一、引言与背景

1.1 研究背景

截至2024年底，中国新能源发电装机容量首次超过火电，电力系统的结构形态正在发生深刻变化。随着以风能、太阳能为代表的可再生能源在能源供应体系中的比重持续增大，电力系统对传统火电机组的变负荷运行能力提出了更高要求。煤电的角色正在从主力电源逐步转向“基础保障+系统调节”并重的双重定位，从电量主体向容量支撑转变。

在新型电力系统转型背景下，燃煤电厂作为重要的调节性资源，面临着更高的调峰深度要求，以及低负荷运行时易发生脱硝系统失效、系统能耗增加等行业亟待解决的重要问题。将储能技术与电厂改造技术相结合，能够在实现可再生能源稳定并网的同时，有效解决火电机组灵活调峰的问题。

1.2 研究目的与意义

储能耦合火电厂灵活性改造，是指通过配置各类储能系统与火电机组深度耦合，利用储能系统的快速响应能力和能量存储特性，弥补火电机组调节速度慢、调峰深度不足等固有短板，全面提升机组的调节灵活性。该技术路径对于支撑高比例新能源并网、保障电力系统安全稳定运行具有重要意义。

本报告旨在系统梳理储能耦合火电厂灵活性改造的技术路线、政策环境、经济性分析、典型示范项目及发展趋势，为相关企业和研究机构提供决策参考。

二、储能耦合火电厂的技术路线

2.1 技术路线概述

储能耦合火电厂灵活性改造主要分为两大类技术路线：电化学储能耦合（侧重调频）和热储能耦合（侧重调峰）。此外，物理储能（如压缩空气储能、飞轮储能）以及多种技术的混合储能路线也在快速发展。

2.2 电化学储能耦合火电技术路线

电化学储能耦合火电的核心优势在于响应速度快、调节精度高，主要用于提升火电机组的AGC调频性能。

2.2.1 锂离子电池耦合方案

锂离子电池是目前火储联合调频项目中最成熟的技术路线。典型项目如郑州豫能热电火储联合调频项目，采用钛酸锂电池作为技术路线，系统容量为20MW/6.68MWh，利用储能系统快速、精准响应的优势弥补火电机组响应慢的短板，显著提升机组综合调频性能。

2.2.2 飞轮储能耦合方案

飞轮储能具有毫秒级响应速度、高功率密度和长循环寿命的特点。麟北发电“火储联调”项目创新性融合飞轮储能与磷酸铁锂电池技术，其中飞轮储能以毫秒级响应速度实现“瞬时功率补偿”，磷酸铁锂电池凭借大容量优势提供持续稳定出力，两者协同可将火电机组的调频响应速度提升至5秒以内，爬坡速率提升至每分钟15%以上。

2.2.3 混合储能耦合方案

混合储能技术正成为火电调频的重要发展方向。山东省首个多元联合火电调频项目——鲁西电厂项目，创新采用“磷酸铁锂电池+超级电容”混合储能技术路线，配置15MW/15MWh磷酸铁锂电池与15MW/6min超级电容储能系统，通过储能能量管理等系统协同控制，实现储能与发电机组的联合调频。华能铜川20MW/15MWh火储调频项目采用锂电-超容混合调频方案，通过超级电容毫秒级响应能力和锂电池长续航支撑，投运后机组调频性能提升约50%。

2.3 热储能耦合火电技术路线

热储能耦合火电主要解决深度调峰问题，核心原理是将机组在低负荷时段的部分热能（或电能转换的热能）储存起来，在高峰时段释放，从而在不影响供热的情况下大幅压低机组发电出力。

2.3.1 熔盐储热耦合方案

熔盐储热是目前热储能耦合火电中最主流的技术路线，具备大规模、长时长、低成本和高安全性等优势。

实际火电厂灵活性改造常见的形式是对汽轮机组采取部分抽汽来降低其出力，然后将这部分抽汽的热能存储在新增的储热模块上，该方式被称为火储形式。储能过程抽取中压缸的再热蒸汽并在其释热后送回除氧器，释能过程中通过旁路将部分给水加热送入锅炉，这种火储储热的耦合方式兼顾了蓄热量、调峰容量、调峰深度以及循环效率。

代表性项目：国家能源集团宿州电厂1000兆瓦时“煤电+熔盐”储能项目于2025年8月30日正式投运，成为全国单体容量最大、技术集成度最高的熔盐储能耦合煤电项目。该项目设计储热容量为1000兆瓦时，首次采用三元熔盐储热系统，通过构建390℃高温与190℃低温双储罐体系，创新实现“热-储-热”多能耦合。

2.3.2 卡诺电池储能系统

卡诺电池是一种基于热能存储和动力循环技术发展起来的大规模长时储能技术。在储能时，通过直接电加热或热泵循环的形式将电能转化为热能；在释能时，通过热机循环将存储的高温热能转化为电能。火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统，保留原有发电循环作为热转电部分，新增电加热/逆布雷顿循环等作为电转热部分，同时引入低成本的熔盐储热作为大规模储电部分。

热力学研究表明，火储储热方式能够在电厂低负荷运行时实现更高的耦合系统效率。热泵储热方式的调峰性能表现更优，其单位储热负荷的最大调峰容量相较于火储储热方式可以提高69%。当电厂满负荷运行且储/释热负荷均为90 MW时，通过火储-热泵联合储热可以使得调峰容量和调峰深度分别增加78.29 MW和13.04%，此时系统效率仅降低0.16%。

2.3.3 固体高温储热及液态压缩空气储能

针对深度调峰发展痛点，行业内也推出了固体高温储热耦合调峰与液态压缩空气储能耦合调峰等方案。固体高温储热方案产热温度不低于450℃，可直接对接热力系统，系统造价仅为熔盐储热的二分之一；液态压缩空气储能方案通过优化压缩过程并充分利用电厂富余热能，可使整体效率提升至70%以上。

2.4 物理储能耦合方案

国家能源集团低碳院在新一代煤电耦合物理储能领域取得重要研究进展，开发了一套适用于新一代煤电的物理储能耦合系统，创新性地将物理储能余热应用于提升脱硝系统工作温度的场景中。该技术有效解决了物理储能系统充放电过程热利用平衡问题和燃煤电厂低负荷下运行脱硝系统低温失效问题，耦合系统的储能循环往返效率高达85.1%，相较于独立运行物理储能系统效率提升了13.5%，度电成本降低了23%。

三、政策环境与市场机制

3.1 国家层面政策体系

3.1.1 “十四五”煤电灵活性改造目标

国家发改委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，力争到2025年煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。同时提出“十四五”期间煤电“三改联动”（节能降碳改造、灵活性改造、供热改造）改造规模合计6亿千瓦左右。从实际进展来看，2021年以来全国煤电机组累计完成灵活性改造3亿千瓦以上，已提前且超额完成“十四五”期间的改造目标。

3.1.2 新一代煤电升级专项行动

2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四个方面建立健全煤电技术指标体系。方案首次在产业政策中明确了低负荷煤耗攀升幅度、负荷变化速率、一次调频、启停调峰等四项新增指标要求。华泰证券研报指出，若充分实施灵活性改造，到2027年有望释放出56 GW灵活性调节空间。

3.1.3 新型储能规模化建设专项行动方案

2025年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出三年内全国新增新型储能装机容量超过1亿千瓦，2027年底达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。行动方案明确将煤电机组配套储能纳入电源侧储能应用范围，进一步促进新能源上网和提高煤电机组调节能力。

3.1.4 发电侧容量电价机制完善

2026年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确将煤电容量电价回收比例由2024—2025年的30%左右提升至不低于50%，预计2026年煤电平均容量电费收益将由0.027元/kWh提升至0.040元/kWh。同时，首次将电网侧独立新型储能纳入容量补偿范围，标准参照当地煤电容量电价，根据顶峰能力折算。

3.2 地方层面政策

各省市积极推动火电灵活性改造和储能耦合发展。山东省2026年新能源高水平消纳行动方案提出，完成全省存量煤电机组灵活性改造300万千瓦以上，力争实现直调公用机组“应改尽改”。鼓励煤电机组通过电锅炉、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力。

3.3 辅助服务市场机制

国家能源局明确，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，逐步构建统一规范的电力辅助服务市场体系，调动煤电、气电等可调节资源充分发挥调节能力。行业专家建议建立“电量市场+辅助服务市场+容量市场”协同的市场体系，通过调峰、调频、备用等辅助服务补偿，体现煤电的调节价值。

四、经济性分析

4.1 熔盐储热耦合火电经济性

以典型660 MW燃煤供热机组为研究对象的经济性研究表明，在电力辅助服务市场中，火电机组耦合熔盐储热通过电-热转换提供调频、调峰辅助服务获取补贴，同时节约燃煤成本。满足一定补贴标准的情况下，项目能满足收益率要求，但补贴变化对收益率影响较大。在电力现货市场中，火电机组耦合熔盐储热通过套取上网“峰谷”电价差实现盈利，相同峰谷电价差的情况下，低谷电价越低，收益率越高。

对330 MW亚临界机组的系统设计及经济性分析表明，电加热耦合抽汽储热发电系统具有最高30%的调峰深度，远高于抽汽储热的9.3%，可实现机组的零出力。该方案在放热阶段可产生高品位的再热蒸汽并入机组，储放热过程电电效率和㶲效率分别可达52.6%和36.2%。当购电电价为0.2元/(kW·h)时，售电电价为0.632元/(kW·h)即可满足资本金内部收益率为7%。

4.2 火储联合调频经济性

火储联合调频项目具有可观的经济效益。河北龙山电厂火储联调项目依托高峰时段优质电的价格优势，度电价格提升约35元/兆瓦时，每日增发电量约80万千瓦时，成功构建起“量价双升”的良性创效循环。

麟北发电火储联调项目预计可将调频性能指标从当前的0.6提升至1.8以上，跻身西北区域火电机组调频能力第一梯队，同时降低锅炉调整频率约40%，减少因出力调整带来的煤耗波动与机组损耗，实现安全运行和经济效益的双赢。

4.3 物理储能耦合经济性

国家能源集团低碳院开发的物理储能耦合系统，储能循环往返效率高达85.1%，相比独立运行的物理储能系统效率提升了13.5%，度电成本降低了23%。

4.4 综合经济效益

华能魏家峁高温蒸汽熔盐储热项目示范工程投运后，机组调峰容量由60%提高至75%额定负荷，机组负荷响应速率每分钟提升0.5%以上额定负荷，每年可获得调峰收益上千万元，增加新能源消纳电量6亿千瓦时，节约燃煤18万吨，减排二氧化碳30万吨。

五、典型示范项目

5.1 国能安徽宿州1000MWh“煤电+熔盐”储能项目

该项目于2025年8月30日正式投产，是目前国内规模最大的耦合煤电机组熔盐储能工程，也是全国首台套吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备。项目采用“主蒸汽+热再蒸汽+四抽蒸汽”的三路抽汽方案，通过390℃高温熔盐罐与190℃低温熔盐罐的协同运行，实现1000兆瓦时热能跨时段存储与释放。项目投产后每年可提升新能源消纳能力约1.28亿千瓦时，减少碳排放约8.5万吨，每年增加供热能力220万吨，较原有最大供热能力提高73%。

5.2 华能魏家峁高温蒸汽熔盐储热项目

该项目为66万千瓦/8万千瓦时规模，将储热系统与机组宽负荷脱硝、辅汽系统进行协调优化控制，通过高温蒸汽的分级利用实现效率最大化。项目将熔盐储热系统与承压热水储热系统联用，实现储热系统能量的分级高效转移，系统储热效率超过60%。投运后机组调峰容量由60%提高至75%额定负荷，机组负荷响应速率每分钟提升0.5%以上额定负荷。

5.3 鲁西电厂多元联合储能调频项目

山东省首个多元联合火电调频技术项目，创新采用“磷酸铁锂电池+超级电容”混合储能技术路线，配置15MW/15MWh磷酸铁锂电池与15MW/6min超级电容储能系统。项目投运后，机组调频性能指标显著提升，可深度参与调频辅助服务市场。同步建设的熔盐储能火电机组灵活性改造项目预计成为全国首台实现“单机深调到零、双机深调到15%负荷”的火电机组。

5.4 麟北发电“飞轮+锂电”复合型储能项目

西北地区首个融合“飞轮”与“锂电”储能的火储联合调频项目，规划建设10MW/7.28MWh混合储能系统，由4MW/0.4MWh飞轮储能系统和6MW/6.88MWh锂离子电池储能系统组成。预计可使调频性能指标从0.6提升至1.8以上，降低锅炉调整频率约40%。

5.5 郑州豫能钛酸锂火储联合调频项目

河南省首个火储联合调频项目，全国目前规模最大的钛酸锂储能调频项目，系统容量为20MW/6.68MWh，采用合同能源管理模式运作。项目投运后，机组与储能系统将有机结合共同参与电网调频辅助服务。

六、面临的挑战与发展趋势

6.1 当前面临的挑战

技术挑战：煤电机组灵活性改造项目技术路线较多，不同地域、不同电网、不同机型等均存在一定适用差异性，部分技术性价比不高、适用性不强，需要对已有成果和经验作进一步总结和标准化。

经济性挑战：大量机组剩余设计寿命进入15年以内，现有辅助服务市场、价格机制对于这部分机组改造的经济性支撑偏弱；随着调节深度和次数不断增加，灵活性改造对机组运行安全性的影响逐步凸显，运维成本显著增加。

运行挑战：灵活性改造导致更低负荷运行时长增加，在一定程度上拉高了机组运行煤耗，对企业节能考核、盈利能力都带来负面影响；深度调峰期间，煤电常处于独自应战的境地，面临巨大的运行压力。

6.2 发展趋势

储能耦合深度持续加深：面向“十五五”，煤电将明确“基础保障电源+系统调节电源”的双重定位，从电量主体向容量支撑转变；迈入“十六五”，煤电的调节属性将被彻底激活，化身为以高比例可再生能源为主的新型电力系统的“稳定器”。

多种储能技术融合应用：电化学储能、热储能、物理储能等不同类型储能技术将根据应用场景融合应用，“飞轮+锂电”“锂电+超容”“熔盐+热水储热”等多技术混合路线将持续推广。

市场机制逐步完善：随着容量电价机制完善、辅助服务市场深化以及电力现货市场建设，储能耦合火电项目的收益模式将更加多元和稳定，调节性资产价值将得到更好的市场体现。

七、结论与建议

7.1 主要结论

储能耦合火电厂灵活性改造是适应新型电力系统建设的必然选择。当前，电化学储能耦合火电在调频领域已形成成熟商业模式和大量工程实践，熔盐储热等热储能耦合火电在深度调峰领域展现出显著优势，物理储能耦合等创新技术也在快速突破。在政策层面，国家已形成从“十四五”到“十五五”的系统性政策框架，容量电价机制和辅助服务市场的完善为储能耦合火电项目提供了日益清晰的经济回报预期。

7.2 建议

技术路线选择：各火电企业应根据机组类型、区域电网需求、当地政策环境等因素，科学选择适合的储能耦合技术路线，优先考虑熔盐储热（深度调峰）和电化学储能（调频）等经过充分验证的成熟方案。

示范带动：充分发挥现有示范项目的引领作用，将魏家峁、宿州等项目的成功经验进行总结推广，形成可复制的技术标准和运营模式。

政策利用：密切关注容量电价、辅助服务市场、电力现货市场等政策动态，积极参与相关市场交易，最大化储能耦合项目的经济收益。

技术创新：持续关注卡诺电池、液态压缩空气储能、新型混合储能等前沿技术发展，为后续升级改造做好技术储备。