8月30日，我国目前最大规模的“火电熔盐储热”项目在安徽宿州电厂正式投运，该项目采用390摄氏度高温和190摄氏度低温两个熔盐储罐进行储热，储热工质为三元熔盐，设计储热容量为1000兆瓦时。

近年来，随着储能技术的快速发展，火电机组耦合储能技术逐渐成为火电灵活性改造的主流，熔盐储热技术就是其中之一。

熔盐储热是通过硝酸盐等介质进行热能储存与释放的长时大容量储能技术，具备储热时间长、容量大、与火电机组耦合适配性高、施工建设难度低、技术成熟、发展前景广阔等优势，成为火电机组配储主流方向。

当前，熔盐储热技术已经在火电机组灵活性改造、谷电/弃电储热和退役机组改造等领域应用。但这项技术要实现进一步发展，进而成为火电配储的最优选择，仍需破解供热火电机组热电解耦、火电机组调峰和机组延寿等方面的问题。

位于青海省海西州德令哈市的青海中控50兆瓦光热电站，是全球首个年发电量超过年设计发电量的塔式熔盐储能光热电站。

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主流技术存在待解难题

储能技术主要分为机械储能、电化学储能、储热、电磁储能以及化学储能五类，熔盐储热技术属于显热储热技术，通过熔盐系统储放热完成机组能量的时空调控，是大规模中高温储热的主流技术方向。

在火电灵活性改造和长时储能场景中，熔盐储热是目前火电机组配储的技术经济性最优方式。一方面，熔盐储热更适用于长时大容量的场景，在成本、储能时长和容量规模上显著优于电池类储能、飞轮储能和超级电容储能；另一方面，熔盐储热可以直接利用火电机组余热、蒸汽、烟气等进行储热，且能同步解决“以热定电”难题，比压缩空气和飞轮储能更适配火电机组。

在施工建设难度方面，熔盐储热不受地理和地质条件的限制，比抽水蓄能和压缩空气储能的选址更灵活；在环境保护方面，熔盐无毒性，无环境污染问题，相对电化学储能环境友好性高；从安全方面看，相比于氢的易燃易爆，熔盐储热系统的安全性更高。

目前，火电机组耦合熔盐储热技术的优势已经在许多示范项目得以验证。例如江苏国信靖江电厂煤电耦合熔盐储热项目，储能容量达到80兆瓦时，已于2022年投运，采用电蓄热解决调峰和调频问题，机组爬坡速率大于3%，自动发电控制（AGC）收益较好；国能河北龙山发电有限公司（600兆瓦亚临界空冷机组）“抽汽+熔盐”的蓄能项目采用多汽源抽汽-配汽调控技术，储热容量为730兆瓦时，深度耦合熔盐储热系统与主机，实现机组负荷最低出力降至75兆瓦，顶峰出力达到647兆瓦，AGC响应速率提高50%以上；济宁华源热电厂“汽电”联合加热的熔盐储能项目，储能容量为100兆瓦时，已于2024年投产，可在火电机组停运后2小时内，持续提供60吨/小时的工业蒸汽，用作机组事故工况下的应急汽源。

随着可再生能源占比的不断提高，电力系统中储能的配置比例以及配置时长会不断提升，长时大规模储能的建设是大势所趋。但熔盐储能技术要实现更大范围的应用，仍需破解多重难题。

一是系统安全性有待提高。在高温下，熔盐具有腐蚀性，可能对管道、设备造成侵蚀，导致设备损坏和熔盐泄漏，引发火灾、烫伤等安全事故。部分熔盐成分如亚硝酸盐具有毒性，若泄漏会对环境和人体健康造成危害。目前，熔盐储热行业缺乏统一的安全标准，不同企业的产品和施工质量参差不齐，增加了安全隐患。

二是初始投资成本高。熔盐储热系统的成本包括建设成本、运行成本等。建设成本方面，熔盐原料、设备购置（如熔盐储罐、熔盐泵、换热器等）、工程建设以及运行维护方面费用较高。虽然规模化建设可降低部分成本，但初始投资仍然较大，这在一定程度上限制了其大规模推广应用。

三是关键技术瓶颈有待突破。在技术层面，熔盐储热发展仍面临一些瓶颈，如熔盐的低温凝固和高温分解问题。此外，熔盐储热系统与其他能源系统的集成技术还不够成熟，需要进一步研发和优化，以提高系统的整体性能和协同效应。

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打造更多技术场景

要破解上述问题，实现熔盐储能技术与火电机组深度融合，离不开合适的场景。

一是以供热火电机组热电解耦为核心场景，强化安全设计与成本优化。

熔盐储热系统与火电机组供热系统耦合，当机组电负荷较高且供热能力盈余时，在机组供热的同时熔盐系统储热；当电负荷降低，无法满足供热参数时，熔盐系统开始放热，利用高温熔盐加热给水，保证供热参数满足热用户的需求，实现热电联产机组的热电解耦，解决“以热定电”的难题，大幅提高机组灵活性。针对熔盐高温腐蚀性及系统安全性问题，在热电解耦场景中采用耐腐蚀材料制造管道与设备，并建立熔盐泄漏监测与应急处理系统，从硬件与机制层面降低安全风险。

二是聚焦火电机组调峰需求，突破技术瓶颈并提升安全经济性。

蒸汽-熔盐储热技术通过在火电机组热力系统的“锅炉-汽机”之间嵌入大容量高温熔盐储热系统，削弱原本刚性联系的“炉机耦合”。深度调峰时，保持锅炉正常运行负荷，汽轮机运行在低负荷调峰工况，锅炉侧多余高参数蒸汽热量被储热系统存储，保证大规模储热和深度调峰运行。通过优化“锅炉-汽轮机-储热”系统联动控制逻辑，支撑系统协同运行，避免熔盐在管道内低温凝固。电加热熔盐储热技术通过“电-热-电”方式实现熔盐电蓄热。采用双罐熔盐系统实现冷热罐循环放热发电。电加热熔盐储热启停方便，能提高现有储热和发电设备的利用率，降低弃风弃光率，利用调峰产生的辅助服务收益（如AGC调频收益），提升电站效益，缓解初始投资压力。烟气-熔盐储热技术采用锅炉高温烟气直接加热熔盐进行储热，具备储能效率高、变负荷速率快、热态启动时间短等优势，在未来的调峰领域具有巨大的发展潜力。研发耐高温、抗腐蚀的新型烟气-熔盐换热器，解决熔盐高温分解与换热效率问题。

三是通过机组延寿改造盘活存量资产，降低初始投资与技术应用门槛。

目前，我国在役300兆瓦等级亚临界燃煤机组接近900台，早期投运的机组已运行30年，达到了设计年限，通过将老旧机组改造成“卡诺电池”，以熔盐锅炉替代常规燃煤锅炉，原机组的热力系统、制水系统、电气系统可在普通延寿的基础上重新利用，保留火电机组大部分的设备和资产，大幅降低建设成本。以一个150兆瓦的机组为例，改造成“卡诺电池”独立的储能电站，可以消纳约1吉瓦的可再生能源，年降碳量约200万吨。“卡诺电池”能量转换型式为“电-热-电”，使电的性质发生了改变，采用同步发电机发电，与煤电的电力输出特性相同，但调节特性优于煤电机组。

四是熔盐储能助力新能源消纳，提升电网稳定性和绿色低碳转型。

熔盐供热系统直接利用光热或新能源发电供能，采用太阳能-熔盐-给水或绿电-熔盐-给水换热，可缓解弃风弃光问题，实现新能源电力规模消纳和电网低碳转型。截至2024年年底，我国在建光热电站装机规模3300兆瓦，涉及34个项目；规划装机容量为4750～4800兆瓦，涉及37个项目，主要集中内蒙古、甘肃、青海、新疆等新能源丰富的省份，上述项目均配套了8～16小时的熔盐储能系统，充分展现了熔盐储能技术在光热发电领域的巨大市场需求和广阔应用前景。

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电力行业应如何提供支撑

在推动火电机组耦合熔盐储热技术规模化应用的过程中，电力行业可以从调度、标准、市场等方面入手，为熔盐储热技术的推广提供助力。

一是优化调度策略，支撑系统安全、高效、协同运行。

新型电力系统由传统的“源随荷动”加速向“源荷互动”转变。电网企业应考虑建立融合熔盐储热-火电机组特性的智能调度模型，利用大数据、人工智能技术，整合火电机组实时出力、熔盐储热容量、AGC指令响应速度、新能源预测功率等多维数据，实时监测和预测机组的储热、放热及发电状态，优化调度计划，提高系统整体协同性能，确保有效性和可靠性。

二是制定技术标准与规范，筑牢系统安全防线。

熔盐储热系统热惯性较大，其响应AGC指令的速度与精度需明确规范并严格测试。电力行业应加快制定耦合熔盐储热的火电机组系统并网技术规范，明确响应时间、调节速率、持续时长等关键性能指标要求，并开展典型工况下的联合调频建模仿真、试验检测及监测评估技术研究，科学评估其对系统频率稳定的支撑能力。

三是推动市场机制创新，缓解投资成本压力。

熔盐储热项目经济性依赖峰谷电价差、辅助服务补偿等政策。相关投资运营方应积极建言推动完善电力辅助服务市场规则，推动将熔盐储热提供的深度调峰、快速爬坡等能力纳入交易品种并合理定价，将项目的调节价值转化为稳定收益，同时推动建立“火电+储热”组合参与现货市场及需求响应机制，通过多渠道收益反哺前期投资，形成“成本可覆盖、收益有保障”的良性循环。

（作者均供职于国网河北省电力有限公司，杨洋对本文亦有贡献）