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储能+制氢迎来政策端进一步催化

根据前文提到的新能源利用率问题，电力节能改造，可以看出电网对新能源利用率的限制是存在一定自我调节的。而《方案》中有关储能的装机需求变化自然也与此有关。

在旺盛的新能源市场需求下，新型储能项目累计装机规模于2023年末已经达到3139万千瓦，截至2024年一季度末则已经达到了3530万千瓦的规模，超过了“十四五”规划中一开始设想的增速。本次的《方案》上调了装机目标至4000万千瓦，而提升储能装机的目的无疑是为了增强当前电网的消纳能力。而同期抽水蓄能的累计装机规模达到5094万千瓦，距离规划目标尚有增长空间，因此《方案》中有关抽水蓄能的目标并未产生变化。

正如前文所言，截至目前火电依旧是中国电力的主要来源，在储能实现进一步的规模突破/技术突破前，煤电都将是中国保障用电安全的主力，但这本身又与“提升非化石能源占比规模”，电力，甚至是“节能降碳”的大方向存在一定矛盾。《方案》对此给出的方案，更倾向于煤炭的清洁利用，以及提高分布式新能源建设，从电网端提升新能源消纳能力。

从技术方向来说，通过风光新能源进行电解水制氢是充满想象力的方向，可以在提高新能源发电消纳的同时完成电力储能。截至2024年1月，国内公开在建及规划电解水制氢项目制氢装机总规模超过41GW，其中98%为可再生能源制氢项目，绿氢项目投建呈现爆发式增长态势。

而有关煤电的低碳化改造则指向了落后煤电产能的出清，以及煤制氢&氢发电的产业。目前煤制氢依旧是国内制氢的主要模式，主因便是国内煤炭储量丰富以及工艺成熟。只是碳排放角度来看，煤制氢依旧会产生较大的碳排放量，对节能减排的帮助并不大，因此主要方向或还是集中于发电端的降碳改造、灵活性改造、供热改造等。

为深入平总关于构建新型电力系统的重要指示精神和《中央、关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》有关要求，进一步加大工作力度，加快推进新型电力系统建设，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》。

附件：

加快构建新型电力系统行动方案

二、电力系统稳定保障行动

（一）优化加强电网主网架。适应电力发展新形势需要，组织开展电力系统设计工作，优化加强电网主网架，补齐结构短板，夯实电力系统稳定的物理基础，保障电力安全稳定供应和新能源高质量发展。

（二）提升新型主体涉网性能。针对新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能等快速发展的实际，制修订并网技术标准和管理要求，合理提高新型主体对频率、电压扰动的耐受能力和主动支撑调节能力，加强并网检测，节能电力金具，确保涉网性能达标，源网荷储协同提升电力系统稳定水平。

（三）推进构网型技术应用。根据高比例新能源电力系统运行需要，选择典型场景应用构网型控制技术，具备主动支撑电网电压、频率、功角稳定能力，电力节能设备，提升系统安全稳定运行水平。

（四）持续提升电能质量。严格落实《电能质量管理办法（暂行）》，指导地方电力管理部门做好电能质量管理工作，压实各方电能质量管理责任，加强常态化管理，持续提升电力系统电能质量水平。

三、大规模高比例新能源外送攻坚行动

（五）提高在运输电通道新能源电量占比。适应新能源快速发展需要，通过有序安排各类电源投产，同步加强送受端网架，提升送端功率调节能力，有效提高在运输电通道新能源电量占比。

（六）开展新增输电通道技术应用。优选一批电力规划明确的“沙戈荒”大基地和主要流域水风光一体化基地送出通道，在保障送出通道电力供应能力的前提下，依托的发电、调节、控制技术，开展新型交直流输电技术应用，有效降低配套煤电比例，实现高比例或纯新能源外送。

1、提高蒸汽初参数

常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa，主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃，热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃，可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10℃，可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5～2.5克/千瓦时。技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。

2、二次再热

在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热出2%～3%，可降低供电煤耗8～10克/千瓦时技术较成熟。

美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术工程。

4、外置蒸汽冷却器

超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组。

5、低温省煤器

在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.4～1.8克/千瓦时技术成熟。

适用于30～100万千瓦各类型机组。