“雙碳”目標下新型儲能項目與傳統燃煤電廠融合發展路徑探究

白文杰

“雙碳”目標下，儲能是電力能源消納的必要手段。特別是進入“十四五”發展新階段，我國將構建以新能源為主體的新型電力系統，到2035年，非化石能源消費比重將在2030年達到25%的基礎上進一步大幅提高，可再生能源發電成為主體電源，新型電力系統建設取得實質性成效，碳排放總量達峰后穩中有降。隨著可再生能源裝機占比和發電量不斷提升，其可控性差、出力波動性強的固有特性，必將催生儲能技術的進一步發展，新型儲能在促進能源轉型中的關鍵性作用將愈發明顯。

儲能應用涵蓋電力系統的各個環節，包括發電側、輸配電側和用戶側。發電側儲能是指在火電廠、風電場、光伏電站或匯集站發電上網關口內建設的電儲能設施，裝置容量不得超過發電上網關口內發電機組容量。依附傳統燃煤電廠建設儲能項目，主要用于電力調峰、輔助動態運行、可再生能源并網等，在緩解電網調峰壓力的同時，可以優化機組運行效率，保證輔助動態運行質量，可以減少由于頻繁調節造成的設備疲勞和磨損，穩定機組出力，減少旋轉備用，改善燃煤效率，降低供電煤耗。特別是處于深度調峰階段，有利于改善二氧化碳及污染物的排放水平。

在碳達峰、碳中和“3060”目標引領下，隨著電源結構改革的推進，非化石能源比例加速上升，燃煤電廠重構市場定位實現轉型升級的趨勢不會改變，必然由當前的自主負荷逐步轉向未來的調峰輔助，同時受制于化石燃料價格，面對的經營環境將更加嚴苛，境況將愈加艱難；電力中長期交易、現貨市場交易以及綜合能源服務逐步放開，實時電量交易、備用輔助交易等對報價精度和響應速度提出了更高的要求。在此過程中必須要重新考量燃煤機組未來的生存屬性，需要嘗試和探索以更加靈活機動的姿態緊密融入以新能源為主體的新型電力體系中。如何充分運用發電側儲能手段實現能源消納、匹配機組生產、提升效益空間，成為傳統燃煤電廠可持續發展的重要課題。

一、搶抓轉型機遇，積極發展集中式儲能項目

在政策支持方面，從國家到地方，各個層面密集出臺各項政策措施，積極促進新型儲能商業化、市場化、規模化發展。

從國家層面來看，國家能源局發布的新版電力輔助服務管理辦法，正式將新型儲能列為電力輔助服務主體，進一步明確了新型儲能獨立市場主體地位。國家發改委、能源局聯合發文關于加快推動新型儲能發展的指導意見，明確提出到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展，新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。這是國家層面首次提出的規模發展目標。目前山東、浙江、河北等各省市陸續公布儲能示范項目167項，公開儲能規模約1290萬千瓦，照此計算，未來三年新型能儲能行業發展極具潛力。

從地方層面來看，儲能作為當前風光項目發展的必備條件，為進一步健全“新能源+儲能”項目激勵機制，目前近二十余省份要求新能源場站原則上同步配置不低于10%的儲能設施，河南、陜西部分要求達到20%；配置時間大部分要求為2小時。山東省提出建立獨立儲能共享和儲能優先參與調峰調度機制，實施可再生能源倍增計劃，可再生能源發電裝機突破5000萬千瓦；在落實靈活調節能力方面，根據企業承諾，按不低于10%比例配建或租賃儲能設施。陜西省從2021年起，儲能設備租賃費或購買服務價格實行最高指導價，投資收益率按照6.5%左右測算。安徽省提出企業可自建、合建共享或者購買服務等市場化方式配置電化學儲能。寧夏回族自治區提出原則上新核準（備案）項目儲能設施與新能源項目同步投運，同一企業集團儲能設施可視為本集團新能源配置儲能容量。浙江省明確鼓勵燃煤電廠配套建設新型儲能設施，與燃煤機組聯合調頻，提升綜合競爭力。

燃煤電廠發展新型儲能項目，要充分抓住當前新能源發展配套儲能比例這一關鍵政策機遇期，伴隨新能源儲能需求的快速增長，增強自身發展的內生動力，為實現市場角色定位的轉變奠定堅實基礎。在各地方政府趨向于將分散配建的儲能設施集中建設為大型儲能電站的政策引導下，結合當地新能源發展規劃，充分利用現有基礎設施條件，以及可再生能源發展可購買或共享租賃配置容量的政策支持下，綜合利用廠區閑置土地，投建符合政策規定的新型儲能項目，優先參與調峰調度，積極改善經營狀況，在符合環保性和經濟性的前提下，實現機組延壽運行。同時，江西、河南等省份開始鼓勵工商業用戶配置儲能項目開展能源綜合利用。在儲能總體容量規模一定的前提下，燃煤電廠充分利用固有土地資源、綜合運維管理的相對優勢，提前部署籌建搶占發電側儲能容量，值得引起高度重視。

二、利用峰谷價差，有效疏導經營壓力

國家發改委關于進一步完善分時電價機制的通知，要求優化分時電價機制，合理確定峰谷電價價差，在統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素的基礎上，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4：1；其他地方原則上不低于3：1。建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。

根據北極星儲能網統計數據，黑龍江、吉林、新疆、冀北等地因開始執行尖峰電價，最大峰谷價差進一步拉大。當前超過0.7元/度的儲能盈利線之上的有21個省市，除去1.5倍代理購電價格，也有70%以上的省市，最大峰谷電價差超0.7元/度。山東省電網企業代理購電工作指南指出峰谷電價上下浮動70%。河南省提出實施季節性電價機制，同時恢復尖峰電價機制，尖峰時段用電價格在其他月份峰段電價基礎上上浮20%。江西省提出適當擴大峰谷價差，高峰時段電價上浮50%，低谷電價時段下浮50%，比現行上下浮動幅度擴大了20%。

獲取峰谷價差收益是儲能項目主要的盈利模式。電價作為燃煤電廠的關鍵要素指標之一，在經營效益的影響因素中具有很高的敏感屬性，根據電網調度指令，充分利用當前分時電價政策，通過削峰填谷有效增加收益，是改善當前經營困境的有效途徑之一。

三、堅持效益導向，尋求最優策略組合

基于運營經濟性和安全性考慮，當前國家規劃的大型儲能電站一般為100MW/200MWh。根據山東電力工程咨詢院測算數據，依附于燃煤電廠投資概算4.5億元的儲能項目，在融資成本4.65%的基礎上，資本收益率可達到8%以上。山東作為最早開展儲能現貨交易的省份，目前采用調峰收益、租賃收益以及計劃電量獎勵的收益模式，政策執行五年，對于儲能示范項目，在火電機組調峰運行至50%以下時優先調用，按照報量不報價的原則，每兆瓦時給予200元的補償；參與電網調峰，每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電計劃，聯合火電機組參與調頻時，也給予一定標準的調頻獎勵優先發電電量。因此，在投資成本、運維成本一定的情況下，充分參考當地調峰天數以及共享租賃標準，合理分配調峰容量和租賃容量比例，積極跟隨政策變化適時做出有效調整，力求實現效益最大化。

在實現碳達峰、碳中和的大背景下，傳統燃煤電廠去煤化是大勢所趨，積極發展儲能項目既有先天的基礎優勢，又有后天的政策扶持，項目建設發展的可行性和經濟性都有一定程度的保障，并且伴隨新型儲能技術的發展更迭，未來低成本、高安全、大容量的優勢，將在助推傳統燃煤機組實現轉型升級高質量發展過程中發揮出更加積極的作用。