飞轮储能加速驶入调频赛道

飞轮火电联合调频可弥补火电惯性不足和锂电循环寿命短板，支撑一次调频与惯量支撑，平抑新能源秒级波动，保障送端电网频率稳定。

近日，国内单体功率最大的飞轮储能项目——华能兰州热电公司5MW飞轮储能项目并网运行。项目是西安热工院自主研发，采用“5MW主飞轮+0.5MW惯量飞轮”双机协同架构，在火电联合调频场景完成工程验证，机组响应调频时间小于100毫秒，调节精度超过99.5%。

形象地说，飞轮是火电机组的“毫秒级快充快放”帮手，专门应对电网频率的快速波动。此次投运不仅验证了大功率物理储能适配火电调频的可行性，也为大功率飞轮标准制定、设备国产化迭代和业主投资决策积累了实测数据，推动功率型物理储能路线获得更广泛的工程认可，加速飞轮在调频赛道推广应用。

调频压力陡增，火储联合成为刚需

电网频率像发电与用电两端的天平：发电出力过剩，频率冲高；用电负荷偏大，频率跌落。调频的作用，就是跟踪负荷与新能源变化，把频率拉回50Hz额定值——既保障供电安全和用电设备正常运转，也让火电在发电量下降时通过电力市场获得调频收益。

近年来，新能源装机持续扩容，风光“靠天发电”的随机性，让电网波动节奏从“分钟级”变成了“秒级、毫秒级”，火电的爬坡速率和调节精度日益吃紧。极端场景已敲响警钟——2024年10月，东北电网晚峰时段因新能源出力快速下降、叠加用电负荷增长，40分钟爬坡需求达到近十年罕见的8010MW，在全力调用爬坡资源的情况下，频率仍出现长时间波动。更深层的问题在于火电的“先天节奏”：从接到指令到实际出力变化，往往需要几十秒甚至几分钟，难以跟上秒级至毫秒级的频率波动；频繁调节还会推高煤耗。火电厂配储联合调频由此增多，“火电+飞轮储能”或“火电+电化学储能”逐渐成为现实选择。

政策端也在持续加码。2025年，山西已将有偿一次调频辅助服务纳入“两个细则”，以考核补偿激励独立储能电站、配储火电机组等提供额外调频出力；江苏、四川同样明确加快推广“火电+储能”，增强深度调峰与AGC调频能力。

项目所在的西北地区，是我国首个以新能源为装机主体的区域电网。截至2026年初，西北电网新能源发电装机突破400GW，占总电源装机的60%，居全国各区域电网首位。“该区域新能源波动剧烈，火电响应慢，受爬坡速率、延迟与调幅约束，AGC跟踪偏差大，频繁调节还会造成锅炉、汽轮机疲劳损耗。”西安热工研究院有限公司兰州5MW飞轮储能项目负责人姬海民向《中国能源报》记者介绍，飞轮火电联合调频可弥补火电惯性不足和锂电循环寿命短板，支撑一次调频与惯量支撑，平抑新能源秒级波动，保障送端电网频率稳定。

双轮协同，为火电灵活性改造提供新方案

飞轮储能是物理储能技术，通过真空磁悬浮条件下高速旋转的飞轮转子实现电能与动能转换。长期以来，飞轮是新型储能版图中的“小个头”：功率占比小、绝对规模有限。但它在百毫秒级响应、无限次短时充放、无化学衰减方面独具优势。

飞轮真正嵌入火电，关键不在“装上”，而在“协同”。姬海民介绍，飞轮与机组DCS、AGC协调控制系统对接，接收电网AGC/一次调频指令。指令下发至协同控制器后，按预设策略在火电、飞轮之间分配功率：飞轮优先承担快变分量，火电承担慢变基荷分量。百毫秒响应、高精度调频的难点在于高速变流器快速同步锁相、转子转速—功率快速解耦控制、火电与飞轮时序匹配、信号传输时延补偿；同时要抑制飞轮与发电机之间的功率振荡，兼顾电网安全约束，避免功率冲击影响主机稳定。

此次项目创新采用“5MW大功率飞轮+0.5MW惯量飞轮”协同模式。区别于传统单飞轮，双飞轮优势互补、分级响应：大飞轮应对电网大频差波动，小飞轮稳定日常小幅频率波动。这一设计的价值不在“多一台飞轮”，而在控制解耦。姬海民介绍，项目突破了高速转子动力学、大功率高速电机驱动、真空维持、大功率电力变换等瓶颈，解决了大功率下的损耗、温升与振动控制难题。相比单机方案，双机可拆分控制回路，提升调频精度；故障可解耦隔离，可靠性更高；小飞轮承担小幅调节，减少大飞轮频繁深度充放，降低损耗，优化全周期经济性。

项目验证了国内5MW级单体飞轮的工程可靠性，证明大功率物理储能可以适配火电调频。大小飞轮分层协同的控制架构，为功率型储能多机协同提供了工程样板。更重要的是，它为火电灵活性改造提供了一个新思路：不是让火电自己变得更快，而是分工优化，让快速调节由飞轮承担，火电回到更平稳的基荷区间。

成本待降，机制仍待补齐

工程验证迈出关键一步，但飞轮要从示范走向规模应用，必须迈过成本与机制两道坎。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至2026年10月，国内飞轮储能已并网投运项目28个，装机合计约635.5MW；签约、开工及在建项目27个，合计约1171MW。

但行业整体仍处在“示范向商业化过渡”的爬坡阶段。

先看收益端。调频市场曾是飞轮项目的主要收入来源，如今空间正在收窄。顶层政策已明确调频里程出清价格上限原则上不超过15元/MW，性能系数最高折算至2，存量项目的补偿额明显缩水。更关键的变化来自供给端：截至2026年9月，全国新型储能装机达1.67亿千瓦，同比增长63%。大量高Kp储能涌入调频市场，主体增多而市场总量有限，出清价格承压，摊薄了调频收益空间。

成本端的压力同样不容回避。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副主任委员刘勇向《中国能源报》记者指出，当前飞轮储能投资成本约4—5元/W，高于主流电化学储能。随着自主可控的单机容量提升以及关键部件国产化，3—5年规模化应用后有望降至2元/W。但更深层的堵点来自价格机制，电力市场主要以“电量”定价，尚未实现按“功率”定价，飞轮毫秒级、百万次调节的价值难以计量变现；项目还要承担容量折算、充电损耗、并网接入等成本，形成成本错配，容量电价补偿机制亟需为功率型储能释放投资回收空间。

姬海民同样指出，飞轮适合秒级、高频次功率支撑，但现有辅助服务市场对惯量服务和一次调频短时快速响应的价值定价仍显不足，收益通道偏窄。多数项目仅靠AGC调频收益，回报周期偏长，激励政策不足，导致示范项目多、大规模复制偏少。

混合储能成最优解，开启功率+能量互补新赛道

在市场机制尚未补齐的当前，混合储能提供了一条现实路径。飞轮的长处在“快”和“频”，短板在“时长”；锂电池的长处在能量吞吐，短板在频繁充放下的循环寿命。两者协同分工，形成“功率+能量”互补，全生命周期经济性也随之改善。

国内已有成熟案例印证。2023年4月投运的朔州热电飞轮+锂电池复合调频项目，总容量8MW，由4台飞轮和10组锂电池组成，是国内首个飞轮与电化学复合储能火电联合调频工程。项目方披露，该复合系统可充放电次数比纯锂电池系统高2000倍，同生命周期可节省3批锂电池组更换费用约2400万元。

从落地数据看，混合储能已是行业主流。刘勇介绍，55个投产、签约、开工及在建的飞轮储能项目中，有39个为飞轮混合项目，合计约1420MW/429.11MWh，占比71%。技术上“飞轮+磷酸铁锂”组合占绝对多数，利用飞轮毫秒级响应、百万次循环寿命承担一次调频和功率波动平抑，锂电承担能量转移，“功率+能量”互补；部分项目也在探索“飞轮+压缩空气”的新组合。

“‘火电+飞轮’混合调频将成为火电灵活性改造重要分支，由于飞轮成本偏高，未来可能是以‘飞轮＋电化学’为主的技术路线。”姬海民判断，飞轮规模化落地将聚焦火电AGC/一次调频、风光基地惯量支撑、电网快速频率支撑；同时持续提升单体功率、降低磁轴承与真空系统成本，发展多飞轮分层协同控制，推进标准体系完善。后续结合电力市场改革，争取惯量服务独立电价，进一步释放飞轮的快速功率支撑价值。

文丨本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强