近日，民革甘肃省委员会提出“加大熔盐储热技术在新能源储能调峰领域创新应用”的建议。

为了推动“双碳”战略目标的扎实落实，中共中央国务院出台了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，绿色低碳将成为今后产业发展的底色和根本遵循。目前，随着风、光电平价上网和石化能源价格持续上涨，风、光电与煤电相比，其成本优势、二氧化碳减排优势凸显。国家正在大力推进以沙漠戈壁荒漠为重点的大型风、光电基地建设，可以说，新能源产业迎来了一个千载难逢大发展的新机遇新时期。但由于风、光电的不稳定性，在国家实施能耗双控、严控煤电新增规模和规划的抽水蓄能电站短期难以建成投产的大背景下，大规模发展新能源，面临的最突出问题是调峰电源严重不足。调峰电源严重不足不仅制约新能源大发展，还有可能带来新一轮的弃光、弃风问题，甚至影响“十四五”新能源发展目标的如期实现。

“十三五”时期，为了解决新能源调峰问题，我国建设了一批光热发电示范项目和电化学储能试点项目。但由于受技术成熟度和建设成本影响，目前尚处于试点示范阶段，还没有形成大规模商业化应用场景。电化学储能目前主要使用的是锂离子电池和磷酸铁锂电池，根据应用场景可分为容量型（大于等于4小时）、能量型（约1-2小时）、功率型（小于等于30分钟）和备用型（大于等于15分钟）四类，其全生命周期度电成本都较高，大规模应用也受锂资源和电池寿命制约，短期内成本难以大幅度下降。从光热发电示范项目看，不论是点聚焦的塔式、蝶式还是线性聚焦的菲涅尔式、槽式发电项目，都投资大成本高。如敦煌100兆瓦熔盐塔式光热电站，投资高达30多亿元，但可实现24小时连续发电。光热发电受成本制约，大规模商业化运用还有待技术的进一步突破，或需出现新的颠覆性技术创新。

储能技术的发展主要围绕“低成本、长寿命、高安全和易回收”的目标。受光热发电用熔盐来储热的启发，为了解决短期内新能源调峰面临的现实问题，在光热发电和电化学储能短期内无法大幅度降低成本的背景下，可否研究开发目前还没有被关注到的用电直接加热熔盐储热的技术可行性，把电网消纳不了的风、光电富余电量来加热熔盐进行储热，用电高峰期再转化为电能，也不失为一种有益探索。为此建议：

一、在已建光热发电站增加电加热熔盐装置

增加电加热熔盐装置后，把夜间富余的较为廉价的风电转化为热能储存于熔盐，在用电高峰期再转化为调峰电能，以提高现有储热设备和发电设备的利用率，提升电站效益。同时，可有效降低熔盐凝结几率，也可降低风电弃风，提高风电利用率。

二、试点在电网侧建设熔盐热物理储能电站

目前，光热发电技术基本成熟，将光热发电前端用光聚热的设备取消，增加电加热熔盐装置，开辟利用富余电能在电网侧储能的新模式，直接利用电网低谷电量或风、光电富余电量加热后储存，用电高峰期再发电调峰，实现电网谷电峰用、峰谷平衡，也有利于提高风、光电利用率。

三、研究利用现有拟淘汰火电机组改造为熔盐热物理储能电站的技术经济可行性

随着能耗双控政策的实施和大规模风、光电基地的建成，一些单机容量小能耗高的火电机组将会逐步被淘汰。在目前新能源发展调峰任务比较繁重的情况下，可探索以“控碳不控绿能”的新模式，研究单机30万千瓦以下拟淘汰火电机组改建为熔盐储热电站的技术经济可行性，若技术经济比较后有价值且可行，可先选择一批拟淘汰机组进行试点改造和示范应用。