一、引言与背景

1.1 研究背景

近年来，随着“双碳”目标的纵深推进，我国能源结构转型加速推进。新能源装机容量已超过火电，电力系统的结构形态正在发生深刻变化。然而，新能源的随机性、波动性及缺乏惯性支撑等特点，对电网的安全稳定运行构成严峻挑战。煤电虽在装机占比上已非首位，但仍承担着大部分发电量、顶峰能力和调节能力，是电力安全的“压舱石”。

在此背景下，常规燃煤机组在深度调峰工况下面临灵活性不足、调峰能力弱及新能源消纳受限等多重挑战。火电机组直接深度调峰面临低负荷燃烧不稳定、受热面超温、热电解耦及经济性降低等问题。储热技术作为火电机组灵活性改造实现深度调峰的重要手段，受到行业广泛关注。

1.2 研究目的与意义

储热耦合火电厂灵活性改造，是指在传统“锅炉-汽机”热力系统中嵌入大容量储热系统，通过抽汽储热或电加热储热等方式，将机组低负荷时段的部分热能储存起来，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，削弱原本刚性联系的“炉机耦合”，实现火电机组深度调峰和灵活运行。

本报告旨在系统梳理储热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、储热耦合火电厂的技术路线

2.1 储热技术分类概述

储热技术按热存储形式主要分为显热储热、潜热储热和热化学储热三大类。显热储热成本低廉、技术成熟度最高；潜热储热储能密度高、储/放热过程温度近乎恒定，已开始规模化示范，是当下研究热点；热化学储热储能密度最高，但尚处于实验室研究阶段。

在火电厂灵活性改造中，主流技术路线包括熔盐储热、固体高温储热、热水罐与电极锅炉储热，以及卡诺电池储能系统等。

2.2 熔盐储热耦合技术路线

熔盐储热是目前储热耦合火电领域最主流的技术路线，具备大规模、长时长、低成本和高安全性等优势，在火电机组深度调峰和热电解耦方面展现出显著效果。

2.2.1 系统原理与架构

熔盐储热耦合火电的基本原理为：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。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，这种耦合方式兼顾了蓄热量、调峰容量、调峰深度以及循环效率。

基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造方案，在传统的“锅炉-汽机”热力系统中嵌入大容量高温熔盐储热系统，大幅提升深度调峰能力，同时机组改造后对外提供高参数工业供汽的能力也将得到大幅度提高。

2.2.2 主流熔盐体系

熔盐种类繁多，如氟化物、氯化物、硝酸盐等，适用的温度范围各不相同。经过大量实验比选，硝酸盐的整体温度范围最符合火电机组的运行要求。由三种硝酸盐混合配制的“三元盐”，工作温度范围覆盖了当前供热机组的典型运行温度区间，因而被确定为当前火电耦合熔盐储热的主流选择。

从材料、设备到系统集成及运行控制等维度，熔盐储热耦合技术已形成全链条研究体系。分析表明，该技术能够显著降低弃风弃光率，尽管初投资较高但经济回收期较短，具备良好的全生命周期经济性。

2.2.3 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。储能时通过直接电加热或热泵循环将电能转化为热能，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，新增电加热或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。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提高可观幅度。当电厂满负荷运行且储/释热负荷达到一定水平时，通过火储-热泵联合储热可使调峰容量和调峰深度显著增加，而系统效率仅略有降低。

近年来，全球首套超高温热泵储能技术已发布，其结合热泵循环与热机循环，实现电能与热能的高效双向转换。该技术具有布置灵活度高、储能密度高、容量成本低等优势，规模化电电转化效率达到较高水平，在不同负荷下效率稳定，可耦合煤电产业提升运行灵活性及节能减排。

2.3 固体高温储热耦合技术路线

针对深度调峰发展痛点，固体高温储热耦合调峰成为重要的创新方向。该技术在原煤电机组基础上耦合高温固体蓄热装置，在夜间低谷电时段将富余电能高效转化为热能并储存于蓄热体中，在白天用电高峰时段释放所储存的热能用于发电或对外供热。

固体高温储热方案产热温度可达较高水平，可直接对接热力系统，支持机组参与调频、深度调峰、顶峰及爬坡等多类辅助服务，系统造价显著低于熔盐储热。

此外，国内首创的“沙子热力电池”即高温固体颗粒储热装置已中试成功，采用电磁感应加热、气体传热、颗粒材料储热的技术路线，最高工作温度可达极高值，可实现宽温度范围贯通，以沙子等固体颗粒为储能介质，高效储存新能源电力并按需释放，可参与火电灵活调峰。

2.4 热水罐与电极锅炉储热

热水罐和电极锅炉是最早应用于火电深度调峰的技术，工艺简单，对火电系统改动较少，但也存在占地较大、释放热能品质较低的问题。相变储热技术潜热巨大，可恒温放热，热稳定性好，但技术尚未完全成熟。

2.5 液态压缩空气储能耦合

液态压缩空气储能耦合调峰方案基于自主研发的液态压缩空气储能技术，在原煤电机组基础上耦合液态压缩空气储能装置。系统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较高水平，系统结构简洁、可靠性高。

三、政策环境与市场机制

3.1 国家层面政策

3.1.1 新一代煤电升级专项行动

近年，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》，明确提出示范机组最小出力需达到较低水平，中高负荷以上负荷变化速率需达到一定标准，为储热耦合技术创新指明了方向。

3.1.2 储热耦合调峰专项鼓励

国家能源局下发相关指导意见，明确鼓励以熔盐储热耦合调峰等方式，提高新能源与煤电深度协同水平，提升基地绿电电量占比。

3.1.3 容量电价机制完善

国家发展改革委、国家能源局联合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提升至较高水平，煤电平均容量电费收益显著提高。该文件标志着我国正式构建起“电能量+辅助服务+容量”三位一体的电力商品价值实现机制，为调节性电源提供了合理的成本回收渠道。

3.1.4 新型储能规模化建设

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》，提出一定时期内全国新增新型储能装机容量目标，带动项目直接投资显著增长，进一步促进新能源上网和提高煤电机组调节能力。

3.2 地方层面政策

各省市积极推动储热耦合火电灵活性改造。山东省大力支持开展热电解耦技术改造，鼓励煤电机组通过采用电锅炉储热、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力，明确发电企业在计量出口内建设的电锅炉储热、熔盐储热等设施，用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电，有效提高企业改造积极性。山东省在“十四五”期间累计完成大量灵活性改造，新增可观调节能力。

山东省近年电力市场建设通知进一步明确，煤电企业灵活性改造配建电锅炉和熔盐储热设施，可按日选择匹配机组联合参与市场，接收、响应电网AGC系统功率指令。

河南省发改委发布煤电机组改造升级新能源项目实施方案，对开展灵活性改造和节能降耗改造的煤电机组给予新能源支持。各地标杆性示范工程，为《新一代煤电升级专项行动实施方案》探索煤电低碳升级新路线。

3.3 辅助服务市场机制

随着调峰辅助服务市场机制逐渐成熟，煤电深度调峰已形成一定的盈利模式。各地按小时调整调频容量、调频速率需求并开展分时出清，进一步增加参与系统运行灵活性。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，充分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

熔盐储热耦合火电的经济性在电力辅助服务市场和电力现货市场中均有良好表现。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。在电力现货市场中，通过套取上网“峰谷”电价差实现盈利。

对大型超超临界机组的研究表明，采用电加热、背压机发电与排汽供热的组合方案，在㶲效率和经济性方面表现最优，验证了熔盐储热在提升火电机组灵活性与经济性方面的协同潜力。

华能魏家峁高温蒸汽熔盐储热项目投运后，机组调峰容量显著提高，每年可获得可观的调峰收益，大幅增加新能源消纳电量，节约燃煤，减排二氧化碳。

国家能源集团宿州“煤电+熔盐”储能项目投产后，每年可大幅提升新能源消纳能力，减少碳排放，每年增加供热能力，较原有最大供热能力显著提高。

大唐王滩发电公司熔盐储热项目，每年可新增大量新能源消纳，减少标煤燃烧和二氧化碳排放。

4.2 固体储热经济性

固体高温储热耦合调峰方案系统造价仅为熔盐储热的一半左右，具备显著的成本优势。“沙子热力电池”以一定规模项目为例，每年可供蒸汽量可观，节约标准煤，减排二氧化碳。

4.3 容量电价机制对经济性的影响

随着容量电价机制完善，煤电确定性收入占比提升。容量电价回收比例的提升，使煤电平均容量电费收益显著增长。这一机制为储热耦合火电项目提供了稳定且可预期的固定收益来源，显著改善了项目的投资回报预期。

五、典型示范项目

5.1 国能安徽宿州“煤电+熔盐”储能项目

该项目是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及控制系统、国家首批绿色低碳先进技术示范项目。

项目创新采用多路协同抽汽方式，实现蒸汽在换热后直接供热，达成能量的梯级利用，储放热系统整体效率处于行业领先水平。通过高温熔盐罐与低温熔盐罐的协同运行，实现吉瓦时级别热能跨时段存储与释放，首次实现大规模熔盐储热。

项目核心技术“多级蒸汽加热熔盐储热系统及应用”整体达到国际领先水平。机组变负荷速率达到较高标准，开发了耦合煤电机组的蒸汽熔盐储热智能控制技术。项目投产后，机组调峰能力从原有范围大幅拓展，显著提升机组灵活性。

5.2 华能魏家峁高温蒸汽熔盐储热项目

该项目为一定规模的高温蒸汽熔盐储热工程，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，系统储热效率超过六成。该项目填补了我国熔盐储热+热水储热辅助煤电调峰调频的技术空白。

5.3 华能海门电厂熔盐储热调频调峰安全供热综合提升示范项目

海门电厂以熔盐储热技术为核心突破口，系统推进机组灵活性提升、能效优化，成功建成全国首例熔盐储热耦合百万机组示范工程，为火电企业适应新型电力系统提供了具有推广价值的“海门路径”。该项目标志着华能粤东千万千瓦级“风光火储一体化”能源基地实现风电、光伏、清洁火电、储能四大板块全覆盖。

5.4 山东鲁西发电熔盐储热灵活性改造示范项目

该项目由中国能建华东院总承包，建设较大规模的熔盐储能及电锅炉熔盐储能系统，熔盐储热与电厂大型机组深度耦合，通过对系统设计与运行策略的双重优化，显著提升火电机组的运行灵活性，实现单机负荷深调至极低水平、双机负荷深调至更低水平的突破性目标。该项目是国内首个厂用电接入电网侧的熔盐储热项目，也是首创集火电机组、超级电容、锂电池、熔盐储能于一体的联合调频项目。

5.5 大唐王滩发电公司熔盐储热示范项目

该项目采用电加热熔盐储热技术，通过“谷电储热、峰电释热”的循环模式，建设一定规模的熔盐储热系统。投产后将实现电厂深度调峰能力大幅提升，有效实现热电解耦，每年可新增大量新能源消纳，减少标煤燃烧和二氧化碳排放。

5.6 乌斯太热电厂熔盐储热项目

华北或西北地区首个大型煤电耦合熔盐储热工程，建设一定规模的熔盐储热项目。项目将为全国煤电灵活性改造提供可复制、可推广的实践方案，助力能源结构转型与“双碳”目标落地。

六、面临的挑战与发展趋势

6.1 当前面临的挑战

技术挑战：储热耦合技术路线较多，不同地域、不同电网、不同机型等均存在一定适用差异性。尽管熔盐储热技术成熟度相对较高，但在大规模工程应用中仍面临系统集成与协同控制的技术难题。同时，当前储热介质（如熔盐）的制备成本依然较高，制约了技术的进一步推广。

经济性挑战：尽管容量电价机制和辅助服务市场逐步完善，储热耦合项目的初始投资仍然较高。大量机组剩余设计寿命进入中后期，现有收益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，储热耦合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：储热系统的引入增加了火电厂的热力系统复杂度，对运行人员的操作水平提出了更高要求。深度调峰期间，煤电仍处于独自应战的境地，面临巨大的运行压力。

6.2 发展趋势

储热技术路线多元化发展：熔盐储热作为主流路线将持续扩大应用规模，固体高温储热、卡诺电池、液态压缩空气储能等技术路线将在不同应用场景中发挥补充作用。“沙子热力电池”等创新固体储热技术的产业化进程加速，将进一步丰富技术选择。

深度调峰能力持续突破：随着储热耦合技术的不断成熟，火电机组深度调峰能力将从当前水平向更低负荷率突破。部分项目实现单机深调至极低负荷、双机深调至更低负荷的目标，代表了行业前沿方向。

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，储热耦合火电项目的收益模式将更加多元和稳定。未来建议重点关注高性能低成本储热材料的研发、全系统动态运行优化、多能互补集成运行体系的构建，以及容量电价机制与碳交易市场的进一步完善，充分体现灵活性资源的调节价值。

火电定位深刻转变：面向未来，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。储热耦合技术将成为推动煤电机组从“主体电源”向“调节性电源+低碳支撑节点”转型的核心技术路径之一。

七、结论与建议

7.1 主要结论

储热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，熔盐储热作为主流技术路线，在深度调峰和热电解耦领域展现出显著优势，国内最大规模的储热项目已实现商业化稳定运行，整体技术达到国际领先水平。固体高温储热和卡诺电池等创新技术也在快速突破。在政策层面，国家已形成系统性政策框架，容量电价机制和辅助服务市场的完善为储热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，科学选择适合的储热耦合技术路线。对于热电机组，熔盐储热是目前最成熟、最可靠的深度调峰解决方案；对于经济性要求较高的项目，可考虑固体高温储热方案；对于追求更高调峰深度和更优综合性能的项目，可探索熔盐储热与电加热或热泵联合储热等混合技术路线。

示范带动：充分发挥宿州、魏家峁、海门等示范项目的引领作用，将多级蒸汽加热熔盐储热系统、热电解耦技术、智能协调控制等核心技术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。充分利用各地关于熔盐储热设施用电参照厂用电管理不计入厂用电等优惠政策，积极参与相关市场交易，最大化储热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、“沙子热力电池”等前沿储热技术发展，积极参与高性能低成本熔盐材料的研发及全系统动态运行优化的研究，为后续升级改造做好技术储备。