低碳供热成本疏导难题待解

推动低碳供热技术规模化应用，是我国实现供热领域低碳转型的核心路径。

▲图片由AI生成

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以供暖为主的城镇及农村住宅运行碳排放占建筑运行排放总量的近60%。推动低碳供热技术规模化应用，是我国实现供热领域低碳转型的核心路径。

然而，当前低碳供热技术的规模化推广仍面临多重制约，其中居民供热价格机制问题尤为突出。在近日召开的清洁供热论坛上，自然资源保护协会、北京计科能源新技术有限公司联合发布的《中国供热行业价格机制研究——以居民热价为例》报告（以下简称《报告》）指出，低碳供热的平均单位热值成本明显高于传统供热方式，成本与价格之间的错配加剧了供热企业的盈利压力，一定程度抑制其技术升级与规模化应用的积极性。

低碳供热规模持续增长

近年来，我国低碳供热呈现规模增长、技术多元、区域模式分化的态势。太阳能、生物质能、水热型地热、热泵、储热供热、工业余热等技术已在北方广泛应用；北方城镇与农村持续推进“煤改电”“煤改生物质能”替代。截至2023年底，北方地区供热总面积245亿平方米，其中清洁供热面积186亿平方米；2017—2023年，6年间清洁供热面积增长超43%，清洁供热率从约60%提升至76%。

供热价格是影响推广的关键因素。我国城市供热价格按热力供应不同环节分为热力出厂价格、管网输送价格和热力销售价格。我国热价实行政府定价或指导价，遵循“准许成本+合理收益”原则，同时鼓励建立燃料价格联动机制。当热价不足以补偿供热成本致使热力企业经营亏损、或燃料到厂价格变化超过10%时，热力企业可向政府价格主管部门提出热价调整建议。价格校核周期原则上不超过三年。

《报告》对五个案例区域开展了燃煤热电联产、太阳能、生物质、地热能、热泵、氢能、核电供暖等多热源供热成本特性研究，不同供热技术的平均单位热值成本差别较大。其中，核电供暖成本最低（27.6元/GJ），其次为燃煤热电联产（43.84元/GJ），生物质热电联产、水热型地热和热泵的平均供热成本在50.42—66.05元/GJ之间，为燃煤热电联产的1.15—1.51倍；生物质锅炉和太阳能供热成本偏高，在80元/GJ和137.20元/GJ之间，约为燃煤热电联产的1.82—3.13倍；氢能供热成本最高（平均430.94元/GJ），约为燃煤热电联产9.83倍。这种成本差异反映出不同技术在资源利用、设备投资、运行维护等方面的不同特点，也直接影响了其适用场景。

商业化运营面临挑战

热电产业作为国民经济的重要支柱，承载着支撑经济发展、满足民生供暖、促进节能减排的重要使命。

为保障民生需求，我国居民供热价格实行政府指导价管理，目前主要采用按面积计价的方式，部分地区试点“基本热费+计量热费”相结合的两部制热价模式。与此同时，现行机制也形成了以工商补居民的交叉补贴结构，即通过工商业供热收益在一定程度上支持居民供热，这一安排有力保障了广大居民，特别是低收入群体的冬季取暖权益。但也应看到，热力企业存在经营压力，不利于行业健康发展和节能降耗目标的全面推进。

《报告》指出，当前居民供热定价机制在体现低碳供热技术的初期投入成本与环境效益方面仍有提升空间。部分地区受限于配套政策尚不完善，在成本分摊与价格疏导机制方面存在不足，使得低碳供热项目在商业化运营和可持续盈利模式构建上面临挑战，一定程度影响了热力企业选择和应用相关技术的积极性。

在现有机制下，各类热源品种基本遵循统一的补贴标准，并未区分热源品种。现行补贴方式主要依据热电联产集中供热企业的总体收入成本缺口进行核定，这种模式在稳定供热保障的同时，使得企业在热源选择上更注重经济性因素，对初始投资较高的可再生能源热源接入积极性有限。北方地区清洁取暖补贴以“煤改气”“煤改电”为主要支持方向，而可再生能源供热项目仍处于推广初期，特别是在农村地区相关补贴措施和力度有待进一步强化。可再生能源如热泵、地热能、生物质能等清洁供热技术，无法享有与燃煤燃气热电联产机组同等补贴待遇。

亟须创新多元化市场机制

基于上述情况，《报告》建议，各地结合国家能源战略和城市发展规划，制定为期10—20年的低碳供热发展长期规划，重点明确供热绿色低碳发展的总体目标、阶段任务和技术路线。规划应充分考虑可再生能源利用、能源效率提升、供热系统智能化等方面的发展趋势，引导供热行业朝着低碳、高效、智能的方向发展。

《报告》同时建议，应根据不同低碳供热技术价格的敏感因素，针对性地制定补贴政策。比如，对于生物质供热、热泵、氢能供热（独建）等受燃料价格或电价影响显著的低碳热源技术，通过制定低碳供热燃料价格补贴或拟定特殊低碳供热阶梯电价等方式给予政策性补贴；对于太阳能供热、水热型地热、氢能供热（单户）、核电供热等供热成本受初始投资影响较大的低碳供热技术，通过按一定比例进行初始投资补贴、加大绿色金融支持力度等方式，降低项目建设成本或系统单位造价。同时，可将供热项目节能降碳情况与税收返还、财政激励等措施挂钩，按年度设置绩效考核，对达标或超额完成的项目给予财政税收等补贴。

与此同时，还应强化低碳供热成本传导机制。建立低碳供热成本实时监测系统，准确跟踪燃料采购成本、设备运维成本、人工成本等各项成本要素的变化。供热企业应按照规定定期向监管机构报送成本数据，监管机构根据市场情况和成本变化趋势，及时调整供热价格中的成本加成部分，确保供热价格能够真实反映成本波动。

此外，《报告》建议要持续深化供热市场竞争机制，打破区域供热垄断，促进低碳供热服务多元化，形成区域间供热企业竞争格局，鼓励拓展增值服务，开展低碳供热企业与其他能源服务企业合作；创新低碳供热市场金融机制，拓宽低碳供热项目融资渠道，建立低碳供热产业投资基金，探索低碳供热服务金融创新和供热保险，充分调动低碳供热项目建设积极性。

文 | 本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷