大氣污染防治與碳達峰碳中和發展要求下，我國實施嚴控新增煤電的發展戰略。在此背景下，一方面，火電廠正逐漸轉型為調峰電站，為可再生能源發電讓路或提供必要保障，也使得供熱電氣化成為未來發展大勢；另一方面，近年來各地紛紛加大了火電純凝機組和熱電聯產機組技術改造力度，將純凝火電改造為熱電聯產并回收余熱熱量成為未來熱電聯產的主要發展模式。

但在熱電聯產機組“以熱定電”的運行模式下，尤其是在冬季用電高峰時期，電、熱矛盾愈發凸顯。熱電機組若發揮最大供熱能力，發電出力不可調節；若為了滿足電力調峰需求而降低發電出力，供熱能力則隨之下降。

有沒有既滿足電力調峰需求，又能有效保障熱網供暖的方法？談及這一話題，近日，清華大學建筑節能研究中心付林教授在接受本報記者專訪時“開”出了發展熱電協同集中供熱新模式的“藥方”。“熱電廠必須改變現有運行模式，走熱電協同之路，如此既可以按照改造前純凝電廠的方式承擔原有的發電調峰職責，又不降低電廠的供熱能力，可謂一舉兩得。”

電廠既供熱又調峰難兼顧，現行改造手段高能低用弊端明顯

火力發電目前仍是我國發電的主體，且短期內地位難以改變。我國火力發電廠約一半以上集中在北方地區，其中80%以上的火力發電廠屬于熱電聯產廠，發電的同時兼具保障供熱功能，熱電廠其實是火力發電廠靈活性調節的主力。

“火電未來的定位是同時滿足北方地區供熱和為可再生能源調峰，然而熱電聯產‘以熱定電’運行模式，熱電輸出相互耦合、相互制約。因此需要找到一種解耦熱電聯產的熱電輸出，使得熱電機組在滿足供熱負荷時，發電還能在大范圍內進行調節的方式。”付林指出。

目前，不少熱電聯產廠正在研究、實施靈活性改造，通過“熱電解耦”給電網調峰。但在付林看來，現行主要熱電聯產調峰手段在實際操作中存在諸多制約，或影響總供熱能力，或存在不可逆損失，在提高電廠靈活性的同時會降低能源利用效率。

如通過電熱鍋爐解耦，需要在熱源側設置電熱鍋爐，電負荷低谷期時消耗過剩電力供熱。此方法對原系統改造小，熱電解耦能力強，甚至可以實現機組零上網或負上網，但高能低用、系統低效的缺點也十分明顯。

而在汽輪機旁通主蒸汽對外供熱解耦這一方式雖然改造簡單，熱電解耦能力強，不降低電廠供熱出力，但與電鍋爐類似，都是將低谷期的電直接轉化為熱，系統能效低下。

“以電熱鍋爐為例，雖然1度電可轉變成1份熱，但1份熱只能轉換為0.4度電，能量轉化效率非常低。”付林對記者直言，用電熱鍋爐為熱電解耦，整個過程相當于先將之前的1份熱轉變為0.4度電，之后又將這0.4度電轉化為0.4份熱，換言之最終是將1份熱降低為了0.4份熱，無疑是一種能源資源的極大浪費。

熱電協同為北方地區提供大型“儲能寶”，每年可釋放2億千瓦調峰能力

“熱電廠必須改變現行‘以熱定電’的運行方式。為解決這一問題，我們提出了熱電協同的集中供熱系統新模式，基于電廠余熱回收集中供熱，可兼顧提高熱電聯產的能源利用效率與靈活性。”付林強調，通過熱電協同，熱電廠仍可按照改造前純凝電廠的方式承擔原有發電調峰職責，且不降低電廠的供熱能力。

付林介紹，在熱電協同模式下，電負荷高峰期時，熱電廠需要發更多電量，此時可在系統設置一個低溫蓄熱罐，用系統無法回收的余熱加熱蓄熱罐里的低溫水，將熱儲存起來，并將高溫蓄熱罐已儲存好的的熱水置換出來，以維持系統供熱能力；而電力負荷低谷期，則少發電多供熱，或者用熱泵制備熱水，并儲存在高溫儲罐里用于電力高峰期供熱。

這樣一來，在電力負荷高峰期，熱電廠也能多發電，熱網供熱能力卻不會降低，從而突破了電廠余熱回收系統的發電功率調節范圍限制，實現了熱電協同，大大提高了系統能效。

“與熱電聯產電廠相比，該模式相當于是一個儲電廠、抽水蓄能電站，或者說是超大號的儲電池，而且效率高、成本低。”付林說，若該系統作為調峰使用，并在全國推廣，估計每年可為北方地區釋放約2億千瓦的調峰能力，這相當于2億千瓦的電力儲能。

經濟技術可行，建議政府主導啟動試點示范

在付林看來，未來北方地區冬季清潔取暖“煤改電”規模持續擴大，以及熱力行業整體電氣化逐步推進，冬季電力負荷無疑將逐年增長，這意味著冬季熱、電需求將同步迎來高峰。

以北京為例，隨著農村地區大范圍推進煤改電，導致當地電力負荷冬夏基本一致。不僅如此，未來，隨著可再生能源發電高比例增長，系統不穩定性增加，也會讓原本缺電的冬季“雪上加霜”。

“如果采用固有方式，則需要多建火力發電廠，但這一模式雖然可以滿足冬季需求，在夏季卻造成浪費，從而推高成本。”付林坦言，對熱電聯產廠進行熱電協同改造是能解決燃眉之急的方法。

以北方地區某熱電廠2×300MW濕冷機組組成的供熱系統為例，對電廠進行熱電協同改造，實現供暖期發電負荷調節范圍14%—91%，所需核心設備為400MW熱泵和10萬立方米蓄熱罐，共約需投資4億元。

“電廠采用熱電協同系統后，可增加供暖季低谷期機組供熱量和高峰期機組發電量，每個采暖季可獲得收益約0.5億元，熱電協同系統投資回收期約為8年。”付林指出。

“熱電協同系統推廣應用已經具備技術可行性，從長遠看社會、經濟、環境效益兼具。但因其畢竟屬于新興事物，初期所需投資相對較高，目前遺憾還沒有找到落地場景。”付林坦言，因為現行上網電價機制，并不鼓勵高峰期多發電，反而鼓勵了不少地方更多采用低效消耗低谷電的方式，從而導致了能源浪費，也不能解決高峰期電力短缺的問題。

“但如果可以享受與抽水蓄能電站相同的電價，熱電協同系統比抽水蓄能電站的投資更小、成本更低。在保持總發電量不減小的情況下，如果將低谷期上網電價降低50%，而高峰上網電價提高50%，上述熱電協同系統的增量回收期降可低至4.9年，經濟性進一步大幅提升，如此電熱協同才有望真正實現。”付林進一步建議，政府有關部門積極牽頭開展試點示范，取得一定經驗成效后再適時鼓勵推廣應用。