“双碳”目标下新型储能项目与传统燃煤电厂融合发展路径探究

白文杰

“双碳”目标下，储能是电力能源消纳的必要手段。特别是进入“十四五”发展新阶段，我国将构建以新能源为主体的新型电力系统，到2035年，非化石能源消费比重将在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。随着可再生能源装机占比和发电量不断提升，其可控性差、出力波动性强的固有特性，必将催生储能技术的进一步发展，新型储能在促进能源转型中的关键性作用将愈发明显。

储能应用涵盖电力系统的各个环节，包括发电侧、输配电侧和用户侧。发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施，装置容量不得超过发电上网关口内发电机组容量。依附传统燃煤电厂建设储能项目，主要用于电力调峰、辅助动态运行、可再生能源并网等，在缓解电网调峰压力的同时，可以优化机组运行效率，保证辅助动态运行质量，可以减少由于频繁调节造成的设备疲劳和磨损，稳定机组出力，减少旋转备用，改善燃煤效率，降低供电煤耗。特别是处于深度调峰阶段，有利于改善二氧化碳及污染物的排放水平。

在碳达峰、碳中和“3060”目标引领下，随着电源结构改革的推进，非化石能源比例加速上升，燃煤电厂重构市场定位实现转型升级的趋势不会改变，必然由当前的自主负荷逐步转向未来的调峰辅助，同时受制于化石燃料价格，面对的经营环境将更加严苛，境况将愈加艰难；电力中长期交易、现货市场交易以及综合能源服务逐步放开，实时电量交易、备用辅助交易等对报价精度和响应速度提出了更高的要求。在此过程中必须要重新考量燃煤机组未来的生存属性，需要尝试和探索以更加灵活机动的姿态紧密融入以新能源为主体的新型电力体系中。如何充分运用发电侧储能手段实现能源消纳、匹配机组生产、提升效益空间，成为传统燃煤电厂可持续发展的重要课题。

一、抢抓转型机遇，积极发展集中式储能项目

在政策支持方面，从国家到地方，各个层面密集出台各项政策措施，积极促进新型储能商业化、市场化、规模化发展。

從国家层面来看，国家能源局发布的新版电力辅助服务管理办法，正式将新型储能列为电力辅助服务主体，进一步明确了新型储能独立市场主体地位。国家发改委、能源局联合发文关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。这是国家层面首次提出的规模发展目标。目前山东、浙江、河北等各省市陆续公布储能示范项目167项，公开储能规模约1290万千瓦，照此计算，未来三年新型能储能行业发展极具潜力。

从地方层面来看，储能作为当前风光项目发展的必备条件，为进一步健全“新能源+储能”项目激励机制，目前近二十余省份要求新能源场站原则上同步配置不低于10%的储能设施，河南、陕西部分要求达到20%；配置时间大部分要求为2小时。山东省提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，实施可再生能源倍增计划，可再生能源发电装机突破5000万千瓦；在落实灵活调节能力方面，根据企业承诺，按不低于10%比例配建或租赁储能设施。陕西省从2021年起，储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价，投资收益率按照6.5%左右测算。安徽省提出企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能。宁夏回族自治区提出原则上新核准（备案）项目储能设施与新能源项目同步投运，同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量。浙江省明确鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。

燃煤电厂发展新型储能项目，要充分抓住当前新能源发展配套储能比例这一关键政策机遇期，伴随新能源储能需求的快速增长，增强自身发展的内生动力，为实现市场角色定位的转变奠定坚实基础。在各地方政府趋向于将分散配建的储能设施集中建设为大型储能电站的政策引导下，结合当地新能源发展规划，充分利用现有基础设施条件，以及可再生能源发展可购买或共享租赁配置容量的政策支持下，综合利用厂区闲置土地，投建符合政策规定的新型储能项目，优先参与调峰调度，积极改善经营状况，在符合环保性和经济性的前提下，实现机组延寿运行。同时，江西、河南等省份开始鼓励工商业用户配置储能项目开展能源综合利用。在储能总体容量规模一定的前提下，燃煤电厂充分利用固有土地资源、综合运维管理的相对优势，提前部署筹建抢占发电侧储能容量，值得引起高度重视。

二、利用峰谷价差，有效疏导经营压力

国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知，要求优化分时电价机制，合理确定峰谷电价价差，在统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素的基础上，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

根据北极星储能网统计数据，黑龙江、吉林、新疆、冀北等地因开始执行尖峰电价，最大峰谷价差进一步拉大。当前超过0.7元/度的储能盈利线之上的有21个省市，除去1.5倍代理购电价格，也有70%以上的省市，最大峰谷电价差超0.7元/度。山东省电网企业代理购电工作指南指出峰谷电价上下浮动70%。河南省提出实施季节性电价机制，同时恢复尖峰电价机制，尖峰时段用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%。江西省提出适当扩大峰谷价差，高峰时段电价上浮50%，低谷电价时段下浮50%，比现行上下浮动幅度扩大了20%。

获取峰谷价差收益是储能项目主要的盈利模式。电价作为燃煤电厂的关键要素指标之一，在经营效益的影响因素中具有很高的敏感属性，根据电网调度指令，充分利用当前分时电价政策，通过削峰填谷有效增加收益，是改善当前经营困境的有效途径之一。

三、坚持效益导向，寻求最优策略组合

基于运营经济性和安全性考虑，当前国家规划的大型储能电站一般为100MW/200MWh。根据山东电力工程咨询院测算数据，依附于燃煤电厂投资概算4.5亿元的储能项目，在融资成本4.65%的基础上，资本收益率可达到8%以上。山东作为最早开展储能现货交易的省份，目前采用调峰收益、租赁收益以及计划电量奖励的收益模式，政策执行五年，对于储能示范项目，在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，按照报量不报价的原则，每兆瓦时给予200元的补偿；参与电网调峰，每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电计划，联合火电机组参与调频时，也给予一定标准的调频奖励优先发电电量。因此，在投资成本、运维成本一定的情况下，充分参考当地调峰天数以及共享租赁标准，合理分配调峰容量和租赁容量比例，积极跟随政策变化适时做出有效调整，力求实现效益最大化。

在实现碳达峰、碳中和的大背景下，传统燃煤电厂去煤化是大势所趋，积极发展储能项目既有先天的基础优势，又有后天的政策扶持，项目建设发展的可行性和经济性都有一定程度的保障，并且伴随新型储能技术的发展更迭，未来低成本、高安全、大容量的优势，将在助推传统燃煤机组实现转型升级高质量发展过程中发挥出更加积极的作用。