问了两个问题：安全吗？成本怎么算？项目投入后，付林团队测算，该项目单位供热面积的投入成本不超过每平方米100元，与燃气采暖相比，节省了天然气消耗，还降低了约50%的供热成本。目前该项目已安全运行近10年。
在济南，类似的压力同样存在。从去年供暖季启动到今年3月停暖，车彦亮一直没敢松懈。过去区域锅炉房的供热管网长度短、承压小，外部热源接入后，管网压力显著上升，老旧管道会面临承压爆管的风险。3月23日停暖当天，他和同事没有像往年那样休息，各大泵站继续运转，又进行了一段时间的压力测试。
与此同时，济南准备了一套应急机制。在已关停的54台燃煤锅炉中，部分设备仍被保留，作为应急备用。车彦亮介绍，全市供热管网也已实现互联互通，一旦局部热源出现问题，可以快速调用聊南、石横、章丘等多方向的热源补充。
不过，多位受访者都强调，长输供热并非可以简单复制。距离多远、地形如何、热源是否稳定、建设成本的经济性，都决定着项目能否成立。
热源稳定性是长距离供热的前提。山东清建储热科技有限公司为“聊热入济”城区末端储热提供技术与装备，公司总经理贾星桥在接受《中国新闻周刊》采访时提到，评价一个热源是否适合远距离输送，主要看三条：供热能力够不够，供应稳不稳，以及建设成本是否划算。
热源所在产业的生命周期也同样重要。“如果来自产能过剩行业，未来减产甚至关停，前期投资就会打水漂，需要判断是否具备长期刚需属性。”贾星桥说。
济南最终选择聊城的热源，一个重要原因正是稳定性。“聊热入济”北线的热源来自聊城信发电厂，这是一家电解铝自备电厂，目前尚未参与电网调峰，发电与供热负荷相对稳定，可实现按需持续供热。
但这种稳定并不会一直持续。随着电力市场机制推进，自备电厂参与调峰也是大势所趋。一位供热行业人士告诉《中国新闻周刊》，在一些地区，电厂一旦参与调峰或接受电网考核，会优先调整发电出力，压缩供热能力。
为提前应对这种不确定性，作为“聊热入济”技术负责人，付林在接受采访时提到，在高新能源站，济南能源集团正在建设一座跨季节蓄热水池，容积约17万立方米，相当于68个标准奥运泳池，用作城市级“热量电池”，在低负荷时储热，高峰时释放，以平滑热源波动。
长输供热的门槛，对热源条件、输送距离和沿线地形都有较高要求。贾星桥也提到，济南曾评估过多个外部热源，包括莱芜等地。但莱芜至济南沿线山地较多，施工难度和建设成本都过高。聊城、石横方向地势更加平缓，成了长输供热工程的最终选择。
多位受访者都提到，供热转型没有统一的路径，目前各种技术路线仍处于探索和实践阶段。方筝提到，目前热电解耦是存量改造的重点，多元协同是未来方向。未来城市供热不应依赖单一热源，供热管网也应像电网一样，成为连接多种热源、实现互联互通和灵活调配的平台。
在实践中，多种供热技术正加速商业化，成熟度与适用边界差异明显。方筝介绍，以空气源热泵为例，在北方城镇“煤改电”中也有很多规模化应用，技术相对成熟，运行费用也具竞争力。但在工商业电价与燃气价格倒挂地区，其经济性并不占优势。以北京为例，工商业电价约0.9元/千瓦时，非居民天然气约2.89元/立方米，折算到同等供热量后，空气源每产生1GJ热量，能源成本约100元，而燃气锅炉的能源成本约86元，掩盖了热泵高效用能的基本特点。
储热设施同样存在约束。无论是蓄热罐还是蓄热水池，都需要较大占地，在土地资源紧张的大城市中落地难度较高。核能供热在技术上已被验证可行，例如山东海阳“暖核一号”核能长输供热项目，已实现跨市向乳山供暖，提供了一种稳定的低碳热源。但其推广仍受限于选址条件以及公众接受度等。
方筝强调，供热转型最终还是要因地制宜。比如，城市群工业带可依托工业余热和跨区域管网提升调度能力；华北平原、关中等地热资源较丰富地区，则可结合中深层地热、高温热泵与储热系统，并以天然气或低温市政热力作为调峰补充。多位受访者也强调，新兴的低碳的多元供热技术和方案，还需公平的政策和市场环境，予以其成长和完善的空间，以更好替代燃煤供暖。