熔盐储能是当前工程化成熟度最高、商业化应用最广泛的长时储热技术路线，以熔融态无机盐为核心储热与传热介质，可实现热能的规模化长时存储与可控释放，兼具储热密度高、循环寿命长、工作温域宽、安全环保等技术优势，可全面适配发电侧调节、电网侧支撑、用户侧供热供汽等多元应用场景，是支撑新型电力系统构建、推动工业领域节能降碳的核心技术路径之一。

近年来，在“双碳”战略目标引领与高比例新能源消纳需求的双重驱动下，我国熔盐储能产业政策体系持续完善，项目落地节奏显著加快，核心技术与产业链自主可控水平稳步提升，产业整体正由示范验证阶段向规模化推广阶段加速迈进。伴随顶层政策落地、应用场景拓展与产业逻辑迭代，我国熔盐储能产业在材料技术、开发模式、场景边界等维度呈现出全新发展特征与演进方向。

一、市场发展现状与发展趋势

（一）光热发电方向

截至2026年7月，国内已投运商业化光热发电项目共24个，总装机规模达2000MW。所有项目均配套熔盐储能系统，储热时长覆盖6~14小时，按平均10小时计算，对应累计储热容量约20GWh。

目前国内处于在建及前期推进阶段的光热发电项目近50个，总装机规模超6GW；其中处于实质性在建阶段的项目共21个，总装机约3GW。

光热发电是当前熔盐储能规模最大、商业化成熟度最高的应用领域。但光热发电项目的开发逻辑正在逐步调整，将对熔盐储能的市场发展产生重大影响。

1.风光热一体化存量项目

近一年，国内风光热一体化项目开工节奏显著加快。截至2026年7月，处于实质性在建阶段的风光热一体化项目共18个，总装机约1.8GW，在光热在建项目中仍占较高份额。

表：风光热一体化在建光热项目

一体化项目依托风光项目收益反哺光热高昂初始投资，是2021—2024年的主流开发模式，上表所列项目均为该历史时期的存量项目。

2.独立光热电站的增量市场

一体化模式为行业发展提供了切实有效的过渡方案，但这种经济上的一体化联营终归只是权宜之计，虽然短期控制了项目整体投资，但削弱了光热熔盐的长时调节价值，不利于产业长期技术迭代。同时，发改价格〔2025〕136号文实施后，新建新能源全面转向机制电价与电力现货市场，依赖风光补贴光热的成本均摊商业模式失效，大量风光热一体化项目停滞。风光热一体化开发的模式已难以持续。

青海省率先探索独立光热开发路径。2024年底，青海省发改委发布《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》，明确2024年至2028年，纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划的3座350MW独立光热发电项目，执行0.55元/千瓦时的上网电价，且不参与市场化交易。该模式要求项目不搭配新能源指标，按调峰电源定位运行，引导项目合理配置镜场规模与储热时长，回归长时调节电源的技术属性。

2025年12月，青海省发改委公示新能源机制电价非分布式存量项目清单，明确了包含3座350MW独立光热电站在内的8个总计160万千瓦光热项目的机制电价，向市场传递了政策连贯的清晰信号。

2026年3月，青海省发布《关于促进光热发电规模化发展的若干措施》，提出到2030年全省光热发电在建在运总规模达到800万千瓦、在运装机突破500万千瓦的发展目标；同步建立年度竞争性评选机制，配套市场化竞价规则，为光热规模化开发搭建了制度框架。

2026年7月，《青海省发电侧可靠容量补偿机制》正式印发，成为全国首个将光热发电纳入省级容量补偿体系的落地政策。机制明确容量补偿标准为185元/（千瓦・年），系统净负荷高峰持续时长按8小时核算。同月，青海省发改委印发发电侧可靠容量补偿机制项目清单，明确纳入项目的容量补偿应保障装机容量及可靠容量等关键参数。

表：青海省光热发电可靠容量补偿机制项目清单

来源：青海省发展和改革委员会

在上述政策组合拳的带动下，青海已成为全国光热发电最大增量市场。2026年6月青海省公布2026年第一批独立光热发电项目入围名单，共4个单体30万千瓦级以上项目，入围电价区间为0.47~0.54元/千瓦时，标志着独立光热市场化竞价模式进入实质落地阶段。

青海省“机制电价+容量补偿”的收益组合，为其他资源禀赋相近的省份推动光热规模化发展提供了可参考的实践样本。但需指出，该模式目前仍处于运行验证阶段，实际经济性有待项目建成并网后进一步观察与评估。

3.国家锚定1500万千瓦远景目标

2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（发改能源〔2025〕1645号），明确提出到2030年全国光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，实现度电成本与煤电基本相当、核心技术完全自主可控的发展目标，标志着我国光热发电行业从示范探索阶段开始迈入规模化发展新阶段。

地方政策的落地执行与优化调整，直接影响全国目标的实现进度。当前国内能够有效拉动光热发电投资的成熟政策模式，仅有青海推行的电价与容量补偿组合机制。青海规划到2030年，力争实现光热发电在运装机规模突破500万千瓦。若其他资源省份未能及时出台配套政策，光热发电的规模化发展将集中于青海一省，全国1500万千瓦的目标落地难度将难以实现。

（二）非光热发电方向

非光热发电方向是熔盐储能近年应用场景拓展最为活跃的领域，多个标杆项目成功投运、在多元化应用场景实现快速拓展、关键技术实现创新突破、政策支撑体系日益完善，共同绘制出产业蓬勃发展的新蓝图。

1.火电灵活性改造领跑市场

2025年4月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，建立“深调峰、快调节、强支撑”的新一代煤电技术指标体系，为熔盐储能与火电耦合改造提供技术导向；9月，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出研究煤电机组与熔盐储热等储能项目联合运行；11月，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，鼓励以熔盐储热耦合调峰；2026年7月，国家发改委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，进一步明确推广热电联产机组通过熔盐储热实现热电解耦的技术路径。

在政策支持下，火电灵活性改造成为当前熔盐储能落地项目最多、商业化成熟度最高的应用场景。截至2026年6月30日，我国已建成投运的熔盐储能耦合火电灵活性改造项目共7个，单项目储热规模覆盖75MWh到1000MWh。在建及推进中的火电熔盐储能改造项目已超50个，其中11个项目进入实质施工阶段，覆盖全国17个省份，形成“华东领跑、华北跟进、西北提速”的区域格局。

国家能源集团安徽宿州电厂1000MWh项目树立了熔盐储能+火电改造项目的新标杆。该项目采用“蒸汽加热熔盐”路线，总投资约3.4亿元，单位投资成本约340元/kWh，创国内同类项目成本新低。宿州项目的投运产生了显著的示范效应，有效验证了熔盐储热在火电灵活性改造中的技术可行性与经济性边界。2026年上半年，全国共有8个项目启动EPC总承包招标，项目落地节奏明显加快。

2、工业供热等场景经济性不足

熔盐储热系统属于重资产属性，投资成本随应用场景、项目规模与改造模式差异较大，无统一造价标准。在工业供热、供工业蒸汽等用户侧场景，熔盐储能的技术路径已跑通，但商业化落地仍受经济性制约。

熔盐储能耦合绿电供热/供工业蒸汽项目，通常以电网谷段低价电、市场化交易绿电为热源，通过高压电加热器加热熔盐实现长时储热，按需稳定输出工业蒸汽，主要适配燃煤禁燃区、蒸汽需求刚性的制造业园区。单项目供汽规模多为50~200t/h，配套4~8小时储热，单位储热容量造价500~700元/kWh，系统“电-热-汽”综合换热效率可达90%~93%。

收益端以工业蒸汽销售收入为核心：江浙地区工业蒸汽市场价约220~280元/吨，广东高负荷园区可达300元/吨以上；可叠加碳减排收益、绿证收益、需求响应补贴及原有燃煤锅炉运维成本节约等补充收益。

但该模式的盈利空间受电网侧成本约束明显，容量电费是工商业侧项目的主要成本压力。以浙江大工业用户测算：生产1吨1.0MPa、250℃蒸汽约需用电658kWh，按谷电电价0.22元/kWh计算，不含容量费的纯电度蒸汽成本约145元/吨；叠加26元/（千伏安・月）的容量电价，摊至单位电量约增加0.09元/kWh，含容量费的蒸汽成本升至203元/吨，单吨成本涨幅超40%。

整体来看，制约工业侧熔盐储能商业化的核心因素有三点：一是初始投资较高，超出部分用户的承受能力；二是盈利渠道单一，仅依赖峰谷电价差难以覆盖全成本，容量电费进一步压缩利润空间；三是场景适配与运维难度大，工业工况差异大难以标准化降本，且熔盐防冻伴热能耗高、高温下对设备存在腐蚀，运维门槛与长期成本较高。

魏桥海能热电500MW/2000MWh熔盐储能中心已于2026年2月正式投产，探索出“绿电直供+熔盐储热+稳定供汽”模式。该模式从架构上彻底脱离公用电网体系，无需承担容量电费等电网侧刚性成本，为工业低碳转型提供了新路径。也表明离网型熔盐储能供热应用因摆脱了外购电带来的容量电费等固定成本压力，经济性显著改善，在部分地区具备经济可行性。

3、新兴技术融合打开增量市场

新兴技术融合场景加快落地，典型代表为熔盐储能与压缩空气储能的耦合方案。该方案可高效回收压缩过程产生的余热，显著提升系统电电转换效率。

其中，江苏淮安盐穴压缩空气储能项目采用“熔融盐+带压热媒水”储热技术，构建180~360℃宽温储热系统，系统电电转换效率达71%；山东泰安350MW压缩空气储能项目应用低熔点熔盐高温绝热压缩技术，将传统压缩空气储能系统效率由40%~50%提升至70%以上，接近抽水蓄能技术水平。

二、产业链发展趋势及展望

1.推进熔盐材料和熔盐储能关键设备研发升级

材料研发方面，低熔点、高分解温度、宽温域、高储热密度、低腐蚀、低成本仍是熔盐储热材料的核心演进方向。行业将面向长时储热调峰电站、煤电机组深度调峰、太阳能热发电等大容量高温长时储热应用需求，持续优化混合熔盐组分配方，在降低共晶熔点、拓宽工作温区的同时，兼顾腐蚀抑制与全周期成本管控，有效降低系统凝堵风险与伴热防冻能耗，提升单位储热密度与系统运行效率。与此同时，面向超高温应用场景的碳酸盐、氯化物熔盐体系将加快中试验证与工程示范步伐，为下一代高参数储热系统提供材料技术支撑。

关键设备研发方面，针对熔盐高温腐蚀、长期连续运行等严苛工况，研发适配特种合金材料与耐高温防腐涂层，从源头降低设备腐蚀、磨损及老化故障，减少检修与更换成本；研发适用于不同应用场景的性能更优的熔盐泵、阀、电加热器等关键设备，提高系统效率和性能。

2.进一步降低投资成本

初始投资偏高是当前制约熔盐储能规模化推广的核心因素之一，行业正通过材料降价、系统优化、规模效应等多路径持续降本。

熔盐材料方面，2026年以来我国熔盐储能核心原材料价格整体呈现窄幅波动、中枢稳步下移的运行特征，未出现大幅涨跌行情，价格稳定性较2025年显著提升。从价格中枢同比变化来看，2026年7月光热熔盐专用硝酸钾价格较2025年同期回落约12%，其余品类价格较2025年同期回落4%~7%，全品类整体价格波动区间较2025年收窄近20%。

图：2025年8月-2026年7月硝酸钾价格走势

来源：中国无机盐工业协会

图：2025年8月-2026年7月硝酸钠价格走势

来源：中国无机盐工业协会

整体来看，熔盐原材料价格稳中有降、波动区间收窄，尤其是光热项目核心采购的熔盐级专用原料价格回落，直接拉低了光热发电与熔盐储能项目的初始投资成本，有利于提升项目收益测算的稳定性与可预期性，为产业规模化推广提供坚实的成本端支撑。

系统方面，“三塔一机”等大容量高效集热构型、强化传热技术、智能化运维技术的推广应用，将持续提升系统运行效率、降低全生命周期成本。例如可胜技术低位罐短轴泵技术方案推动储热系统综合成本可较常规方案下降约12%；龙腾光热先后攻克了高温熔盐集热管、大开口槽式集热器、高温熔盐柔性连接等关键核心技术，创新推出700MW（2×350MW）一岛双机大型熔盐槽式电站方案，度电成本直降近20%。

3.加快新应用场景的技术研发和推广应用

除火电灵活性改造、工业供热等成熟场景外，熔盐储能正持续向更多技术路线与应用领域延伸，创新应用形态不断涌现，有望进一步拓宽产业边界、释放增长空间。

从落地进展来看，各新场景尚处于不同的发展阶段。其中，熔盐储能耦合压缩空气储能已有项目建成投运，技术路线得到工程验证；熔盐储能耦合超临界CO₂发电、独立熔盐储能电站等场景仍处于工程示范或前期推进阶段，尚无成熟商业化案例。上述领域仍需持续推进技术研发与工程验证，探索适应各自场景需求的最优技术方案与商业模式，为后续规模化推广夯实基础。

4、加强安全意识，避免安全事故发生

当前光热发电熔盐储能项目均采用60%硝酸钠+40%硝酸钾组成的二元熔盐；在非光热熔盐储能应用领域，目前成熟的三元盐是53%硝酸钾+40%亚硝酸钠+7%硝酸钠组成的混合硝酸盐（Hitec盐）。而硝酸钾、硝酸钠、亚硝酸钠均被列入《危险化学品目录2022调整版》。

2026年5月1日《中华人民共和国危险化学品安全法》正式施行，将危险化学品管理从行政法规上升至国家法律层面，违规处罚力度大幅提升。熔盐的存储、运输、化盐、使用全过程合规管理，是所有熔盐储能项目参与方必须重视的合规红线。

截至目前，已有多个熔盐储能项目发生熔盐安全事故，如新月沙丘光热电站熔盐罐熔盐泄露导致该电站停运，后续又多次发生一系列泄露等运行事故，最终导致2020年项目开发商SolarReserve破产，电站停运；河南豫能控股股份有限公司所属鹤壁丰鹤发电有限责任公司与华润电力所属润电能源科学技术有限公司合作的熔盐储热项目发生熔盐高温爆裂事故，造成1人死亡，13人受伤。

安全事故一旦发生，不仅会造成项目停运与财产损失，也会对整个行业的市场信心产生负面影响。避免熔盐储能系统安全事故，需以全生命周期闭环管控为核心：从源头严控熔盐的选型与配比；在系统设计、施工、运行过程中建立科学操作和管理体系，对易发生问题的点特别关注，完善专项应急预案与标准化运维规程，强化人员专项培训与预测性运维，从根源遏制冻堵、结垢、腐蚀泄漏、超温分解、遇水暴沸等核心事故风险，保障系统长周期安全稳定运行。

5、避免低价低质产品恶性竞争，破坏行业生态

近一年，熔盐储能行业在规模增长的同时，供应链价格内卷问题逐步显现。部分项目以低价竞标、压缩成本为核心竞争手段，已从单纯的商业竞争演变为影响行业长期发展的风险因素，削弱了熔盐储能作为长时储能技术路线的长期发展潜力。

价格内卷的根源在于：部分业主方将价格作为核心评标指标，忽视技术实力、项目经验与质量保障，甚至出现低于成本价中标的极端案例。部分供应链企业为抢占市场份额，采取低价策略获取订单，期望通过后续规模效应弥补亏损，导致市场价格体系紊乱。低价中标企业为控制成本，在项目执行中可能选用质量不达标的产品与服务，进而引发运行故障，给业主方造成难以挽回的损失。

熔盐储能是复杂的系统工程，单个核心部件的故障可能造成数倍于部件价值的损失。低质熔盐、不合格的熔盐泵与阀门等产品，会给项目长期运行埋下安全隐患。这种恶性竞争对供应商、业主方与行业发展均无益处：业主方应加强项目质量管控，从采购源头严格把关，对供应劣质产品的供应商建立约束机制；供应链企业应坚持质量优先，主动规避非理性价格竞争；行业层面应强化质量监督，完善失信惩戒机制，维护市场正常秩序。

总的来看，我国熔盐储能产业正处于规模化发展的关键阶段，随着政策体系逐步完善、技术持续迭代与成本稳步下降，熔盐储能的应用场景将进一步拓宽，在新型电力系统构建与工业领域节能降碳中的作用将持续凸显。

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