中国储能网讯：在新能源高比例并网的当下，风电、光伏固有的间歇性、波动性特征，给电网稳定运行带来巨大挑战。
作为电力系统“压舱石”的火电，在能源转型的背景下，正加速从电量提供者向调峰支撑者转型，而储热技术的应用，让传统火电在新型电力系统中焕发新活力，成为火电深度调峰、平衡电力供需的关键纽带。
煤电角色将发生历史性转变
10月24日，中共中央举行新闻发布会，介绍和解读党的二十届四中全会精神。
国家发改委主任郑栅洁强调，将加快新型能源体系建设，到“十五五”末，新增用电需求绝大部分由新增清洁能源发电量满足，让更多绿电穿越山海、点亮万家灯火。
其中一项重要的工作是推进化石能源清洁高效利用，推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源。
这一转变意味着，未来五年，煤电在中国电力结构中的角色将发生根本性变化。
过去几十年，煤电一直是中国电力供应的绝对主力，承担着电力安全的基础保障功能。
在双碳目标及新型电力系统建设推动下，我国能源结构发生了深刻变化，根据国家能源局数据，十四五期间，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右，历史性超越火电。
这反应出中国电源结构将从以可控煤电装机为主导转变为以强不确定性、弱可控的新能源为主体，由于新能源的间歇性、波动性、反调峰性和低可调度性，新能源发电需通过可靠支撑能力提升转变为主体电源。
因此，新型电力系统核心在于提升灵活性，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，2025年灵活调节电源占比达到24%左右，但据不完全统计，2023年，以抽水蓄能和燃气发电电站为主的灵活性电源占比仅为16%。
在现阶段，对装机容量仍占重要比例的火电机组进行灵活性改造是成为缓解系统调峰压力，解决新能源电力消纳问题的重要手段。
具体而言，火电灵活性有三大作用，首先，风电、光伏具有“间歇性、波动性”，火电通过改造提升调峰深度和响应速度，可在新能源大发时减少弃风弃光，在新能源出力不足时快速补能，保障新能源有效利用。
其次是保障电网安全稳定运行，电网需要实时平衡电力供与用，新能源占比越高，电网调节压力越大，而火电仍是目前可大规模连续调节的电源之一。改造后火电能更快速响应电网调频、备用需求，防止电网频率波动，避免大面积停电风险。
第三、火电角色转型的路径选择，“双碳”目标下，火电需从“主力发电电源”转向“调节支撑电源”，国家发改委主任郑栅洁的讲话表明，“十五五”时期，煤电在能源绿色低碳转型过程中仍将发挥重要作用，通过灵活性改造，煤电在新的能源体系中，将更多扮演支撑性和调节性角色，为可再生能源的大规模消纳提供支撑。
煤电灵活性改造将加速推进
我国在火电灵活性改造方面起步相对较晚，为应对新能源发展带来的挑战，推动能源转型和电力系统升级，国家出台了一系列政策，大力支持火电灵活性改造。
2021年，国家发改委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，明确指出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五” 期间完成灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000- 4000万千瓦，促进清洁能源消纳。
这一政策标志着火电灵活性改造上升为国家能源战略的重要组成部分，成为推动能源转型和保障电力系统安全稳定运行的关键举措。
2024年1月，国家发展改革委、国家能源局《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》进一步强调，到2027年存量煤电机组实现 “应改尽改”，在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30%额定负荷以下。
这一政策不仅对改造进度提出了更高要求，还对改造后的机组性能设定了更为严格的标准，旨在进一步提升火电的灵活性和调节能力，以适应新能源高比例接入的电力系统需求。
在政策的强力推动及新能源装机规模的爆发式增长的背景下，火电灵活性改造进程明显加快。
经过“十三五”“十四五”我国在东北、西北等新能源富集地区启动火电灵活性改造示范工程，目前，我国纯凝机组和热电联产机组经过灵活性改造后，深度调峰能力分别达到30%-35%、40%-50%。
随着国家发改委对“十五五”煤电角色转向“调节支撑电源”的定位，火电的灵活性改造将加速推进。
龙山电厂熔盐储热项目
熔盐储热将迎发展机遇
现阶段，对火电进行灵活性改造的路径主要包括纯凝机组灵活性改造技术、热电联产机组灵活性改造技术等，热电联产机组灵活性改造技术又包括热电解耦技术、储热技术应用。
近年来，随着储能技术的快速发展，火电机组耦合储能技术逐渐成为火电灵活性改造的主流，熔盐储热技术就是其中之一。
熔盐储能利用机组锅炉蒸汽，增强火电深度调峰能力，其原理是在火电机组热力系统中的“锅炉-汽机”之间，嵌入大容量高温熔盐储热系统，削弱原本刚性联系的“炉机耦合”。
深度调峰时，保持锅炉正常运行负荷，汽机运行在低负荷调峰工况，锅炉侧多余高参数蒸汽热量被储热系统存储，保证大规模储热和深度调峰运行，大型火电机组用于推动汽轮机做功的蒸汽温度在540-560℃，属于高温领域，高温熔盐储热技术既能很好匹配这一温度参数，又能实现大规模储热，非常适合应用于火电机组储热。
华中科技大学能源与动力工程学院丁天阳等在今年4月发表的《熔盐储热用于煤电机组灵活性改造的研究进展》一文中表示，熔盐储热系统具有调峰能力强、使用寿命长、经济效益优、环保友好等诸多优势，能够提高火电机组的深度调峰水平和快速升负荷速率。
机组进行耦合熔盐储能系统改造后，将极大地提高其深度调峰能力，尤其是能解决常规改造方案存在锅炉系统效率降低和辅机空转率增加的问题。
与现有的火电机组调峰技术相比，蒸汽加热熔盐储能的火电调峰技术具有能耗更低、运行更节能可靠、改造成本低等优点。
同时，机组改造后对外提供高参数工业供汽的能力将得到大幅度提高，这将有效提高电厂经济效益，弥补调峰补偿机制的不足。
另外，熔盐储能技术也可应用于火电老机组延寿改造，不仅增加电力系统灵活调峰电源，还可使老旧电厂继续发挥效益。
在火电灵活性改造实践中，熔盐储热技术应用可以分为电加热熔盐储热技术和蒸汽加热熔盐储热技术。
电加热熔盐储热技术是利用电厂多余的发电量直接加热熔盐并储存在熔盐储罐中，以减少机组的发电量，达到灵活性调峰的目的，当机组需要顶峰发电时，通过高温熔盐放热来提高机组发电功率。
蒸汽加热熔盐储热技术主要是抽取主蒸汽或者再热蒸汽加热熔盐进行储热。储热工况下，将蒸汽热量通过盐汽换热器换热给熔盐，降低机组的发电功率，释热工况下，将熔盐热量释放到热力系统中以增加机组的发电功率。
在国家、地方政策推动下，目前，火电机组耦合熔盐储热技术的优势已经在许多示范项目得以验证，多个项目世界领先。
例如已于2022年投运的江苏国信靖江电厂煤电耦合熔盐储热项目，储能容量达到80兆瓦时，已于2022年投运，采用电蓄热解决调峰和调频问题，机组爬坡速率大于3%，自动发电控制（AGC）收益较好。
2024年投产的济宁华源热电厂“汽电”联合加热的熔盐储能项目，储能容量为100兆瓦时，已于2024年投产，可在火电机组停运后2小时内，持续提供60吨/小时的工业蒸汽，用作机组事故工况下的应急汽源。
2025年7月22日，国内首台“600兆瓦亚临界火电机组‘抽汽蓄能’储热调峰灵活性改造”科技示范项目顺利通过验收。该项目为国内首个“抽汽蓄能”熔盐储热调峰项目，填补行业空白。
龙山电厂“抽汽蓄能”熔盐储热系统投运后，在600兆瓦火电机组原有基础深度调峰能力基础上，增加了100兆瓦；在保证锅炉安全最低稳燃负荷（30%）安全运行情况下，机组最低负荷可降低至75兆瓦（12.5%额定负荷），调峰时长4小时以上；增加机组顶峰能力47兆瓦，时长6小时以上，机组最高顶峰负荷可达650兆瓦（108%额定负荷）；整套系统能量转换效率达到78.663%；提高机组升降负荷速率1.67倍，达到15兆瓦/每分钟（2.5%额定功率）。
该项目的成功实施为煤电机组耦合熔盐储能的规模化、常态化发展提供了宝贵的实践经验和有力的技术支撑，在行业内具有显著的示范效应和推广价值。
8月30日，中国能建安徽电建二公司承建的全国最大“火电+熔能项目国家能源集团安徽公司宿州电厂熔盐储热煤电灵活性技术研究应用项目通过168小时满负荷试运行正式移交投运，
该项目位于安徽宿州市埇桥区，以宿州电厂2台350兆瓦超临界燃煤汽轮发电机组为基础，开展熔盐储能在火电机组灵活性改造及深度调峰中的应用研究。项目主体包括390℃高温和190℃低温两个熔盐储罐，一座设置有储热换热器、蒸发加热器和熔盐泵等设备的换热岛。设计储热容量为1000兆瓦时，利用燃煤机组抽汽加热熔盐，以满足热电联产机组热电解耦及深度调峰运行灵活性要求。
项目建成后，宿州电厂具备在机组满额负荷下连续供热4小时、深度调峰30%额定负荷下连续供热5小时的能力。对外供热能力可增加至410吨/小时，年平均供热220万吨，能满足当地40多家工商业企业用热需求。
可以预见，随着煤电在“十五五”时期在能源结果中角色发生根本性改变，煤电机组灵活性改造进程将显著加快，而熔盐储能作为火电灵活性改造的配套方案，将迎来更大的发展机遇。
全国最大“火电+熔盐”储能项目
作者：吴涛 来源：中国储能网 发布时间：2025-10-28
