（来源：CSPPLAZA光热发电平台）

今年国庆期间，全球首个百兆瓦级“双塔一机”光热储能电站——甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目成功进入全系统试运行。该项目配备6小时熔盐储热系统，具备储热时间长、响应速度快、输出功率稳定等优势，显著增强电网调峰能力。

作为典型的“光—热—电”能量转换路径，光热发电区别于光伏发电的直接光电转换，通过聚光集热将太阳能转化为高温热能，再利用熔盐储存并按需释放，驱动汽轮机发电。

目前，熔盐储热技术已成功应用于国内多个太阳能光热电站。2018年，我国首个大型商业化槽式光热示范电站——中广核新能源青海德令哈50兆瓦光热项目成功投运。同年，青海中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能光热电站以及我国首个百兆瓦级熔盐塔式光热电站首航敦煌100MW光热电站建成投运。

2018—2022年，我国先后投运8座大型熔盐光热电站，标志着熔盐储热技术在光热发电领域的应用逐步走向成熟。

我国首个百兆瓦级熔盐塔式光热电站首航敦煌100MW光热电站

截至2025年9月底，我国已建成光热发电站21座，装机容量157万千瓦，位居全球第三；在建项目30座，装机容量310万千瓦，中国已成为全球光热发电新增装机的主力。

同时，得益于技术快速迭代和规模化效应显现，光热项目造价成本持续下降。近期行业披露数据显示，我国光热发电上网电价已从首批示范项目的1.15元/千瓦时降至0.6元/千瓦时左右。中国广核新能源控股有限公司党委委员、副总经理丁业良表示，预计“十五五”期间，造价还将进一步下降，产业竞争力将进一步增强。

火电+熔盐储热破解“以热定电”困局

今年8月30日，国家能源集团安徽宿州热电1000兆瓦时“煤电+熔盐”储热项目通过168小时试运行，正式投入商业运营。这是全国最大、全国首台套GWh级熔盐储能+火电改造项目，树立了熔盐储能+火电改造项目的新标杆。

该项目成功打破传统供热机组“以热定电”的运行桎梏，将机组调峰范围从原来的50%–80%额定负荷拓展至30%–100%，每年可消纳1.28亿千瓦时新能源电量，并将供热能力提升至原水平的173%。

国家能源集团新能源技术研究院党委书记、董事长禇景春指出：“供热机组在保障采暖和工业供汽的同时，难以兼顾深度调峰与顶峰发电。熔盐储热相当于为火电机组装上‘热量充电宝’——低谷时存热，高峰时释热，实现电热解耦。”

据悉，宿州项目采用三元硝酸盐（工作温域190–450℃）作为储热介质，精准匹配火电机组运行温度。项目团队不仅完成了热力系统重构与熔盐耦合建模，还自主研发了高低温熔盐罐、熔盐泵及高性能换热器等核心设备，并构建仿真平台验证协同控制策略，确保工程安全高效运行。

可复制、低成本、高效益：熔盐储热开启火电转型新路径

熔盐储热在火电领域的应用并非孤例。早在2022年，江苏国信靖江电厂便投运全球首个煤电耦合熔盐储热项目；2024年，华能海门电厂建成全国首例百万机组熔盐调峰调频示范工程，填补南方电网区域空白。而宿州项目的成功，进一步验证了该技术路线的可复制性与推广价值。

据测算，全国约有6–7亿千瓦供热型火电机组，若普遍实施熔盐储热改造，可新增近3亿千瓦调节容量——相当于再造一个中等规模的灵活电源体系。禇景春强调：“该技术每千瓦时建设成本仅约300元，是当前各类储能方案中成本最低的之一。”宿州项目作为科研项目，整体科研投入达3.4亿元。经运行测算，每年收益超5000万元，这不仅改善了火电机组当前的经营困境，也为火电行业的下一步转型发展提供了优质技术方案。

展望下一步，国家能源集团正探索“热力电池”新模式：在风光富集地区，利用弃风弃光电制热存入熔盐，再通过蒸汽驱动汽轮机发电，实现零碳供能。这一模式有望替代小型燃煤锅炉，推动火电从“化石能源载体”向“绿色能量枢纽”转变。

在《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》指引下，我国计划到2027年新型储能装机超1.8亿千瓦。熔盐储热以其独特优势，正与电化学储能等技术协同发展，共同构筑安全、高效、清洁的新型能源体系。随着应用场景不断拓展，熔盐储能的市场前景值得高度期待。