10月2日，全球首个“双塔一机”光热储能电站——甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目成功进入全系统试运行。
此前，8月30日，国家能源集团安徽宿州热电1000兆瓦时全国最大“煤电+熔盐”储热项目通过168小时试运行，正式投入商业运营。
近期，这两个极具代表性的熔盐储能项目落地，备受业界关注。作为新型储能技术路线之一，熔盐储能在应用上取得进一步突破。
熔盐储能借助存储热能的方式来储存能量，也通常称为熔盐储热。其工作原理是将热能或电能转化为高温热能并进行储存，进而实现稳定的能源供应。其应用场景广阔，包括光热发电、火电灵活性改造、电网削峰填谷、谷电制热、余热回收等。其中，光热发电与火电机组灵活性改造是当前较为突出的应用领域。
（文章来源 微信公众号：中国能源观察）
光热储能应用经济性持续提升
甘肃酒泉瓜州70万千瓦光热储能电站配备6小时熔盐储热系统，具有储热时间长、响应速度快、输出功率稳定等特点，可显著增强调峰能力。
宿州热电“煤电+熔盐”储热项目破解了传统煤电“以热定电”的行业困局。项目投运后，机组灵活性大幅提升，机组调峰能力从原来的50%—80%额定负荷拓展到30%—100%。每年可消纳1.28亿千瓦时新能源，同时将原有供热能力提升至173%。
两个项目的共同关键特性在于调峰。当前，新能源在电力系统中的占比持续上升，对调峰资源的需求日益迫切，熔盐储热技术的调节优势愈发凸显。截至2025年6月，我国风电、光伏累计装机量已达16.8亿千瓦。随着电力系统呼唤更多调节资源，熔盐储热从单一的储热功能向系统调峰、电热解耦等综合性角色转变。
我国新型储能发展迅速，多种新型储能技术加快探索。
国家发展改革委、国家能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，到2027年新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上。在此背景下，熔盐储能与电化学储能等不同技术路线互相补充、协同发展。其中，熔盐储能具有大规模、长时间、长寿命、环保无污染、安全稳定以及不受选址限制等优势，被认为是构建未来新型能源系统中极具发展前景的储能技术之一。
现阶段，商业化运行的光热发电基本均以熔盐作为储热、传热介质，因为熔盐具有使用温度高、传热性能好、比热容大等优点。与光伏电站“光—电”的直接转换过程不同，光热电站的能量转换过程为“光—热—电”。
目前，熔盐储热技术已成功应用于国内多个太阳能光热电站，以熔盐塔式光热电站最为常见。2018年，国家首批太阳能热发电示范项目之一的青海中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能光热电站实现并网发电；同年，我国首个百兆瓦级熔盐塔式光热电站在甘肃敦煌建成。2018—2022年，我国先后投运8个大型熔盐光热电站，标志着熔盐储热技术在光热发电领域的应用走向成熟。
国家能源局数据显示，截至2025年6月底，我国光热发电装机达152万千瓦，位居全球第三；技术水平上，我国已建成全球领先的光热发电全产业链，关键材料设备实现自主可控；上网电价也从首批示范项目的1.15元/千瓦时降至0.6元/千瓦时左右，经济性显著提升。
熔盐储热推进火电调节资源释放
随着新能源大规模接入电力系统，深度调峰系统不足、火电快速变负荷速率不够、不能实现完全热电解耦以及规模化储能缺失等问题日渐凸显，推动了火电技术与熔盐耦合研究，进一步促进热电解耦。
煤电是现存量级最大的调节资源。我国煤电装机超过14亿千瓦，其中有近50%是供热机组。
谈到供热机组调峰改造的难点，国家能源集团新能源技术研究院党委书记、董事长禇景春表示：“目前，供热机组的技术特性决定了其在保证供热和供电的同时，实现热电解耦难度极大。当前若以电定热，会导致深度调峰与顶峰发电之间出现矛盾；若以热定电，机组又无法实现顶峰发电，这一现状制约了煤电灵活调节资源的进一步释放。”
也就是说，传统热电机组产生的蒸汽在供发电的同时，还要保证居民采暖、工业生产用汽，因此在用电低谷时段难以降低发电负荷；而在高峰时段，由于部分热量用于对外供汽，又无法满负荷发电，供热与发电需求难以兼顾。
而熔盐储热就相当于给火电机组装了个“热量充电宝”：在用电低谷时，将多余蒸汽携带的热量储存在熔盐中；当需要发电时，再把热量释放出来继续产生蒸汽，既不浪费能源，又能应对用电和用热高峰。
国家能源集团是我国火电机组最多的发电集团。据该集团内部统计，旗下约一半的燃煤电厂有意开展熔盐储热项目。熔盐储热之所以成为火电灵活性改造的技术支撑方案，是通过对多种供热改造技术与热电解耦技术进行全面分析和比选后确定的。
在宿州热电项目中，三元盐被选为熔盐储热的主要介质。
熔盐温域较宽，且种类繁多，包括氟化物、氯化物、碳酸盐、硝酸盐、硫酸盐等。经分析与比选发现，硝酸盐的温域与火电机组的运行需求更为适配。熔盐通常由两种或两种以上的无机盐按不同比例混合配制而成，经进一步比选，三元盐的温域为190—450摄氏度，恰好契合当下供热机组的运行温度范围。
宿州热电项目从理论设计、控制、应用进行了系统研究，特别是在理论方面，对整个供热机组进行热力系统重构，同时与熔盐系统进行了全面耦合理论分析模型建设。“在控制方面，我们实现了仿真平台搭建，因为这么大一个机组实现这么大容量耦合，必须在仿真全面实施情况下达到预期，才能够实现工程建设。”禇景春介绍，“另外，我们还对供热和储热过程中与机组发电之间的机制进行全面分析，实现了电热储协同运行策略。”
同时，在开展熔盐蒸汽换热和释能相关技术研究的过程中，项目团队推进核心关键设备的研制工作，成功研发出若干关键核心设备，涵盖不同高低温规格的熔盐罐、熔盐泵以及高性能换热器等。
熔盐储热耦合煤电机组可复制推广
熔盐储热技术在火电深度调峰的落地突破，不得不提江苏国信靖江电厂熔盐储能调峰供热项目。该项目于2022年12月投入运行，是全球首个煤电耦合熔盐储热的成功范例，也是首个将在光热发电领域成熟应用的熔盐储热技术应用到煤电领域。
华能海门电厂“基于熔盐储热的调频调峰安全供热综合提升示范项目”则填补了我国南方电网区域熔盐辅助煤电调峰、调频、供热保障技术空白。该项目于2024年投产，是全国首例熔盐储热耦合百万机组示范项目。
宿州热电项目意义十分重大，它进一步验证了熔盐储热在机组调峰改造上的技术可行性。最为关键的是，该改造方案具有可复制、可推广的特性。
禇景春介绍：“本次通过热电解耦，把机组调节容量提高了1倍。目前，全国火电供热机组总容量约六七亿千瓦，过去这些机组的调节范围通常为30%或40%额定负荷，随着调节资源的进一步释放，全国将新增近3亿千瓦的调节容量。这一规模十分可观，将为新型电力系统建设提供强有力的支撑。”
同时，宿州热电项目极大地提升了供热机组的经济性。该项目作为科研项目，整体科研投入达3.4亿元。经运行测算，每年收益超5000万元，这不仅改善了火电机组当前的经营困境，也为火电行业的下一步转型发展提供了优质技术方案。
在新型电力系统建设过程中，风光大力发展所需调节资源的投入需要成本，而熔盐储热耦合煤电机组技术成本较低。“相当于每千瓦时的建设成本大约300元，也是目前储能体系各种技术方案中成本最低的，与其他新型储能技术相比，这项技术的经济性优势十分明显。”禇景春表示。
下一步，针对这项技术进一步深层次研究，国家能源集团提出了“热力电池”方案：在风光资源富集的地区，用熔盐储热替代规模较小的火电锅炉，把弃风弃光的电存到熔盐中，需要发电时，再将热量释放产生蒸汽推动火电汽轮机和发电机，实现供电和供能。
据悉，未来该场景的应用范围将更为广阔，能够助力火电实现完美转型，届时所提供的将是绿电，而且成本相对较低。随着应用领域的不断拓展与深化，熔盐储能的市场前景值得期待。
