近日，第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在浙江杭州盛大召开，中国联合工程有限公司孙武星出席会议并作主题演讲《熔盐储能技术在多行业多场景下的投资逻辑和经济模型分析》，全面介绍了熔盐储能技术在光热发电、火电灵活性改造、园区供热、余热利用等多场景的运营逻辑、造价、经济模型并对未来发展趋势进行了分析预测。

图：孙武星

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背景和概述

在“双碳”背景下，我国的储能/储热需求日益增长。

孙武星指出，熔盐储热作为显热储热，其核心优势在于与蒸汽参数匹配度高。因为它处于二元盐（290-600摄氏度）和三元盐（150-450摄氏度）的温度范围，恰好适配超高温、高温蒸汽参数。他表示，蒸汽无法直接存储，而熔盐则是理想媒介，且可通过扩大熔盐罐规模提升储热规模（规模越大单位成本越低），储热时间由熔盐罐大小及储量决定（储量越大储热越长）。

此外，孙武星还说明了二元盐与三元盐的区别：二元盐温度更高，主要用于发电（如光热发电、煤气调峰发电等）；三元盐多用于供热、工业蒸汽供应。不过具体场景需具体分析，部分工业蒸汽场景也可能更适合用二元盐。

二元、三元熔盐特性参数

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应用场景

据孙武星介绍，常规熔盐储热系统的核心是双罐系统，可实现加热、放热过程解耦，是光热、园区供热、零碳工厂、调峰等场景的核心【运行原理详见下图】。

他表示，熔盐加热系统应用广泛：光热发电使用的是聚光集热系统；与风电、光伏或是谷电耦合就是熔盐电加热器；电站及园区供热调峰使用的是蒸汽或熔盐电加热器；钢铁厂采用煤气熔盐加热器或余热加热器；在压缩空气储能行业也会通过熔盐高温压缩空气来加热，提升效率。

接下来，孙武星重点介绍了熔盐储能的九个应用场景：

▌场景一：光热发电

目前有两种主要应用场景：一是与风电、光伏耦合。孙武星指出，目前更多的是与风电耦合，因为136号文件发布后光伏项目对业主方来说易亏损；二是独立光热项目。这类项目有独立电价，规模在100-350MW之间，造价1.5万—1.7万元/kW，度电成本0.5~0.75元/kWh，一般会随规模扩大有所下降。

▌场景二：火电灵活性改造

主要应用场景：机组带供热深调能力不足、深调脱硝排放问题和顶峰能力不够。目前应用规模为10%～30%（示范项目10%～15%），造价为500~1000元/kWh。

经济模型：深调收益、顶峰收益，调频收益和新增供热能力收益。其中调频收益是关键。

孙武星比较了两种加热方案：

（1）蒸汽加热方案

火电灵活改造-蒸汽加热方案

蒸汽加热以三元盐为主，利用主蒸汽等换热。优点是效率高；缺点是系统整体复杂，改造工作量大、深调幅度不足、整体调频能力提升有限、对原有系统影响较大、运行可靠性欠佳。

（2）电加热方案

火电灵活改造-电加热方案

电加热的缺点是效率低；优点是调峰深、灵活性强、供热安全。

孙武星强调，蒸汽加热和电加热两者没有优劣之分，要根据具体需求进行具体分析。

▌场景三：谷电加热熔盐储能园区供热

主要应用场景：园区供热能力不足，且受燃煤指标限制；江浙、广东等东南沿海城市燃气价格高昂。当前市场项目规模多为50-200t/h。

经济模型：新增供热收益。成本为谷电电价+容量电费。

孙武星分享了正在参与的嘉兴桐乡项目：该项目投资2.5亿，规模为70MW/343MWht熔盐储热。项目的购电电价为0.26元/kwh(不含税)，蒸汽售价为321元/t(不含税)，项目全投资内部收益率8.9%，资本金投资内部收益率14.56%【未考虑容量费】。

▌场景四：园区供热调峰

主要应用场景：园区负荷稳定性差，存在峰谷波动、锅炉峰值区间供热能力不足等问题。如江浙区域白天负荷高、晚上低，硅料企业入驻后白天供热能力不足。此时可通过熔盐储能将晚上能量平移至白天，能够在不增加机炉规模的情况下提升白天供热能力。当前市场规模主要介于50-200t/h，造价为500-700元/kWh。

经济模型：新增供热收益；提高锅炉效率；降低锅炉低负荷脱硝成本与罚款风险。成本为燃料，项目投资回收期短，3~7年可回收。

▌场景五：钢铁厂煤气调峰

主要应用场景：钢铁企业自备电站不足以覆盖钢铁厂用电，而钢铁企业自备电站汽轮机运行存在余量，可利用该余量新建燃气熔盐储热系统。规模根据汽轮机余量、燃气锅炉最低负荷确定，造价在450-700元/kWh。

经济模型：谷电时间段，煤气熔盐炉运行，将热量存储在熔盐；峰电时间段，熔盐加热蒸汽，对外供蒸汽进行发电，通过上述运行模式，基于峰谷价差套利。项目投资回收期短，4~8年回收（峰谷价差0.6~0.9元/kWh）。

▌场景六：余热利用

主要应用场景：产品存在高温余热，原采用风冷，大量热能浪费。规模根据余热、盐浴温度定，熔盐侧的造价为450~700元/kWh，余热侧根据规模定价。

经济模型：由于热量来自余热，无运行成本；此外，精准控温能提高工艺产品质量与价格竞争力，同时还可耦合煤气调峰发电，公用熔盐储能侧，收益更优。项目投资回收期短，2~7年回收。

▌场景七：独立熔盐储能电站

主要应用场景：大基地、绿色通道的共享储能。以规模为100MW/400MWh熔盐+150MW/300MWh电化学项目为例，造价约为8.5亿元。

经济模型：整体电效率为55~60%，收益主要来自调峰。容量租赁和容量补偿需要与电厂谈判。投资回收期8年，内部收益率13%。

▌场景八：孤网绿电熔盐储能供热

主要应用场景：在源、网、荷、储都具备的条件下，通过输送光伏、风电等绿电加热熔盐，替代燃煤/天然气产气。

经济模型：该项目为孤网，替代原有动力站燃煤产气，效率高达90%，造价为500-700元/kWh。其中，蒸汽成本随绿电成本变化，在120~150元/t之间。

▌场景九：压缩空气储能高温回热

运行模式：利用三元盐或四元盐回收高温热，压缩时储热，膨胀时放热。和中温路线技术相比，效率提升3%~5%。整体投资约占项目总投资的5%，同时可以耦合高温供热需求，提高经济性。

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发展趋势解读

结合上述九个应用场景的实际应用现状，孙武星总结了当前熔盐储热的技术优势和面临的挑战：

▌技术优势

（1）高效储能＞90%：熔盐储热技术具有较高的储能效率，能够有效地储存和释放热能。

（2）和蒸汽匹配度高：熔盐储热技术可以在较宽的温度范围内工作，适用于各种不同的应用场景。

（3）安全环保：熔盐储热技术使用无毒、无害的熔盐作为储能介质，对环境和人体健康没有危害。

▌面临挑战

（1）成本问题：熔盐、电加热器、熔盐储罐、SGS、熔盐阀门投资高。

（2）高温电加热器研发：高温电加热器设备本身在开发过程，还未有得到市场验证，目前低压设备、变压器、开关柜、动力线等繁杂。

（3）电网接入问题：电热方案中所有能量都来自于电，接入系统规模大，需和电网谈判，对电网有一定压力；容量费问题较为突出。

根据国家能源局出台的政策，目前单个光热项目投资十几亿，预计每年3GW；存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间将完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦；同时，供热需求增加，却控制燃煤耗量。

综上，孙武星预测，结合熔盐储热技术在火电灵活性改造、园区供热调峰、钢铁厂煤气调峰、余热利用以及孤网绿电储能供热等领域的广泛应用前景，预计到2030年，全球熔盐储热技术的市场规模将达到数千亿美元，中国熔盐储热技术市场规模将达到1000亿元人民币。

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安全性分析

熔盐储热技术源自塔式光热发电技术，除镜场与熔盐储热技术有所区别外，其余技术完全一致。

据孙武星介绍，目前国内第一批光热项目已经平稳运行5年，无事故发生。国内第一批与第二批光热项目已建成和在建的项目共有20多个。而按照国家能源局的规划，到十四五结束上马项目9GW，约有90个项目，技术均相同。熔盐方面，二元盐、三元盐技术成熟，已经过数十个项目的运行验证。

熔盐材料的安全性评估方面，经应急管理部鉴定，光热熔盐所包含的硝酸钾和硝酸钠为无机氧化物，不属爆炸品，建议按照乙类火灾危险性进行储存。【详细鉴定结果见下表】

试验鉴定报告截图

DLT5064-2021太阳能热发电总图运输设计规范截图

随后，孙武星详细介绍了中国联合公司设计的熔盐储热系统：

该系统由光热项目衍生而来，相似度较高，有充分的工程验证。在安全设计上：

（1）冷热熔盐罐连通大气，为常压罐；

（2）熔盐管路中过热器至预热器出口有安全阀，安全阀泄放管接入就近卸盐槽；

（3）熔盐电加热器出口处设有安全阀安全阀泄放管接入就近卸验槽；

（4）汽水侧按常规设置有安全阀；

（5）熔盐系统管路上设有几余的压力温度测点，设有异常联锁报警；

（6）设备有压力检测，超压报警；

（7）熔盐罐集中布置，四周设下沉围堰，若真的发生事故，围堰容积能够容纳所有熔盐泄放量，对周边建构筑物影响较小；

（8）熔盐电加热器、熔盐换热器单独布置，或四周设实体防火墙，若泄漏对周边影响较小（或者两熔盐罐间设置换热器车间，围堰设置于最外侧）。

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已参与、对接近50个光热/熔盐项目

中国联合工程有限公司总部前身是机械工业部第二设计研究院，1953年成立于上海。江泽民同志是二院的创业者之一，曾担任二院第一任电气专业科科长和院工会主席。1970年迁贵州遵义，后返回杭州。目前员工7000多名，工程技术人员占95%以上。公司业务板块多，包含民用、能源、工业等。其中能源板块总人数为1000人。

美国《工程新闻记录》（ENR）对中国工程设计企业60强的统计排名中，中联公司排名第8。公司已获得国家级科技成果奖100多项，省部级奖1000多项，主编、参编国家、地方和行业标准、规范100余项；合计完成14个项目，当前项目前期对接30多项【详见下图】。