近年来，国内光伏/风电装机规模快速增长，但由于风光发电具有较强的波动性与间歇性，大规模并网会对电网的安全稳定性带来显著的负面影响。在此背景下，大力发展相应的配套储能技术有助于解决风光发电的不稳定性问题，从而实现风光发电的充分有效利用、避免“弃光弃电”现象。

相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有调峰能力更强、适合大规模应用、使用寿命长、经济效益更优、安全环保等诸多优势。近期各地也纷纷出台一系列政策支持与引导光热发电项目与风光项目配套。未来伴随风光新增装机的持续增长，“光伏/风电—光热”一体化趋势有望不断增强，光热发电配套的熔盐储能需求也有望迎来集中释放。

1、熔盐储能是什么？

熔盐是指熔融态下的液体盐，工程中使用的熔盐通常指无机盐熔融体。熔盐具有高沸点、低粘度、低蒸汽压力和高体积热的特点，是一种优良的传热储热介质。熔盐储能技术即利用熔盐在升温和降温过程中的温差实现热能存储。

世界上第一个配置熔融盐蓄热储能技术的太阳能光热发电项目是Solar Two实验电站，它为熔融盐在光热发电领域的应用打下了基础。2009年3月成功运行的西班牙安达索尔槽式光热发电站配置了熔盐储热系统，成为全球首个商业化聚光太阳能电站。由中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司负责总承包的青海共和50MW光热电站采用了熔盐塔式技术路线，其熔盐储热系统可在无太阳的情况下，供发电系统继续满负荷运行6小时。

二元盐Solar Salt（60%硝酸钠+40%硝酸钾）是目前多数光热电站选用的传储热工质，其熔点为220℃，最高工作温度可达600℃。光热电站一般采用冷/热熔盐双储罐存放熔盐，冷熔盐贮罐内的熔融盐经熔盐泵输送到太阳能集热器内，吸收热能升温后进入热熔盐储罐中，随后高温熔融盐流进熔盐蒸汽发生器，产生过热蒸汽，驱动蒸汽涡轮机运行发电，而熔盐温度降低后流回冷熔盐储罐。光热发电站实际运行过程中，日照强度会不断变化，传储热系统需要依据各个节点管道内熔盐的温度、压力及时调整熔盐流速，以保障系统稳定工作，电站出力总体平稳。

熔盐储能技术可实现谷电蓄热，熔盐储能供暖系统原理如上图。在夜间谷电时段，熔盐泵将低温熔盐储罐内冷熔盐输送至熔盐加热器，利用谷电加热，并在高温储罐中存储，在日间用热时段，高温熔盐被熔盐泵抽出，流入熔盐-水换热器。市政用水在换热器中与高温熔盐换热成为热水，为住宅小区供给热能或热水。系统内熔盐降温后流回低温熔盐储罐。

熔盐蓄热供暖系统与水蓄热、固体蓄热、箱变蓄热对比，综合占地面积、系统安全、使用寿命、储能密度等因素考虑，占有明显优势。

2、光热发电项目密集启动，熔盐储能放量在即

近年来，伴随国内光伏/风电装机规模的快速增长，可再生能源发电量迅速提升。 然而，受自然条件的影响，风光发电具有较强的波动性与间歇性，大规模并网会对 电网的安全稳定性带来显著的负面影响。在此背景下，大力发展相应的配套储能技 术有助于解决风光发电的不稳定性问题，从而实现风光发电的充分有效利用、避免 “弃光弃电”现象。

2021 年以来，新疆、内蒙古、宁夏等地纷纷出台了一系列的政策，对于新建光伏与风电项目配套的储能规模提出了相应的要求。根据北极星储能网统计，截至 2022 年 8 月，国内已有近 30 个地区明确颁布了相应的规定，且要求配套储能规模占光伏 /风电装机规模的比例大多不低于 10%。

相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有诸多优势： （1）调峰能力更强：光热发电配套的储能系统的储热时长大多在 8 小时左右， 并且在参与调峰时可以以较低的负荷运行，有助于进一步增强调峰能力。 （2）适合大规模应用：当前在建的光热发电项目装机规模多为 100MW。 （3）使用寿命长：熔盐储能使用寿命基本与光热电站同步，一般在 25-30 年。 （4）经济效益更优：配套熔盐储能系统的光热发电既可以起到发电功能，又具 备储能功能，综合经济效益更优。 （5）安全环保：运行稳定性好、无爆炸或火灾危险、泄漏蒸汽无毒、不会产生 二次污染。

中央及各地方政府纷纷出台一系列政策，支持与引导光热发电项目。2021 年以 来，各地纷纷出台一系列相关政策，支持与引导光热发电项目。以新疆为例，2022 年 3 月，新疆发改委发布《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）》， 提出对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电项目，同时鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

光热发电项目密集启动，熔盐储能有望充分受益。根据 CSPPLAZA 光热发电网 报道，2021 年 11 月国内第一批装机约 100GW 的大型风电光伏基地项目已经有序开 工，其中包括在青海等地合计配置 1.01GW 光热发电装机的 10 个风光热互补新能源 项目。此后 2022 年 7 月，新疆 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单公布，其中 13 个储热型光热发电项目被列入需电网消纳项目，合计光热装机高达 1.35GW。 根据我们的统计，伴随“光伏/风电—光热”一体化项目的陆续启动，目前国内在建 /拟建的光热发电项目累计装机规模已经达到 3.01GW。未来随着上述项目的陆续落 地，熔盐储能需求有望集中释放。

3、熔盐储能应用加速推进，“两钠”及硝酸企业或将受益

熔盐储能系统的熔盐用量与储热时长、技术类型（塔式、槽式等）密切相关。 根据岳松等发表的《光热发电储能技术及系统分析》，对于 50MW、配置 9 h 储能的 塔式电站，熔盐需求量约为 1.17 万吨。而在相同装机规模以及储能时长情况下，理 论上槽式电站的熔盐则需要 3.6 万吨，大约为塔式电站需求量的 3 倍，这主要是由 于槽式熔盐储热技术由于仍以导热油为传热介质，导热油 390℃的油温上限限制了熔 盐的储热温度，使熔盐储热温度不可能高于 390℃，进而导致熔盐的储热性能难以充 分发挥、熔盐需求量也进一步加大。

与此同时，基于以下 4 点假设，我们对国内目前在建/拟建的 3.01GW 配套储能 功能的光热发电系统的熔盐需求量等情况进行了相应的测算： （1）假设未来光热发电新增装机的 80%为塔式或者线性菲涅尔式技术，剩下 20%为槽式技术； （2）假设光热发电配套的熔盐储能系统的储能时长平均为 9h，对应的塔式与线 性菲涅尔氏熔盐储能单 GW 熔盐用量均为 25 万吨、对应的槽式熔盐储能单 GW 熔盐 用量为 70 万吨； （3）假设熔盐构成成分均为 60%硝酸钠加 40%硝酸钾； （4）硝酸钠与硝酸钾对硝酸的需求单耗为理论值；

根据测算结果，在不考虑火电机组灵活性改造、供热供暖与余热回收等领域熔 盐储能需求增长的情况下，仅当前国内在建/拟建的 3.01GW 配套储能功能的光热发 电系统带来的熔盐需求增量预计将达到 102 万吨，其中硝酸钠与硝酸钾分别为 61 万 吨和 41 万吨。此外，作为硝酸钠与硝酸钾的上游原材料，硝酸的需求增量预计也达 到 71 万吨。

文章来源： ​虹电力，未来智库，开源证券