近日，熔盐储能光热发电解决方案提供商浙江可胜技术股份有限公司（以下简称“可胜技术”），在浙江证监局进行辅导备案登记，正式启动上市。这一消息引发市场对熔盐储能技术路线的关注。作为一种大规模新兴储能方式，熔盐储能具有安全性高、环境友好、成本低、储能容量大等优势。经过多年培育，熔盐储能市场应用情况如何？其产业化发展还面临哪些关键问题？

　　■起步于光热发电领域

　　国家首批光热发电示范项目——青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站，就配置了7小时熔盐储能系统。“项目投产以来，连续多年稳定运行，2023年度发电量更是再创新高，达到1.524亿千瓦时，达到设计发电量的104.38%。”青海中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能光热电站总设计师、可胜技术董事长金建祥介绍，作为一种以储热材料为媒介的储能技术，熔盐在290摄氏度—565摄氏度工作温度区间维持液态，通过温度的升高和降低来储存和释放能量，是一种低成本、高效的理想储能技术。

　　据了解，我国熔盐储能发展势头迅猛，已经成为全球第三大熔盐储能市场。有统计数据显示，截至2023年底，我国兆瓦级规模以上光热发电机组累计装机容量为58.8万千瓦，在建和拟建光热发电项目约43个，总装机容量480万千瓦，均配置8—16小时熔盐储能系统。

　　根据国家能源局综合司印发的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模力争达到300万千瓦左右，对应每年需要熔盐量90万吨。在国家新能源和低碳发展的政策利好下，熔盐储能规模化建设已经成为大势所趋。

　　金建祥指出，我国已掌握完全自主知识产权的熔盐储能光热发电核心技术，并实现了相关产品的规模化生产，国产化率近100%。目前，产业链上下游产品和设备相关企业已超过百余家，产品和服务覆盖熔盐、熔盐储罐、保温材料、熔盐泵、熔盐阀等，供应链较为完善，可以满足我国大量熔盐储能项目投资和建设需要。

　　■应用场景拓宽

　　值得一提的是，当前以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏发电基地建设如火如荼，而在配套用的各储能技术路线中，抽水蓄能受地理条件、建设周期长等因素限制，锂电为代表的新型储能也面临单位投资额较高，安全性难以从根源上保证的问题。在此背景下，“光热+熔盐储能”大基地模式提供了新的解决方案。

　　“熔盐储能不受地理条件限制、建设周期与新能源项目相匹配，且具有储能规模大、储能密度大、安全性能高等突出优点，在长时储能领域中的优势尤为明显。”金建祥说。

　　金合能源技术总监金翼给《中国能源报》记者算了笔账：“单从投资成本来说，目前，锂电价格在0.4元/瓦时左右，而储热成本可以做到0.1元/瓦时。”

　　除了应用在光热领域，熔盐储能也在探索更多可能。2022年10月，浙江省最大用户侧熔盐储能——绍兴绿电熔盐储能示范项目正式运行；同年12月，江苏国信靖江电厂2×660兆瓦机组熔盐储能调峰供热项目正式投运，是我国首个真正意义上采用熔盐储热技术的大规模火电调峰、调频、供热项目。

　　金建祥进一步指出，熔盐储能的应用领域远不限于发电侧，随着能源消费侧热能需求量的增加，将带来大量绿电制热需求，熔盐储热还将促进热能脱碳。

　　■机遇与挑战并存

　　根据规划，“十四五”期间，我国要完成2亿千瓦存量煤电机组灵活性改造，增加系统调节能力3000万千瓦—4000万千瓦。业内预计，“十四五”期间，仅火电灵活性改造领域，熔盐储能的市场空间就高达千亿级。

　　不过，纵观产业发展，从2013年我国首个熔盐储能项目——青海中控德令哈10兆瓦塔式光热电站开始，到目前的示范应用，熔盐储能规模化应用还面临诸多问题。

　　业内人士坦言，熔盐储能初始投资额高，和抽水蓄能、压缩空气储能初始投资成本相近。此外，熔盐储能效率普遍低于60%，相较电化学与机械储能，转化效率较低。

　　据悉，熔盐储能关键原材料——太阳盐，由硝酸钾和硝酸钠混合而成，我国虽然是硝酸钠生产大国，但钾盐还不能完全自给自足，需要进口。近两年，熔盐储能供应链出现一定波动，业内担忧，太阳盐出现诸如电池材料碳酸锂价格大幅飙升的情况。

　　“要避免原材料供应受国际环境变化影响，导致价格大幅波动，给熔盐储能市场带来成本增加的风险。”中国无机盐工业协会熔盐储能专委会副主任、北京工业大学教授张灿灿向《中国能源报》记者表示，“熔盐储能规模化发展要未雨绸缪，相关企业加快投扩产步伐，保障原材料产品质量和供应稳定。”

　　■加快建设示范项目

　　事实上，熔盐仅是显热储热技术中的一种。储热还有相变储热、化学反应储热等多种形式。得益于光热产业带动，近年来，熔盐储能脱颖而出，实现较快发展。但相比储电，储热并不为人们熟知。

　　“能源的利用形式主要包括电和热两种，也随之产生储电和储热两种技术。”在金翼看来，储电之所以发展很快，是基于它本身是电对电系统，电网系统接受度较好，可以通过电网进行传输，而储热是电对热，输送难度高很多，使用半径有限。火电热电联产机组有热网、电网，可以通过“热”的形式供给用户。而采用“电—热—电”模式即将电能转换为热能再转化为电能，从热力学角度来看，转换效率较低，市场存在一些争议。

　　金翼指出，储热不是一项完全独立的技术，需要依附光热、煤电机组、清洁取暖等项目，因此，储热作为一个独立储能装置的作用统计界面尚不清晰。

　　面对产业发展未来，张灿灿坦言，相比抽水蓄能、新型储能，熔盐储能缺乏相关政策扶持，建议参照执行抽水蓄能电站政策机制。此外，熔盐储能系统经济性、可靠性，安全性相关标准缺乏，亟待建立明确的行业规范。

　　技术方面，张灿灿表示：“熔盐在传输过程中向外散热，当温度低于熔点时易冻堵管路，导致系统故障。储热技术有待持续攻关，性能指标还需进一步优化。”

　　金建祥建议，加快建设熔盐储能应用的示范项目，进一步探索应用场景和商业模式，为后续熔盐储能在电力系统各个环节的大规模应用积累经验。在工业脱碳领域，建议鼓励熔盐储能将低谷电、弃风弃光电转化成绿色热能，调整电力系统输配电政策，免除熔盐储能外购电容量费用及输配电费用；在火（热）电机组灵活改造、冷热电联供等应用领域，建议通过电力市场、辅助服务等收益方式体现熔盐储能的价值。