“十五五”规划纲要明确提出，要加快热力系统绿色低碳转型。我国工业用热量大，能耗以化石能源为主，碳排放量约占全社会的五成，是工业降碳的重点领域。当前，我国工业用热绿色低碳转型仍面临能源结构、技术装备、经济成本、体制机制等挑战，亟须因地制宜开展余热资源利用和非化石能源供热，有序推进电气化改造，为积极稳妥推进和实现碳达峰提供有力支撑。

热力是工业的主要用能形式，约占工业终端用能的六成。工业用热可分为外购热与自供热。外购热已纳入统计，可在中国能源统计年鉴查阅得到。自供热未单独统计，整体蕴含在煤、油、气、电等能源消费中。

近年来，工业外购热逐年提高。国家统计局数据显示，工业外购热年均增长约18%，从2020年的41.2亿吉焦（1.4亿吨标煤）增长至2023年的68.7亿吉焦（2.3亿吨标煤），占工业终端用能比重从6%增长至8%。工业外购热主要通过蒸汽或热水的方式传递至工业用户。

在考虑自供热后，根据国际能源署与清华大学的研究，工业用热总量超过500亿吉焦，该研究结果与中国宏观经济研究院能源研究所、劳伦斯伯克利国家实验室、中国能源研究院、中国环境与发展国际合作委员会等机构的测算结果基本相当（详见表1）。细分行业来看，根据能源基金会研究，热力需求分别占我国水泥、钢铁、石化、化工、铝业终端用能的84%、79%、78%、54%和24%。

钢铁、石化化工、建材、有色金属等高载能行业热需求约占工业用热总量的90%。钢铁行业通过高炉、转炉、加热炉、热处理炉等设备，实现钢铁的熔化与还原、钢坯的加热与轧制、钢材的性能优化。所需温度均超过150℃，其中超过1100℃的高温用热占一半左右。

石化化工行业通过裂解炉、反应器、精馏塔（再沸器）等设备，为裂解等吸热反应、精馏分离等工艺提供热量。其中，化工行业用热需求以80℃~150℃的低温为主，约占该行业总用热需求的60%；其次是550℃~1100℃的中高温，约占1/4。

石化行业用热需求以150℃~550℃的中温为主，约占该行业总热需求的70%。建材行业利用水泥回转窑，在约1450℃高温下将生料煅烧为水泥熟料；通过玻璃熔窑，在约1600℃高温下将石英砂等配料加热熔化成玻璃液；通过隧道窑或辊道窑，在1200℃~2500℃的温度区间将成型后的陶瓷坯体烧结致密化。

由此可见，建材行业温度需求以高温为主，超过1100℃的用热占八成以上。有色金属行业通过火法冶金炉、电炉等，实现金属高温熔炼、精炼、分离或合金化处理。超过300℃的用热需求占八成左右。轻工业用热量约占工业总用热量的10%，涵盖食品、纺织、机械、造纸等行业，用热需求以80℃~150℃的低温为主。

工业领域导热介质包括蒸汽、热水、导热油、熔盐、热风/烟气等。热传导、热对流和热辐射是热量传递的三种基本方式。其中，热传导需要通过直接接触，介质可为固体、液体或气体；热对流通过气体或液体等流体介质传热；热辐射无需任何介质，在高温下占绝对主导。

超过550℃的高温用热占工业总用热量的43%左右，在这一温度下，传热方式以热辐射为主，基本无需传热介质。150℃~550℃的中温用热占工业总用热量的31%左右，该温度下，传热方式三者并存，主要以导热油、熔盐、蒸汽为介质。低于150℃的低温用热占工业总用热量的26%左右，该温度下，传热方式以热传导和热对流为主，主要以蒸汽、热水为介质。

工业用热的碳排放量大，有大量余热亟待回收利用。根据国际能源署、清华大学、长三角国家技术创新中心等机构的研究，我国工业约八成的热力来自化石燃料，亟需推进低碳转型。此外，我国工业余热规模大，呈现出行业分布广、形态介质多、温度范围大等特点。

根据清华大学等研究机构测算，我国工业余热余压资源超过110亿吉焦，占工业能源消费量的1/10。从行业看，钢铁、水泥、石化化工（焦炭、炼油、合成氨等）行业是余热余压主要来源，比重分别为52%、21%、18%。从介质看，高温烟气和冷却介质（冷凝水等）占比最高，分别为50%、20%。从温度看，余热以低温（100℃以下）为主，比重达71%，中温（100℃~300℃）、高温（大于300℃）比重分别为7%、23%。

低碳技术水平持续提升，为工业用热低碳转型提供有力保障。一方面，多温段电气化技术日益成熟。工业热泵的热效率高，是100℃以下热力的首选供热技术，已在农副食品加工、食品制造、纺织、木材加工、造纸、设备制造和汽车制造等行业得到应用。电锅炉能直接制备高温蒸汽、热风、导热油等，主要用于满足300℃以下的热力需求，具有温度精准控制、生产清洁、高效率等特点，可应用在食品、制药、纺织等轻工业，也可用于重工业（冶金、石化、建材等）的蓄热、烧制等工艺。热电池等技术可制备200℃~2400℃的热力，能覆盖绝大多数工业用热需求。

另一方面，回收利用技术水平全球领先。我国余热余压余气发电机组近年来快速发展，超临界煤气发电、烧结余热回收利用、饱和蒸汽发电等技术已处于全球领先水平，特别是先进煤气锅炉发电机组的热效率达到44%，接近理论热效率。突破升温型工业余热利用、低品位热驱动多元复合工质制冷、热电联产低位能供热等一批先进技术，实现了低品位余热高效提质、制冷与梯级利用。其中，升温型工业余热利用技术可将70℃的中温废热提升至100℃以上，能源转化效率达45%~48%；低品位热驱动多元复合工质制冷技术可利用100~140℃低温热源制取最低-47℃的冷能。

首先，化石能源依赖度居高不下，工业用热长期以燃煤锅炉、自备煤电、工业煤气为主要热源，煤炭在工业供热能源结构中占比超60%，天然气等清洁能源供热占比有限，非化石能源供热（太阳能光热、地热能、生物质能、核能供热等）规模偏小、应用场景受限，难以匹配工业热负荷的规模化、连续性需求。

其次，中高温清洁热源供给短板突出，工业流程对200℃以上中高温热源需求旺盛，现有非化石热源技术在温度等级、供热稳定性、负荷调节能力上，无法完全替代传统燃煤供热，高品位低碳热源供给体系尚未形成。

最后，工业余热资源化利用效率偏低，有关机构研究表明，我国低品位（低于100℃）工业余热资源利用率不足3%。工业余热资源总量大、品类多，但存在温度层级分散、时空分布不均、供需匹配度低等问题，跨企业、跨园区余热输送管网配套不足、热损率高，余热梯级利用与系统集成水平不足，大量低品位余热直接放空浪费。

中高温低碳供热技术成熟度不足。工业高温热泵、高效电加热、热化学储能、氢能高温供热等关键技术，仍处于研发示范或小规模应用阶段，核心零部件、耐高温材料、系统集成工艺存在技术短板，设备能效、运行寿命、工况适配性难以满足工业连续生产要求。

存量供热系统改造适配性差。传统工业供热管网、换热设备、控制系统老化严重，与新能源供热、余热回收、多能互补系统兼容性不足，老厂区空间布局、工艺流程固化，低碳化改造施工难度大、改造成本高。

系统优化与智能化调控技术薄弱。工业用热系统源-网-荷-储协同调控、热负荷精准预测、能效在线监测等数字化技术应用普及率低，缺乏全流程能效管控与智能调度体系，供热系统运行效率偏低、能源浪费问题普遍。

一方面，初期投资成本高企，清洁供热技术装备、管网改造、储能配套等固定资产投资远超传统燃煤供热系统，中小企业资金实力薄弱，面临融资渠道窄、融资成本高的困境，低碳改造投资意愿不足。

另一方面，运行成本竞争力薄弱，电力、天然气、生物质燃料等清洁热源燃料成本，远高于煤炭供热成本，分时电价、绿电价格机制与工业热负荷联动不足，低碳供热项目长期处于成本倒挂状态。工业燃煤锅炉的热蒸汽成本为70~90元/吨，但大多数地区工业用电价格超过0.3元/度，电加热的蒸汽成本超过300元/吨，高温热泵的蒸汽价格超过100元/吨，经济性不足。中电联统计数据显示，64%的工业电能替代项目投资回收期超过8年，高于国际通行的5~7年标准，部分项目甚至延长至10年以上。

首先，规划统筹机制缺位，工业供热、能源供给、产业园区规划缺乏一体化衔接，源-网-荷-储统筹规划不足，新能源供热、余热利用项目与工业热负荷需求、管网布局匹配度低，存在重复建设、资源错配问题。

其次，标准体系建设滞后，工业低碳供热设计规范、设备能效标准、安全运行规范、碳核算监测体系尚不健全，非化石能源供热、余热梯级利用、多能互补供热等领域标准缺失、接口不统一，制约技术推广与项目落地。

最后，市场机制与政策协同不足，全国统一的工业供热市场、辅助服务市场尚未建立，节能降碳补贴、税收优惠、绿色金融等政策针对性不强、落实难度大；跨部门、跨区域政策协同度不足，审批流程繁琐，利益分配机制不清晰，制约集中供热、余热共享等项目推进。

首先，需推进化石能源供热清洁化替代。加快淘汰落后低效燃煤供热设施，推动现有燃煤锅炉实施超低排放改造与节能提效升级。

其次，要拓展非化石能源供热应用场景。因地制宜推进太阳能光热、地热能、生物质能、核能供热等规模化应用，在工业产业园布局集中式新能源供热项目。重点突破中高温非化石热源技术应用，针对化工、钢铁等行业推进核能乏热、工业余热耦合供热，构建高、中、低温梯度匹配的清洁热源供给格局。

最后，需提升工业余热资源化利用水平。推动重点行业开展余热资源普查，搭建跨企业、跨园区余热供需对接平台，完善余热输送管网配套，推进余热梯级利用、余压余能回收；推广余热热泵、余热储存等集成技术，实现低品位余热高效回收利用，打通余热供需协同利用链条。

面向低温段（＜150℃）推广热泵替代。 针对农副食品加工、纺织、造纸、化工精馏预热等低温需求，以工业热泵为核心替代燃气小锅炉。优先利用工艺余热、循环冷却水余热作为热泵低位热源，将COP提升至4.0以上，使单位热能成本逼近燃煤。同时，依托工业园区既有热水/蒸汽管网，构建“分布式热泵+低温热网”架构，降低管网输送损失。  

面向中温段（150℃~550℃）发展“电热+储热”耦合模式。 针对石化再沸器、造纸烘缸、食品杀菌等需求，推广电极锅炉与高温热泵复叠系统。关键路径在于耦合储热装置（显热或相变储热），利用谷电时段（含绿电大发时段）蓄热，平抑峰段用电成本。在电网薄弱区域，推动“电锅炉+蓄热罐+工业蒸汽”一体化项目，将刚性热负荷转化为柔性可调负荷。

面向高温段（＞550℃）保留过渡方案，探索绿氢与电热协同。 钢铁加热炉、玻璃熔窑、水泥回转窑等超高温场景，短期内电气化不具备经济性与工艺可行性。建议维持化石燃料主体，同步引入绿氢掺烧与感应加热辅助；待绿氢成本降至15元/公斤以下时，逐步过渡至“绿电制绿氢—氢燃烧供热”的零碳路径。

一方面，攻坚关键低碳供热技术装备。聚焦中高温工业热泵、高效电加热、热化学储能、氢能高温供热、生物质高效气化等核心技术，加大研发投入与技术攻关，突破耐高温材料、核心零部件、系统集成等技术短板；推动技术成果中试验证与示范应用，提升装备能效、运行稳定性与工况适配性。

另一方面，加快供热系统数字化智能化升级。搭建工业用热全流程智能监测与调控平台，融合大数据、人工智能技术，实现热负荷精准预测、源网荷储协同调度、能效在线管控；推广热计量监测、智能换热、远程运维等数字化装备，提升供热系统运行效率与精细化管理水平。

强化一体化统筹规划布局。将工业清洁供热纳入能源、产业、园区发展总体规划，实现源网荷储一体化规划、同步建设、协同运营；统筹清洁热源、供热管网、储能设施布局，推动项目与工业热负荷需求精准匹配，避免资源错配与重复建设。

健全标准规范与监管体系。加快制定工业低碳供热设计、设备能效、安全运行、碳核算等系列标准，统一技术接口与验收规范；建立工业用热能效与碳排放监测监管平台，完善能耗限额、碳排放约束指标，强化企业转型刚性约束。 

优化跨部门跨区域协同机制。简化清洁供热项目审批流程，建立部门联动审批服务机制；完善跨区域、跨企业供热项目利益分配机制，破除区域壁垒与数据孤岛，推动集中供热、余热共享项目高效落地。

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