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8月30日，我國目前最大規模的“火電熔鹽儲熱”項目在安徽宿州電廠正式投運，該項目采用390攝氏度高溫和190攝氏度低溫兩個熔鹽儲罐進行儲熱，儲熱工質為三元熔鹽，設計儲熱容量為1000兆瓦時。

近年來，隨著儲能技術的快速發展，火電機組耦合儲能技術逐漸成為火電靈活性改造的主流，熔鹽儲熱技術就是其中之一。

熔鹽儲熱是通過硝酸鹽等介質進行熱能儲存與釋放的長時大容量儲能技術，具備儲熱時間長、容量大、與火電機組耦合適配性高、施工建設難度低、技術成熟、發展前景廣闊等優勢，成為火電機組配儲主流方向。

當前，熔鹽儲熱技術已經在火電機組靈活性改造、谷電/棄電儲熱和退役機組改造等領域應用。但這項技術要實現進一步發展，進而成為火電配儲的最優選擇，仍需破解供熱火電機組熱電解耦、火電機組調峰和機組延壽等方面的問題。

位于青海省海西州德令哈市的青海中控50兆瓦光熱電站，是全球首個年發電量超過年設計發電量的塔式熔鹽儲能光熱電站。

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主流技術存在待解難題

儲能技術主要分為機械儲能、電化學儲能、儲熱、電磁儲能以及化學儲能五類，熔鹽儲熱技術屬于顯熱儲熱技術，通過熔鹽系統儲放熱完成機組能量的時空調控，是大規模中高溫儲熱的主流技術方向。

在火電靈活性改造和長時儲能場景中，熔鹽儲熱是目前火電機組配儲的技術經濟性最優方式。一方面，熔鹽儲熱更適用于長時大容量的場景，在成本、儲能時長和容量規模上顯著優于電池類儲能、飛輪儲能和超級電容儲能；另一方面，熔鹽儲熱可以直接利用火電機組余熱、蒸汽、煙氣等進行儲熱，且能同步解決“以熱定電”難題，比壓縮空氣和飛輪儲能更適配火電機組。

在施工建設難度方面，熔鹽儲熱不受地理和地質條件的限制，比抽水蓄能和壓縮空氣儲能的選址更靈活；在環境保護方面，熔鹽無毒性，無環境污染問題，相對電化學儲能環境友好性高；從安全方面看，相比于氫的易燃易爆，熔鹽儲熱系統的安全性更高。

目前，火電機組耦合熔鹽儲熱技術的優勢已經在許多示范項目得以驗證。例如江蘇國信靖江電廠煤電耦合熔鹽儲熱項目，儲能容量達到80兆瓦時，已于2022年投運，采用電蓄熱解決調峰和調頻問題，機組爬坡速率大于3%，自動發電控制（AGC）收益較好；國能河北龍山發電有限公司（600兆瓦亞臨界空冷機組）“抽汽+熔鹽”的蓄能項目采用多汽源抽汽-配汽調控技術，儲熱容量為730兆瓦時，深度耦合熔鹽儲熱系統與主機，實現機組負荷最低出力降至75兆瓦，頂峰出力達到647兆瓦，AGC響應速率提高50%以上；濟寧華源熱電廠“汽電”聯合加熱的熔鹽儲能項目，儲能容量為100兆瓦時，已于2024年投產，可在火電機組停運后2小時內，持續提供60噸/小時的工業蒸汽，用作機組事故工況下的應急汽源。

隨著可再生能源占比的不斷提高，電力系統中儲能的配置比例以及配置時長會不斷提升，長時大規模儲能的建設是大勢所趨。但熔鹽儲能技術要實現更大范圍的應用，仍需破解多重難題。

一是系統安全性有待提高。在高溫下，熔鹽具有腐蝕性，可能對管道、設備造成侵蝕，導致設備損壞和熔鹽泄漏，引發火災、燙傷等安全事故。部分熔鹽成分如亞硝酸鹽具有毒性，若泄漏會對環境和人體健康造成危害。目前，熔鹽儲熱行業缺乏統一的安全標準，不同企業的產品和施工質量參差不齊，增加了安全隱患。

二是初始投資成本高。熔鹽儲熱系統的成本包括建設成本、運行成本等。建設成本方面，熔鹽原料、設備購置（如熔鹽儲罐、熔鹽泵、換熱器等）、工程建設以及運行維護方面費用較高。雖然規模化建設可降低部分成本，但初始投資仍然較大，這在一定程度上限制了其大規模推廣應用。

三是關鍵技術瓶頸有待突破。在技術層面，熔鹽儲熱發展仍面臨一些瓶頸，如熔鹽的低溫凝固和高溫分解問題。此外，熔鹽儲熱系統與其他能源系統的集成技術還不夠成熟，需要進一步研發和優化，以提高系統的整體性能和協同效應。

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打造更多技術場景

要破解上述問題，實現熔鹽儲能技術與火電機組深度融合，離不開合適的場景。

一是以供熱火電機組熱電解耦為核心場景，強化安全設計與成本優化。

熔鹽儲熱系統與火電機組供熱系統耦合，當機組電負荷較高且供熱能力盈余時，在機組供熱的同時熔鹽系統儲熱；當電負荷降低，無法滿足供熱參數時，熔鹽系統開始放熱，利用高溫熔鹽加熱給水，保證供熱參數滿足熱用戶的需求，實現熱電聯產機組的熱電解耦，解決“以熱定電”的難題，大幅提高機組靈活性。針對熔鹽高溫腐蝕性及系統安全性問題，在熱電解耦場景中采用耐腐蝕材料制造管道與設備，并建立熔鹽泄漏監測與應急處理系統，從硬件與機制層面降低安全風險。

二是聚焦火電機組調峰需求，突破技術瓶頸并提升安全經濟性。

蒸汽-熔鹽儲熱技術通過在火電機組熱力系統的“鍋爐-汽機”之間嵌入大容量高溫熔鹽儲熱系統，削弱原本剛性聯系的“爐機耦合”。深度調峰時，保持鍋爐正常運行負荷，汽輪機運行在低負荷調峰工況，鍋爐側多余高參數蒸汽熱量被儲熱系統存儲，保證大規模儲熱和深度調峰運行。通過優化“鍋爐-汽輪機-儲熱”系統聯動控制邏輯，支撐系統協同運行，避免熔鹽在管道內低溫凝固。電加熱熔鹽儲熱技術通過“電-熱-電”方式實現熔鹽電蓄熱。采用雙罐熔鹽系統實現冷熱罐循環放熱發電。電加熱熔鹽儲熱啟停方便，能提高現有儲熱和發電設備的利用率，降低棄風棄光率，利用調峰產生的輔助服務收益（如AGC調頻收益），提升電站效益，緩解初始投資壓力。煙氣-熔鹽儲熱技術采用鍋爐高溫煙氣直接加熱熔鹽進行儲熱，具備儲能效率高、變負荷速率快、熱態啟動時間短等優勢，在未來的調峰領域具有巨大的發展潛力。研發耐高溫、抗腐蝕的新型煙氣-熔鹽換熱器，解決熔鹽高溫分解與換熱效率問題。

三是通過機組延壽改造盤活存量資產，降低初始投資與技術應用門檻。

目前，我國在役300兆瓦等級亞臨界燃煤機組接近900臺，早期投運的機組已運行30年，達到了設計年限，通過將老舊機組改造成“卡諾電池”，以熔鹽鍋爐替代常規燃煤鍋爐，原機組的熱力系統、制水系統、電氣系統可在普通延壽的基礎上重新利用，保留火電機組大部分的設備和資產，大幅降低建設成本。以一個150兆瓦的機組為例，改造成“卡諾電池”獨立的儲能電站，可以消納約1吉瓦的可再生能源，年降碳量約200萬噸。“卡諾電池”能量轉換型式為“電-熱-電”，使電的性質發生了改變，采用同步發電機發電，與煤電的電力輸出特性相同，但調節特性優于煤電機組。

四是熔鹽儲能助力新能源消納，提升電網穩定性和綠色低碳轉型。

熔鹽供熱系統直接利用光熱或新能源發電供能，采用太陽能-熔鹽-給水或綠電-熔鹽-給水換熱，可緩解棄風棄光問題，實現新能源電力規模消納和電網低碳轉型。截至2024年年底，我國在建光熱電站裝機規模3300兆瓦，涉及34個項目；規劃裝機容量為4750～4800兆瓦，涉及37個項目，主要集中內蒙古、甘肅、青海、新疆等新能源豐富的省份，上述項目均配套了8～16小時的熔鹽儲能系統，充分展現了熔鹽儲能技術在光熱發電領域的巨大市場需求和廣闊應用前景。

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電力行業應如何提供支撐

在推動火電機組耦合熔鹽儲熱技術規模化應用的過程中，電力行業可以從調度、標準、市場等方面入手，為熔鹽儲熱技術的推廣提供助力。

一是優化調度策略，支撐系統安全、高效、協同運行。

新型電力系統由傳統的“源隨荷動”加速向“源荷互動”轉變。電網企業應考慮建立融合熔鹽儲熱-火電機組特性的智能調度模型，利用大數據、人工智能技術，整合火電機組實時出力、熔鹽儲熱容量、AGC指令響應速度、新能源預測功率等多維數據，實時監測和預測機組的儲熱、放熱及發電狀態，優化調度計劃，提高系統整體協同性能，確保有效性和可靠性。

二是制定技術標準與規范，筑牢系統安全防線。

熔鹽儲熱系統熱慣性較大，其響應AGC指令的速度與精度需明確規范并嚴格測試。電力行業應加快制定耦合熔鹽儲熱的火電機組系統并網技術規范，明確響應時間、調節速率、持續時長等關鍵性能指標要求，并開展典型工況下的聯合調頻建模仿真、試驗檢測及監測評估技術研究，科學評估其對系統頻率穩定的支撐能力。

三是推動市場機制創新，緩解投資成本壓力。

熔鹽儲熱項目經濟性依賴峰谷電價差、輔助服務補償等政策。相關投資運營方應積極建言推動完善電力輔助服務市場規則，推動將熔鹽儲熱提供的深度調峰、快速爬坡等能力納入交易品種并合理定價，將項目的調節價值轉化為穩定收益，同時推動建立“火電+儲熱”組合參與現貨市場及需求響應機制，通過多渠道收益反哺前期投資，形成“成本可覆蓋、收益有保障”的良性循環。

（作者均供職于國網河北省電力有限公司，楊洋對本文亦有貢獻）