熔盐储热与光热发电耦合技术研究

报告编号：OGF-A-013　|　专题等级：A级专题（储能领域）

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司

报告日期：2026年6月

保密级别：内部参考

版本：V1.0

执行摘要

本摘要面向管理层与决策者，浓缩全文核心结论。技术人员可向下深读各章节。

一、技术定位：熔盐储热（Molten Salt Thermal Energy Storage, TES）与光热发电（Concentrated Solar Power, CSP）的耦合，构成了当前唯一可同时实现"友好并网"与"长时调峰"的可再生能源发电技术路线。其本质是以熔盐为传热与储能介质，将间歇性太阳辐射转化为可调度的稳定电力，实现"用新能源调节支撑新能源"。在以风光为主体的新型电力系统中，它兼具长周期调峰能力与同步发电机转动惯量支撑，战略价值正从能源转型的"配角"跃升为"主力调节电源"。

二、市场格局：全球CSP累计装机长期徘徊在7–8.8GW量级，2024年后增量几乎全部来自中国。截至2025年底，全球累计装机约8800MW，中国以约157万千瓦（21座电站）位居全球第三，并已成为全球新增装机的绝对主力，年度复合增长率达11.7%，是全球平均增速（约4.24%）的两倍以上。技术路线上呈现"国外槽式主导（约80%）、中国塔式主导（约71%）"的鲜明分化。

三、经济性拐点临近：中国光热上网电价已从首批示范的1.15元/千瓦时降至0.6元/千瓦时左右，单位千瓦造价从约3万元降至1.5万元。当前CSP度电成本仍高于"光伏+短时电池"组合，但在8小时以上长时储能场景中，其全生命周期成本与系统价值优势开始显现。2025年12月国家《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》明确提出，到2030年装机力争达1500万千瓦、度电成本与煤电基本相当。

四、技术演进方向：现役主流为"塔式+双罐熔盐+565℃+蒸汽朗肯循环"；下一代（Gen3）核心是将工作温度提升至700℃以上，配合超临界二氧化碳（sCO₂）布雷顿循环，将循环效率推向50%，目标度电成本降至0.05美元/千瓦时。中国已在超临界CO₂光热机组与"双塔一机/三塔一机"系统效率提升上取得国际领先突破。

五、应用边界扩张：熔盐储热正加速从光热电站"解耦"，独立应用于火电灵活性改造（如宿州热电1000MWh"煤电+熔盐"全国最大项目）、用户侧零碳园区供热供汽、新能源消纳调峰等场景，打开了远超光热发电本体的市场空间。

六、核心风险提示：初始投资偏高、熔盐高温腐蚀与凝固防控、与锂电储能的成本竞争、产业链规模化尚未充分形成，是制约规模化的四大核心挑战。

七、行动建议：决策层应将光热视为"沙戈荒"大基地的标配调节电源与火电灵活性改造的优选方案而非孤立发电项目布局；技术层应优先卡位塔式核心装备（吸热器、定日镜、熔盐泵）国产化及Gen3高温熔盐/sCO₂前沿，规避单一发电场景的经济性短板。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

在"双碳"目标驱动下，中国风电、光伏装机已突破16.8亿千瓦（截至2025年6月），新能源在电力系统中的占比持续攀升。然而，风光发电固有的间歇性、随机性、波动性，使电力系统面临日益严峻的调峰与稳定性挑战——加州2024年春季"鸭子曲线"曾出现3小时内13GW的净负荷爬坡，电网调节资源捉襟见肘。锂电池储能擅长4小时级短时调节，但在8小时以上的长时储能场景中经济性快速衰减，留下了一个亟待填补的"长时调节缺口"。

熔盐储热与光热发电耦合技术，恰好瞄准这一缺口。它不仅能提供6–15小时的长时储能，还能以同步发电机形式向电网注入转动惯量，是少数能"用可再生能源消纳可再生能源"的技术路径。理解这一技术的原理本质、成熟度、经济性拐点与产业机遇，对企业在储能赛道的立项、选型与投资决策具有直接支撑意义。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦回答以下五个核心问题：

• 熔盐储热与CSP耦合的技术原理与核心瓶颈是什么？技术成熟度处于何种阶段？
• 全球与中国的市场格局、竞争玩家、产业链分布如何？
• 当前经济性水平如何？度电成本下降的驱动因素与拐点何在？
• 下一代技术（Gen3、超临界CO₂、高温氯化盐）的突破方向与商业化前景如何？
• 熔盐储热"解耦"独立应用（火电改造、工业供热）的市场空间有多大？

1.3 调研范围界定

• 技术范围：以熔盐（硝酸盐为主）显热储热为核心，覆盖塔式、槽式、线性菲涅尔三种主流CSP路线及其耦合，延伸至熔盐储热独立应用场景。
• 地域范围：全球视野，重点对比中国、西班牙、美国、中东（阿联酋、沙特）、北非（摩洛哥）、智利、南非。
• 时间范围：全时间轴，自20世纪80年代SEGS电站至2025–2026年最新进展，并展望至2030年。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证方法，信息来源包括：国际权威机构报告（REN21、IRENA、IEA、DOE/NREL/Sandia）、《中国太阳能热发电行业蓝皮书》（2022–2025年版）、行业媒体（CSPPLAZA、SolarPACES）、学术论文、券商深度研究及企业公开资料。定量数据与定性分析相结合，所有关键数据均标注来源年份。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理（白话版）

光热发电（CSP） 与光伏的根本区别在于能量转换路径：光伏是"光→电"的直接转换，而光热是"光→热→电"的间接转换。CSP通过大面积反射镜将太阳直射光（DNI）聚焦到吸热器上，把太阳能转化为高温热能，再通过换热产生高温高压蒸汽驱动汽轮机发电。

熔盐储热（TES） 是CSP实现可调度性的"灵魂"。熔盐是一种特制的无机硝酸盐混合物，常温下为固态，加热到约240℃熔化为液态，可在约290–565℃区间稳定储存大量热能。其工作逻辑如同给能源装了一个"蓄热池"：白天阳光充足时，将多余热量以高温熔盐形式储存在保温罐中；夜间或阴天时，再将高温熔盐泵送至换热器释放热能发电，从而实现24小时连续供电。

以塔式熔盐电站为例，完整能量循环为：聚光系统（定日镜场）将阳光精准反射至塔顶吸热器 → 低温熔盐泵将290℃冷盐打到吸热器升温至565℃ → 高温熔盐流入热罐储存 → 需要发电时，高温熔盐泵送至蒸汽发生器与水换热，产生过热蒸汽 → 驱动汽轮发电机组发电 → 降温后的熔盐流回冷罐，完成闭环。

*图2-1 塔式熔盐光热电站系统工艺流程图*

2.2 发展脉络与成熟度评估

熔盐储热与CSP耦合技术历经四十余年演进，可划分为四个阶段：

萌芽期（1950s–1990s）：前苏联建成世界首座塔式光热电站雏形。美国1984年起6年内建成9座SEGS槽式电站（总装机354MW，采用导热油、未配储热），引领早期发展；1996年美国Solar Two电站首次验证熔盐储热的工程可行性。

商业化起步期（2006–2015）：西班牙2007年率先出台光热上网电价法案，带动全球市场复苏，建成大量导热油槽式电站；2011年西班牙Gemasolar成为全球首座配置熔盐储热的商业化塔式电站。这一时期欧美主导，西班牙、美国合计占全球装机六成以上。

中国示范期（2016–2022）：中国2016年启动首批光热示范项目。2018年成为关键节点——青海中控德令哈50MW塔式熔盐电站、甘肃敦煌100MW塔式电站等相继投运。2018–2022年中国先后投运8座大型熔盐光热电站，标志着熔盐储热在光热领域应用走向成熟。中国由此成为全球唯一同时拥有塔式、槽式、线性菲涅尔三种技术路线的国家。

规模化提速期（2023至今）：随着"沙戈荒"大基地政策落地，光热作为配套调节电源进入规模化阶段。2024年三个"光热+光伏/风电"多能互补项目投运；2025年"双塔一机"等创新技术落地，独立光热电站（350MW级）启动建设。

成熟度评估：现役主流的"塔式+双罐熔盐+565℃+蒸汽朗肯循环"技术路线已达商业化成熟（TRL 9），关键材料设备国产化率超过95%。而下一代700℃+高温路线与超临界CO₂循环仍处于中试到示范阶段（TRL 5–7）。

*图2-2 全球与中国光热发电累计装机容量演进曲线（1984–2025）*

2.3 国内外整体发展现状

国内外发展呈现显著的"冷热分化"格局。国外市场自2013年后随光伏成本优势凸显而进入平台期，2024年后几乎无新增商业化装机（南非Redstone 100MW为2024年少数例外）。存量以西班牙（历史约2.3GW，槽式为主）、美国（约1.8GW）、中东、北非为主。

中国市场则逆势高速增长，已成为全球增长的唯一引擎。截至2025年9月底，中国建成21座电站、装机157万千瓦，在建30座、装机310万千瓦，新增装机占全球绝对主力。这一格局意味着，全球光热产业的技术、装备、工程能力重心正加速向中国转移。

*图2-3 2025年全球光热发电装机国别分布饼图*