引言：

煤电容量电价政策的实施，预示着熔盐储能技术将成为电力市场的新动力源泉。两部制电价的推行不仅将激发电力市场的新活力，还将促使火电机组的运营模式和能效标准迎来根本性变革。在这一大背景下，熔盐储能系统将扮演关键角色，既提升火电机组的灵活性和效率，又为可再生能源的融入和利用提供强有力的支撑。

近日，国家发展和改革委员会与国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（简称《通知》），宣布自2024年1月1日起，在全国范围内正式实施煤电容量电价机制，推行对煤电的两部制电价政策。在这一新机制下，电量电价将继续通过市场化机制形成，灵活地反映电力市场的供需关系及燃料成本的变化；而容量电价的水平则将依据电力行业转型的实际进度等因素合理设定，并将根据需要进行逐步调整。

《通知》的颁布标志着我国在实现“双碳”目标的道路上迈出了坚实的一步，它为可再生能源电力更大规模地并网提供了坚实的技术和经济基础，展示了国家在能源结构优化和清洁能源发展上的坚定决心。

政策解读：

煤电容量电价机制是一种旨在更精确反映煤电站运营成本的电价结构。要理解这一政策，我们需要从煤电的经营成本着手。在这次公布的机制中，煤电经营成本包括了折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本，以及燃煤等变动成本。在电力市场较为成熟的国家，通常实行的是两部制电价，这种结构下的容量电价主要用于回收电厂的固定成本，而电量电价则主要用于回收变动成本。然而，在我国，煤电长期以来实行的是单一制电价，这意味着煤电站只有在发电时才能回收成本。

两部制电价政策旨在公平有效地分摊电力成本，鼓励电力行业朝着高效环保方向发展。通过区分固定成本和变动成本，更准确地反映煤电站运营情况，提高效率，减少浪费，稳定电力市场，为可再生能源和电力系统的可持续发展提供清晰价格信号。

这一政策背后有两大关键考虑：

首先，国内新能源快速增长，需要更多支持性的煤电基础性支撑调节，以满足电力系统的调节需求。新能源发电具有波动性，需要更多调节性资源，而煤电具有低成本和可调节性，适合提供充裕的调节能力。煤电在平时可为新能源发电让出空间，在高峰时刻继续提供电力支持，促进新能源发展。其次，现行单一电量电价难以充分体现煤电的支撑调节价值。因此，煤电企业需要更好地回收成本，支持电力系统的安全运行。实施煤电容量电价机制，通过容量电价回收固定成本，有助于稳固煤电行业，提供新能源发展所需的支持。这一举措不仅支持新能源规模扩大，还推动电力系统向更环保和可持续的方向转变。

总的来说，煤电容量电价机制的实施在多方面有益，既稳固了煤电行业，也支持了新能源发展，促进了电力系统向绿色低碳方向的转型。容量电价的推出旨在激励火电行业提升其电网容量备用能力，同时也鼓励火电机组进行必要的灵活性改造。然而，获得容量电价的资格并非易事。伴随这一政策的发布，还出台了一系列配套措施，其中包括了明确的容量电费考核机制：若煤电机组无法遵循调度指令提供其申报的最大出力，将根据违规次数扣减其容量电费；对于多次出力未达标并被扣减容量电费的机组，将取消其获取容量电费的资格。这表明，容量电费的获得不仅要求煤电机组提供必要的容量备用，同时也对机组在负荷调峰深度、响应速率、爬坡率等方面的能力提出了严格的考验。

熔盐储能系统：加强火电灵活性，成就电力市场的新引擎

为了实现新型电力系统的构建，新能源发电、电网输配电、火力发电均要完成现有体系的转型。作为我国电力供应“压舱石”的火力发电机组，更是要起到既能灵活给新能源电力让路、又能快速、稳定保障电力系统稳定的作用。今后，我国火力发电机组目标从过去的“高效+清洁”，彻底转变转变为“灵活+低碳”，给现有火电机组提出了严峻的挑战。

给火电机组配置储能系统，是有效提高机组灵活性的方法，在现行的储能技术中，抽水蓄能最为成熟、经济性最优，但抽水蓄能需要有天然的水位差，有极大的地理位置限制；同样受到地理位置限制的还有压缩空气储能；电化学储能是人们最熟悉的一种储能形式，但电化学储能也存在大规模应用的难点：容量和功率强耦合，同时电化学储能的成本依然昂贵，且电池衰减问题也会进一步增大储能经济成本和系统不稳定性。

各类储能技术对比：

熔盐储能系统是利用熔盐的显热储热能力，储存机组过剩的电能，熔盐的使用温度在200-565℃之间。电厂的主要产品是电能和蒸汽，其中用于机组电力生产的蒸汽温度在250℃-560℃之间，对外供应蒸汽温度一般在250~400℃，熔盐与蒸汽的温度区间适配性非常好。

在低负荷电力时段，利用电加热设备加热低温熔盐，将过剩电能以热能形式储存，以此增加机组调峰深度；在电力需求高峰期，高温熔盐储存的热量可以产生高温蒸汽，辅助机组生产或完成对外供热任务，此外，通过调整电加热器的输入功率，可以实现火电机组对电网调频指令的灵活响应。利用电加热装置和熔盐储能系统的结合，不仅显著提升了火力发电单元适应大规模可再生能源并网的深度调峰能力，还增加了火电机组运行的灵活性，加强了机组实时响应电网调频、转动惯量支撑等辅助服务的能力。熔盐储能系统的引入有效促进了火电机组实现热电解耦，助力火电机组以更高的质量和更优的经济效益完成灵活性改造，从而进一步提高电力系统的安全稳定运行和可靠供电能力。

熔盐储能技术是目前一种成熟应用的热能储能技术，其具备大规模长时储能的功能，且系统建设对地形、环境均无特殊要求。借助硝酸盐等盐类熔化后形成的熔融体作为介质的储能技术，通过热能与熔融盐内能的转换实现能量的存储和释放。熔融盐储热具备了温度高、传热性能好、比热容大、热稳定性好等优点，与其他储能技术相比具有很大优越性，且熔盐易于获取，具有良好的经济性。系统整体运行寿命可达30年，且对周围环境不会造成任何危害。在光热发电领域已经取得成功运行的经验，如青海中控德令哈50MW塔式光热发电项目配备了50 MW/350MWh的7h的熔盐储能系统，自2021年8月6日（汽轮机完成整改后）至2022年8月5日，电站完整年度累计实际发电量达到了1.58亿千瓦时。国外的光热电站应用案例也很多，如美国Crescent Dunes电站（110MW，全球首个百MW级塔式熔盐电站），摩洛哥NOOR 3电站（150MW，全球最大单机容量塔式光热电站）、阿联酋迪拜太阳能园区第四期700MW光热发电项目等。据此来看，熔盐储热系统所具备的大规模长时储能、无地理条件限制、运行稳定、可参与火电机组深度调峰、调频等电网辅助服务，非常适合作为热力发电机组所配备的大规模储热系统。

结语：

时代的洪流滚滚前行，过往已逝，未来将至。在我国迈向“双碳”目标的征程中，电力系统正经历着深刻的转型。在这一变革的关键时刻，熔盐储能技术以其对火电机组灵活性改造的卓越适配能力脱颖而出，为我国电力市场向绿色、低碳方向转型注入动力源泉！