在“双碳”背景下，我国已于2021年开始，强调要构建以新能源为主体的新型电力系统，而储能建设则成为了这一系统中的重中之重。在大力开展抽水蓄能、电化学储能建设之际，行业内专家也提出了一些具有可操作性的可行性分析与建议。浙江大学教授、浙江中控集团董事长金建祥在接受中国经济时报记者采访时表示，光热型熔盐储能电站可建设规模大，规模化储能可到10吉瓦以上，可规模化发展承担和促进可再生能源的消纳任务。

光热型熔盐储能电站更安全高效低成本

金建祥介绍，光热型熔盐储能电站是一种以电致热部件作为储能输入，以熔盐作为储能介质，以聚光集热系统作为能量补充，以汽轮发电机组作为电能输出的安全、高效和低成本的新型储能电站。其工作原理为，在用电低谷时段或光伏、风电等出现弃电时，通过电加热器加热熔盐，将多余的电能转换为热能并进行存储；在用电高峰时段，利用高温熔盐通过蒸汽发生系统与水进行热交换，产生高温高压的过热蒸汽并驱动汽轮发电机组发电。同时，通过聚光集热系统，利用太阳能直接辐射能量加热熔盐，以弥补热电转换过程的能量损失，提高充放电效率，光热型熔盐储能电站的综合充放电效率可达85%以上。

此外，光热型熔盐储能电站还可以通过极低的成本配置天然气熔盐加热炉，在极端天气（连续阴雨天）及冬季枯水季，根据电网的需求，使用少量的天然气加热熔盐，继续提供稳定的电力供应。

金建祥表示，与抽水蓄能相比，光热型熔盐储能电站效率更高，经济性更好，建设期更短，对地理条件的要求更低，对周边生态环境没有负面影响。与电化学储能电站相比，光热型熔盐储能电站的储能规模更大，成本更低，储能时间更长，使用寿命更长，不存在爆炸、燃烧风险，全生命周期对环境无污染，无需加装调相机即可提供转动惯量与无功功率，从而保证电网的频率稳定与电压稳定。更为重要的是，通过以极低的成本加装天然气熔盐加热炉，光热型熔盐储能电站可以提供抽水蓄能电站、电化学储能电站均无法做到的全天候电力供应保障。

光热型熔盐储能电站能大量促进新能源消纳

金建祥表示，光热型熔盐储能电站能大量促进新能源建设消纳。以一个800兆瓦充电功率，充电时间4.8小时，总计3840兆瓦时储能量的光热型熔盐储能电站为例，该电站每年可以消纳光伏电量7亿千瓦时，按照青海省目前12%弃光量计算，可以帮助青海省解决3240兆瓦光伏弃光问题。

金建祥表示，“新能源+光热型熔盐储能电站”还能盘活特高压外送，帮助多省份共享新能源发展成果，共摊储能成本。

以青海省为例，将“光伏+光热型熔盐储能电站”打包，通过青豫直流特高压外送河南，按照河南省峰段和平段平均电价减去河南当地输配电费用，再减去特高压输电费用和青海电网的汇集费用，作为青海的上网电价，即把用户端的峰谷电价政策传导到发电端。该方案将特高压输送可再生能源电的年利用小时数大幅度提高到了4000小时，大幅度提高了直流特高压输电通道的利用率，明显地促进了青海大量光伏的消纳。

金建祥向记者介绍，青豫直流外送并不是个例，许多中东部省份在用电高峰都存在电不够用的情况，将西北的可再生能源通过当地配置光热型熔盐储能电站，再打包送到中东部地区是可以模块化复制的。

金建祥建议，应尽快开展光热型熔盐储能电站可行性研究，并建议参照抽水蓄能政策，尽快对储能功率大于800兆瓦的大型光热型熔盐储能电站开展试点，并建议开展“新能源+光热型熔盐储能电站”打包通过特高压外送的试点。