2022年熔盐储能行业现状及趋势分析 熔盐储能市场未来大有可为

1、全国供热市场现状

城市供热系统由热源、热网和用户三部分组成。城市供热系统是指利用 煤炭、天然气等能源，通过锅炉等装臵生产蒸汽和热水，再通过供热管 网等设施向热能用户供应生产或生活用热能的供热网络。我国城市供热 热源的型式有热电厂、锅炉房（集中/分散）、工业余热、核能、地热、 太阳能、热泵、家庭用电暖器和小燃煤(油、气)炉等。集中供热系统广 泛应用的热源主要是热电厂和集中锅炉房。

我国供热总量呈上升趋势。根据国家统计局数据，2020 年，我国城市供 热总量为 410058 万吉焦，且呈现持续上升趋势，其中，蒸汽供热量为 65054 万吉焦，热水供热量 345004 万吉焦。

热电联产和锅炉房供热占比超过 90%。以 2020 年为例，我国供热产业 热源方式中，热电联产占比为 61.77%，锅炉房供热占比为 31.05%，两 者合计为 92.82%，且近几年占比呈现下降趋势，表明其他的供热形式 正在快速发展。此外，由于热电联产是一个流程实现电能和热能同时生 产的先进能源利用形式，与热电分产相比具有降低能源消耗、减少大气 污染、提高供热质量、便于综合利用等优点，使能量得到梯级利用，减 少能源损失，能量总利用率可以达到 80%以上（来源：北极星火力发电 网）。国家持续出台政策推动热电联产行业发展，其供热占比不断提升。

2、熔盐储能主要应用领域分析

熔盐储能供热原理：根据应用领域不同，熔盐储能的应用场景可分为： 光热发电、谷电加热和蒸汽加热（该模式适用于火电机组灵活性改造）。 主要原理：①储热：采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电等作 为能量源，通过熔盐电加热器加热熔盐，储存热量；②放热：在换热系 统中高温熔盐与水进行换热，释放热量。

主要材料/设备包括：熔盐（是一种低成本、长寿命、传热储热性能好的 高温高热通量和低运行压力的介质，在储热中使用的熔盐通常是硝酸盐 混合物，如光热电站中使用的熔盐就是硝酸钠和硝酸钾的混合物）、熔 盐储罐、熔盐泵、电加热器、蒸汽发生器、过热器、蒸汽水换热器等。

主要工艺流程：①熔盐储热循环：冷盐罐中的低温熔盐通过熔盐泵进入 熔盐电加热器，通过智能互补系统利用风电、光伏、低谷电等在电加热 器中加热熔盐，加热后的高温熔盐进入到热盐罐中进行储存，完成熔盐 储热循环；②熔盐放热循环：高温熔盐通过熔盐泵进入到换热系统中与 给水进行换热，给水被加热成蒸汽，放热后的熔盐进入到冷盐罐中进行 储存，完成熔盐放热循环；③蒸汽/水换热循环：给水被加热后产生的蒸 汽与热用户侧循环水进行换热，蒸汽换热后的凝结水经过处理后可回到 熔盐放热循环中继续循环使用，换热后的循环水供用户使用，经热用户 使用后的循环水回水，再与蒸汽进行换热，完成蒸汽/水换热循环。

应用场景一：光热发电。

光热发电输出稳定，促进新能源消纳。其原理是借助聚光反射器将太阳 光汇聚到太阳能收集装臵，然后利用太阳能循环加热储能介质，并依靠 储能介质的显热与水进行热交换产生蒸汽，从而驱动汽轮机发电。目前 太阳能发电技术较为成熟的是光热发电与光伏发电，由于太阳能具有波 动性和不稳定性，相比而言带有储能装臵的光热发电具有可储热、可调 峰、可连续发电的特点，整体电力输出稳定。同时，熔盐储能系统储存 热量大，储热时间长，可同时与其它清洁能源发电装臵连接，用以稳定 发电输出、促进新能源的消纳，达到光伏、风电与光热高效耦合的发电效果。

光热亦可用于供热需求。前文已介绍，目前最普遍的供热方式为燃煤供 热，但其碳排放量高，且污染环境。光热储能除用于发电外，亦可直接 提供热能，减少了能量的转换损失，并且高容量的熔盐储能可以调节供 热输出，实现夜间无光照的情况下零污染供暖，因此对于昼夜温差大、 太阳能丰富的地区，不仅减少了电力消耗，而且降低了污染排放。

应用场景二：谷电加热。

利用谷电加热，实现低成本全天候供暖。我国用电端存在周期性波动， 通常白天用电量存在高峰期，夜晚用电量较小，电价较为便宜。由于熔 盐储热的能量密度较高，可储存大量能量，因此可在夜间电价位于低谷 段时储存热量，供白天使用供暖，具有较好的经济效益。与燃煤、燃气 相比，熔盐储能技术无污染、零排放，具有清洁性与环保性，可为我国 供暖地区提供可靠的热量来源。

参与电网调峰填谷。除了实现清洁供暖之外，熔盐储能具有可储存电力、 容量较大的特点，可以用来调节电网日负荷。白天用电量通常处于高峰 状态，电网供给存在压力；夜晚用电量较小，电网供给存在富余。利用 熔盐储能可以在电力需求低谷期储存电力，高峰期提供电力，为电力供 给提供弹性。

拉大峰谷电价促进用户侧储能发展。2021 年 7 月 26 日，发改委发布《关 于进一步完善分时电价机制的通知》，其中指出合理确定峰谷电价价差， 上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则 上不低于 4:1，其他地区原则上不低于 3:1。用户侧储能主要通过峰谷套 利模式获取收益，拉大峰谷价差促用户侧储能发展。

应用三：蒸汽加热（主要是指火电机组灵活性改造）。

中国能源结构中火电占比接近一半。近年来，我国新能源发电装机量及 发电量占比逐步提升（截至 2020 年底，水电+核电+风电+太阳能发电装 机容量占比约为 43%），但煤电占比仍接近 50%。

图：2020 年底全国全口径发电装机容量结构

我国灵活调节电源装机占比低。根据中国电力企业联合会统计，我国发 电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%，而欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。我国电力系统急需大比例灵活电源改善电源结构， 缓解系统调峰压力，解决新能源电力消纳问题，在现阶段，对系统中容 量占比最大的火电机组进行灵活性改造是改善这一问题的重要手段。

现有的火电机组灵活性改造存在诸多不足。主要受限于锅炉调峰深度有 限、机组经济性和安全性不足的问题，频繁、大幅度地调节会降低火电 机组使用寿命，并导致收益较低。

熔盐储能利用机组锅炉蒸汽，增强火电深度调峰能力。其原理是在火电 机组热力系统中的“锅炉-汽机”之间，嵌入大容量高温熔盐储热系统， 削弱原本刚性联系的“炉机耦合”，深度调峰时，保持锅炉正常运行负 荷，汽机运行在低负荷调峰工况，锅炉侧多余高参数蒸汽热量被储热系 统存储，保证大规模储热和深度调峰运行。大型火电机组用于推动汽轮 机做功的蒸汽温度在 540-560℃，属于高温领域。在高温储热技术中， 二元熔盐（KNO3 和 NaNO3 组成，熔点约为 220 ℃，常压条件下可 在 600 ℃时保持化学稳定性，熔化状态下的流动性和换热性能较好）储 热既能很好匹配这一温度参数，又能实现大规模储热和放热，非常适合 应于火电机组储热。同时，储热技术使火电机组也可直接参与供热，增 加火电利用效率。

政策推动火电机组灵活性改造。2021 年 7 月，发改委提出鼓励煤电灵活 性改造增加调峰资源；2021 年 10 月，发改委、能源局提出鼓励燃煤发 电机组替代供热，对存量煤电机组灵活性改造应改尽改，进一步推动了 火电机组灵活性改造。在国家政策引导下，地方政府积极响应，陆续推 出煤电机组改造相关政策规划。我们认为，在政策驱动下，煤电机组灵 活性改造进程将显著加快，而熔盐储能作为火电灵活性改造的配套方案， 有望迎来发展机遇期。

3、峰谷电价拉大，熔盐储能供热经济性凸显，大有可为

本节前言：在前文分析了国内供热市场和熔盐储能应用场景的基础上， 本节聚焦成本和市场容量，随着发改委《关于进一步完善分时电价机制 的通知》的出台，各地峰谷电价价差将进一步拉大，谷电价格将进一步 下调，进而有望带来熔盐储能供热（谷电加热）方式的成本进一步降低。 基于此，本节深度分析与燃气、燃煤等供热方式相比，熔盐储能供热的 经济性和未来前景。

成本测算：我们将对熔盐储能供热、燃煤供热、燃气供热、电化学储能 供热四种方式进行成本测算（即低压状态下每吨蒸汽对应的成本）和对 比，核心假设条件如下：

1、熔盐储能供热：以某项目（产业链调研得到，该项目蒸汽流量为 75 吨/小时，项目总投资约为 2.3 亿元）为例，核心指标和假设包括：①折 旧期为 20 年；②全天供蒸汽时长 18 小时（即全天一半市场满负荷供蒸 汽，一半时间半负荷供蒸汽），一年按照 365 天计算；③配臵两个人进 行日常维护，月工资按照 0.5 万元计算。测算可得，该项目全生命周期 中，单吨蒸汽成本（一次性投资+人工）为 23.58 元。

2、燃煤和燃气供热：参考《天然气供热的经济性分析_邵雪华》，在集 中供热模式下，天然气和煤供热（供蒸汽）产生每吨蒸汽对应的成本（一 次性投资+人工）为 83.32 元和 122.72 元。

3、燃煤/燃气/熔盐储能/电化学储能供热运营成本：上述 1 和 2 已经分 别测算了燃煤/燃气/熔盐储能供热三种模式下，单吨蒸汽对应的除燃料外 其它成本费用，本部分测算加上燃料成本后对应的运营成本，核心假设 如下：①集中供热转换效率：燃煤/燃气/熔盐储能分别为 90%、84%、 95%；②每单位燃料市场价格：天然气/煤/熔盐储能分别为 2.48 元/ m³ 、 0.76 元/kg、0.28 元/kwh（其中，天然气和煤价取近 5 年的中位值，熔 盐储能所需的谷电价格参考目前广东省最新的价格）；③集中供热管网 损失以 14%计算（参考《天然气供热的经济性分析_邵雪华》）；④单 吨自来水价格5元；⑤单吨低压蒸汽热量约为2.5吉焦耳，约等于730kwh 的用电量。测算可得，燃煤/燃气/熔盐储能/电化学储能供热单吨蒸汽的 运营成本分别为 217.18 元、279.29 元、266.60 元、445.3 元（参考中 泰电新组报告《新型电力系统建设加速，电化学储能赛道爆发》，目前电化学储能度电成本约为 0.61 元/KWh，即 1 吨蒸汽对应成本为 445.3 元）。可以看出，燃煤供热目前仍是成本最低的供热模式，其替代模式 中，熔盐储能供热已较燃气供热表现出一定的经济性，电化学储能供热 成本最高。

峰谷电价拉大推动熔盐储能供热经济性凸显。

为落实国家发改委相关要求，各地亦纷纷出台相应的分时电价政策。以 浙江省为例，9 月 10 日，浙江省发改委出台《关于进一步完善我省分时 电价政策有关事项的通知》，明确大工业电价用户（不包括国家有专门 规定的电气化铁路牵引用电等）自 2021 年 10 月 15 日起执行新的分时 电价政策，尖峰和高峰电价有所提高，低谷时段电价有所降低（每千瓦 时降低 6.38 分）。

目前，熔盐储能供热的应用场景主要是在工业园区供应蒸汽，在国家持 续推动煤炭减量的背景下，工业领域新上项目或原有项目改造所需的煤 炭供热的指标或将较难得到审批，可替代方式中，主要是利用谷电的熔 盐储能供热和天然气供热两种方式（电化学储能供热成本过高），从图 表 30 可看出，目前广东、广西、江苏、新疆、浙江等地区，熔盐储能供热和天然气供热的成本差已经小于零，即熔盐储能供热模式更具备经 济性。我们认为，这些地区有望率先推动熔盐储能供热模式的大规模商 业化应用。

图：全国各个地区天然气供热与熔盐储能供热成本差

熔盐储能供热市场空间：我们对供蒸汽市场和供热水市场分别分析：

1、供蒸汽市场：以蒸汽方式供热主要用在工业领域（因为蒸汽管道热 量耗散较大，用于居民部门成本较高），目前熔盐储能供热主要应用在 工业部门。在煤炭减量的背景下，工业领域新项目或者原有项目的改造， 燃煤指标或将较难申请，熔盐储能供热模式是可选方案之一。基于此， 我们测算熔盐储能在供蒸汽市场的市场空间：①根据住建部数据，2020 年，全国供蒸汽总量为 75012 万吉焦（城市集中供热+县城集中供热）， 供蒸汽能力为 121556 吨/小时；②根据图表 29 测算，熔盐储能蒸汽单 价为 152.34 元/吉焦；③单项目投资参考成本测算部门内容（即：蒸汽 流量为 75 吨/小时的项目，总投资约为 2.3 亿元）。测算可得，蒸汽市 场年需求为 1142 亿元，总投资为 3728 亿元（即：蒸汽市场存量改造的 需求空间）。

2、供热水市场：以热水方式供热主要用在居民部门，工业部门占比较 小，假设占整个热水供热市场的 10%，具体测算思路同上。测算可得， 以熔盐储能方式供热水，市场年需求为 655 亿元，总投资为 3199 亿元 （即：热水市场存量改造的市场空间）。

3、小结：仅考虑工业领域供应蒸汽和热水需求，以熔盐储能方式供热 的存量改造年需求量为 1797 亿元，总投资为 6927 亿元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）