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蒸汽与冷水的同一条管线：一家燃气服务商的供能账

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-12 10:58

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

在佛山的一个工业园区里，管廊上并排走着两种介质：一种是给生产线用的蒸汽，一种是给车间降温用的冷水。它们来自同一座能源站，由同一家企业运营。对园区里的企业来说，这意味着不必自建锅炉、不必自购制冷机组，打开阀门就能用能；对运营方来说，这意味着卖出去的东西从“一方气”变成了“一套能”。

这个转变的背景，要放到城燃行业的处境里理解。城市燃气企业的传统业务是管网输配与终端销售，增长依赖接驳户数与销气量；当城镇化进入中后期、接驳红利见顶，单纯卖气的增长曲线必然趋缓。于是“综合能源服务”成为行业共同的转型方向，而园区级的冷、热、蒸汽、电多能联供，是其中商业模式最清晰的一类。

港华智慧能源把这条路径称为“燃气+”。据港华燃气官网介绍，公司在内地拥有四十多万工商客户，依托城市燃气主业发展燃气能源服务，聚焦零碳园区、工业节能、建筑供能、交通供能、碳资产管理等业务，并与四十余家生态伙伴合作，为客户提供从供能到用能的全流程服务。其业务形态包括区域集中供冷供热、园区蒸汽供应、分布式能源站等。

具体项目的账本更能说明问题。官网披露的佛山市畅兴工业园区项目，覆盖75家用能企业，一期蒸汽供应规模超过每年30万蒸吨；站内配置七台燃气蒸汽炉、一台溴化锂冷水机和两台发电机组，总装机183.5兆瓦。通过蒸汽、冷水、电力的协同供应与余热梯级利用，项目不但满足了园区企业的高参数用汽需求，还使园区整体降碳超过40%、综合能效提高超过10%、企业用能成本节约约5%。

“降碳四成、能效提升一成、成本降五个点”，这组数字的排序值得琢磨。它不是靠某一种技术实现的，而是靠系统集成：燃气锅炉产蒸汽，发电机组余热用于制冷或供热，溴化锂机组利用余热产出冷水，各环节的排烟与冷凝热被逐级回收。真正的技术创新点不在于单机效率有多高，而在于把原本要被排掉的热量接回到流程里。

徐州高铁东城区的能源站是另一种形态。该项目为冬季采暖提供保障，供暖面积达200万平方米，配置六台燃气低氮热水锅炉，总容量80兆瓦；据官网介绍，项目实现降碳超过40%、综合能效提高超过25%、节约成本约8%。与工业园区不同，这里服务的是城市新区的居民与公共建筑，负荷有明显的季节性和昼夜性，运营的核心矛盾从“稳定供汽”变成“精准匹配负荷”。

阜新市产业园区的项目则把管网的价值凸显出来。该项目蒸汽供应规模为每年61万蒸吨，配套18公里蒸汽管网，通过回收电厂乏汽向园区输送；官网数据显示，综合能效提高超过20%、节约成本约15%。18公里管网意味着热损与压降管理成为关键技术问题，也意味着一旦园区负荷不足，管网的固定成本将难以摊薄。

把三个项目放在一起比较，可以看出这类业务的共同结构：一是重资产，能源站与管网的投资规模大、回收周期长；二是强耦合，能源站的技术方案必须与园区企业的工艺用能特征匹配；三是长周期，合同期限普遍在十年以上，运营能力比建设能力更重要。这也解释了为什么城燃企业在这个领域具有一定优势——它们本来就擅长长周期的基础设施运营与客户服务。

技术层面上，这类项目最考验的是“负荷预测与容量配置”的匹配度。园区招商进度往往与规划期设想不一致，投产企业的用汽参数、用汽时段也与设计工况存在偏差。配置过大会造成设备长期低负荷运行，效率下降、折旧压力上升；配置过小则在负荷上来后被迫增容，影响客户生产。行业里常见的处理办法是模块化配置加分期建设，先按确定负荷建一期，预留扩建接口，把风险摊到时间轴上。

商业层面上，收费模式的选择同样关键。按流量计费简单直观，但容易诱发用户对参数的追逐；按面积或按冷热量计费更贴合服务本质，却需要可靠的计量与核证体系；还有一种是“能源托管”，由服务商承担用能成本，按节能收益分成，对服务商的技术能力与信用要求最高。模式不同，企业承担的风险结构完全不同。

需要注意的是，燃气供能路线在“双碳”背景下面临一个绕不开的问题：如何证明降碳的真实性。燃气的碳排放强度低于煤炭，但并非零碳；要拿到更优的减排认定，需要把余热回收、绿电替代、碳资产开发结合起来。这也是港华把碳资产管理列入业务版图的原因——减排量不只是环保成绩，也是可以定价的资产。

从行业视角看，“燃气+”模式的价值在于把分散的用能需求集中起来，用一个能源站替代几十台小锅炉。这种集约化带来的效率提升是确定的，但它的推广高度依赖园区密度与管网经济性。在负荷稀疏的区域，集中供能的管网投资难以摊薄，分布式方案反而更现实。因此这类业务的扩张节奏，本质上受制于产业园区的空间集聚程度，而非技术成熟度。

一条管线同时输送蒸汽与冷水，看似是工程上的小事，背后却是经营逻辑的切换：从卖标准化商品，到卖定制化服务；从按量收费，到按效果收费；从单一能源，到系统效率。这个切换能否持续，最终要看运营方能不能把每一座能源站的负荷、效率与成本都算清楚——毕竟在这个行当里，账算不准，服务就长不了。

价格机制的设计同样考验功力。园区供能合同期通常长达十年以上，而燃料价格、电价、人工成本在此期间都会变化。若采用固定单价，运营方在气价上行周期会被挤压，用户也难以分享效率提升的红利；若完全随行就市，用户又难以做长期成本预算。较为普遍的做法是设置燃料联动条款与效率分享条款：前者把气价波动按约定公式传导，后者把实际能效优于设计值的部分按比例返还或分成。条款越细，前期谈判越费力，但后期扯皮越少。

（来源：港华燃气官方网站“燃气+”能源服务业务介绍及项目公开信息）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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卓启焱