在成都举办的第十三届中国国际光热大会上，浙江可胜技术股份有限公司（简称可胜技术）综合能源技术部经理杨义首次公开了“风光+熔盐储能”一体化热电联供方案的全维度量化测算结果，该方案可使高耗能高用热园区年碳排放从111万吨骤降至3.89万吨，仅为原传统供能模式的3.5%，完全满足最新国家零碳园区建设的硬性指标要求。

图：杨义

本次分享精准回应了“绿电直连”与“零碳园区”两项最新国家政策的落地需求，针对性解决了高用热工业园区“光风锂电仅能降低电碳、无法降低热碳”的行业共性难题，方案资本金内部收益率达14.6%，静态资本金回收期仅9.2年，在实现深度脱碳的同时，经济性优于多数常规电力投资项目，为全国高耗能工业园区的零碳转型提供了可复制、可落地的范本。

政策托底

▊绿电直连政策

2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），明确鼓励新能源不接入公共电网、通过专用直连线路向单一用户供给绿电。

政策划清两类合规模式：直连线路按负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类；同时划明刚性红线：现货市场连续运行地区采取“自发自用为主、余电上网为辅”模式，非现货连续运行地区不允许向公共电网反送；

项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占园区总用电量比例不低于30%，2030年前需提升至不低于35%，上网电量占总可用发电量比例原则上不得超过20%。

该模式既可以让企业精准溯源绿电绿热的绿色属性，还能合规降低绿电使用综合成本，为园区零碳转型提供制度保障。

▊零碳园区建设政策

2025年6月30日，国家发改委、工信部、国家能源局三部门联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），明确提出支持零碳园区建设、推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效。

政策设置了严苛的硬性降碳红线：

（1）园区清洁能源消费占比引导底线≥90%

（2）年综合能源消费量20~100万吨标煤的园区，单位能耗碳排放≤0.2吨/吨标准煤，降碳比例需达91.9%

（3）年综合能源消费量≥100万吨标煤的园区，单位能耗碳排放≤0.3吨/吨标准煤，降碳比例需达87.8%

杨义现场明确指出，单一的风光+锂电储能组合，仅能解决园区用电环节的零碳替代，完全无法匹配大规模工业蒸汽、550℃级高温热力的稳定输出需求，而熔盐储能是当前少数可以同时支撑绿电直供长时稳定输出、高品质工业绿热连续供应的核心技术载体。

光热+熔盐热电联供方案

▊方案概述

杨义选取负荷稳定的典型工业园区作为测算样本：园区固定用电负荷40MW，小时蒸汽需求294吨）（折合热负荷236.3MWt），整套系统采用“风电+光伏+光热+大容量熔盐储能”一体化组合配置，搭配天然气补燃汽轮机为极端工况兜底，实现全年不间断热电联产，最终绿电综合占比达91.2%，精准突破零碳园区清洁能源占比90%的政策红线。

完整的系统运行逻辑可分为三级优先级：

（1）风光新能源优先直供：风电、光伏出力稳定时，绿电直接通过直连线路供给园区用电负荷；富余绿电通过550MW电加热器转化为热能，存入16小时储热时长的大容量熔盐储能系统。

（2）聚光集热优先集热释放：晴天工况下，总反射面积120万平方米的聚光光热系统自主收集高温热能，直接补入熔盐储能系统，进一步提升系统清洁能源占比。

（3）熔盐系统优先供热供电：常规工况下，高温熔盐通过蒸汽发生系统直接产出工业蒸汽供给园区用热；新能源出力不足时，再通过背压式汽轮机组同步产出稳定电力补充用电缺口，大幅提升整体能源利用效率。极端无风无光的特殊工况下，仅通过少量天然气补燃兜底，严格控制化石能源使用比例，保障园区全时段能源供应不中断。

方案全套量化配置参数全部经过反复校核：项目配套风电装机600MW、光伏300MWp，聚光光热总反射面积120万平方米，由550MW电加热器与16小时储热的熔盐储能系统承担调峰填谷，配套的背压机组可实现50MW发电与236.3MWt供热的高效联产；全年8760小时运行周期内，清洁能量供能小时数达7987小时，清洁能量占比完全满足政策硬指标要求。

▊降碳估算

降碳效益测算严格对标国家官方核算标准：传统供能模式下，园区电量完全由电网提供、热量完全由周边热电厂供给，年耗电量3.5亿kWh、年耗热量20.7亿kWht（折合蒸汽257.5万吨）；电力排放因子采用全国化石能源电力排放因子0.8325kgCO₂/kWh，热力排放因子采用官方缺省值0.11tCO₂/GJ。

核算结果显示：传统全化石燃料供能模式下，园区年碳排放量约111万吨；采用本零碳方案后，绿电年供电量约3.2亿kWh，年供汽量约234.8万吨，天然气补燃的年供电量仅约0.3亿kWh，年供汽量约22.7万吨，项目全年碳排放量约3.89万吨，仅为对比方案的3.5%，远低于零碳园区“碳排放不高于传统模式10%”的政策要求，完全达标。

▊经济性测算

方案经济性测算完全锚定蒙西地区实际运营电价与当前市场公开价格体系：年均代理购电电价约0.4281元/kWh，其中系统运行费用+政府性基金及附加+输配电费+上网线损合计0.0951元/kWh，变压器容量费用19.5元/kVA·月；天然气价格按2.5元/Nm³、热值36MJ/Nm³测算，碳交易价格按80元/t估算，外购蒸汽价格按200元/t计算。

传统供能模式年总支出高达7.6亿元，零碳园区方案年总运营支出仅9700万元，静态总投资合计55.009亿元：其中聚光集热系统投资7.8亿元，光伏发电系统投资6.9亿元，风电系统投资21亿元，熔盐储能系统投资13.409亿元，附属配套工程投资5.9亿元。

按照建设期2年、运行期25年，资本金比例20%、贷款利率3%、等额本金15年还款、年运维费率1.5%的基准条件测算，替代外购电及外购蒸汽的年收益可达76052万元，最终测算得出项目资本金内部收益率达14.6%，静态资本金回收年限仅9.2年，项目全投资内部收益率7.2%，全投资回收年限12.5年，深度降碳的同时具备优异的投资回报性能。

可胜技术核心能力

可胜技术前身为中控太阳能，2010年成立于杭州，是深耕光热、熔盐储能赛道的国家级高新技术企业，16年行业深耕累计研发投入超10亿元，市场占有率稳居行业第一。公司手握125项熔盐储能相关专利（含81项发明专利、5项国际PCT专利），牵头/参与编制9项行业、国家、国际标准，历经十余代技术迭代，形成三大不可替代核心能力：

（1）大容量高温熔盐储能成套工艺能力‌：

攻克大型储罐冻堵、超温、泄漏、负荷不稳定等全行业共性痛点，完全满足系统间歇式运行、快速频繁启停、宽范围内快速变负荷的严苛需求；自主研发低位罐短轴泵、分布式熔盐储能两大创新技术，已在全球单机最大的格尔木350MW光热项目落地应用，单项目熔盐用量突破10万吨级别。

（2）全链条关键设备自主设计与集成供货能力‌：

完全掌握高可靠性熔盐储罐、宽参数快速变负荷熔盐换热器的详细方案设计技术，具备熔盐泵、熔盐阀门、6.3kV高压高效熔盐电加热器等关键装备的参数优化能力，联合优质供应商深度定制化开发，可根据不同规模零碳园区的热电需求输出成套高可靠性定制化产品。

（3）全流程智能控制+全生命周期智慧预警运维能力‌：

自主开发的CCS协调控制系统实现储换热、发电全流程自动化顺控，稳态运行下负荷偏差精准控制在±0.141%Pe，大幅降低人工操作误差；配套的储换热智慧监控信息系统，可实时对熔盐泵振动温度、熔盐罐寿命、换热管性能、蒸汽管道寿命等全核心设备开展预警，将传统“故障后抢修”升级为预测性运维，大幅降低停机损耗，提升系统整体寿命。

目前可胜技术熔盐储能技术已覆盖纯光热电站、核电耦合储能、风光储零碳园区三大应用赛道，多个标杆项目稳定运行或有序推进建设：

（1）全球单机规模最大光热电站：格尔木350MW塔式光热项目

青海2024年省级示范项目，采用“三塔一机+分布式14小时长时储热”方案，熔盐总量10.95万吨，年设计发电量9.6亿度，落地电价0.55元/kWh；同期推进的青海众控350MW塔式光热项目，同样采用“三塔一机+分布式14小时储热”方案，可胜技术承担项目全过程管理、熔盐储热系统工艺设计、核心系统设备供货和技术服务工作，2025年12月28日已正式开工。

（2）国内首个核电耦合熔盐储能示范项目：山东海阳核电风光火核储一体化平台

由山东核电有限公司投资、国核电力规划设计研究院有限公司总包，可胜技术负责全套熔盐储能系统工艺设计、设备供货、安装与调试指导，项目配置2MW电加热器、8MWht储能容量，可产出2MPa/360℃工业蒸汽，拓展核电调峰、工业供热新场景，当前处于详细设计阶段。

（3）商业化成熟运行标杆光热项目

德令哈10MW/50MW、金塔100MW、鲁能阜康100MW塔式光热电站已实现长期稳定投产，其中德令哈50MW电站年度发电量超额完成设计值；自主开发的储换热智慧监控系统已落地共和、金塔、德令哈多地电站，长期运维效果得到全行业市场验证。

杨义最后表示，当前熔盐储能技术已经突破传统光热单一应用场景，在火电灵活性改造、绿电直连供绿热建设零碳园区等领域都已经有了实际落地案例。可胜技术拥有从系统设计、设备监造、施工管理、调试到运维指导的全流程工程服务能力，经过小试、中试、十万吨级大规模商业化项目层层迭代验证，能够同步解决高耗能工业园区用电、用热双重降碳难题，为全国高耗能工业园区零碳转型提供经济、可靠、可快速复制的一体化熔盐储能解决方案。

注：欲与可胜技术对接合作，可联系CSPPLAZA平台陈世鑫(18515082346/微信同号)获取专项支持。