近日，《第一财经》刊文表示，熔盐储能的爆发式增长尤为亮眼，但发展中仍面临着产能受限、技术攻关和推广等诸多难题。文章采访了电力规划设计总院高级顾问、国家光热联盟专家委员会副主任委员孙锐，北京工业大学环境与生命学部教授、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会委员吴玉庭，山西沃锦新材料股份有限公司（并盛化工）营销技术总监王洪国，浙江可胜技术股份有限公司系统技术部经理杨义等多们业界专业人士。并以园区应用为例，说明熔盐储能的多重优势，认为当前这种认定和收费方式带来了较大的经济压力，希望有关部门和企业能够予以协调支持。
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成本疏导不畅、原料产能受限，熔盐光热这些问题待解
可再生能源大规模发展下的“刚需”，带动多种储能储热技术火热出圈。其中，熔盐储能爆发式的增长尤为亮眼。
根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟的统计，截至2022 年， 我国太阳能热发电累计装机容量588MW（数据统计范围包括 MW 级以上规模带汽轮发电机组的光热发电系统）。在国家相关政策的指导和支持下，近两年项目批复节奏明显加快，截至今年年初，国内存量的规划、签约、招标、在建光热发电项目高达4.5GW，集中在青海、甘肃、新疆等地。这意味着，目前光热发电的发展空间是存量的近十倍起步。
作为光热发电公认的“最佳拍档”，熔盐储能亦受到市场的强烈关注。上述项目中，以熔盐为传热储热介质的光热发电项目占据了绝对的主流。目前公认的储热介质包括水、混凝土、导热油以及熔盐等，其中熔盐因工作温度高、传热性能好、安全性强、使用寿命长等优势成为项目方的首选。这引得多家券商机构纷纷调高了相关公司的评级和预期。
尽管市场形势良好，但多位行业资深人士仍对记者表达了担忧。一是光热发电的上网电价传导机制尚未形成，多能互补项目的打捆方式存在弊端。二是现有的熔盐原料产能不能满足项目规划需求，亟须协同厂商和审批部门扩大产能规模。此外，部分人士表示，期待现有的政策能有效衔接推动熔盐储能的快速发展，例如园区中的熔盐储能不宜认定为大工业用户收取费用。
光热发电，曲折中发展
国内光热发电的发展并非一帆风顺，而是在近一年才驶入快车道。
作为我国最早的光热项目，青海中控太阳能德令哈10MW塔式光热电站于2013年7月成功并网，是亚洲首个投入商业运行的光热项目、全球第六座实现商业化运营的塔式光热电站。
2016年9月，国家能源局发布第一批20个太阳能热发电示范项目名单，包括9个塔式电站、7个槽式电站和4个菲涅尔电站，总装机134.9万千瓦，上网电价1.15元/千瓦时。但是，这批项目此后真正建成的只有不到一半。
和其他新能源技术一样，经济性是决定项目发展前景的重要因素。据业内人士测算，新建光热发电度电成本每千瓦时约为0.9~1元，远高于陆上风电和光伏发电。雪上加霜的是，2020年和2021年出台的两份文件明确，2021年以后新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，新核准的光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
处于示范发展初期的光热发电，突然没有了补贴，必须直面与煤电、风光项目的价格竞争，这使得产业链上的企业感到岌岌可危。曾经在光热发电领域工作十余年的王洪国第一次感受到“冬天来了”。转眼两年过去，王洪国从光热发电转型到了熔盐储能赛道，成为山西沃锦新材料股份有限公司（并盛化工）营销技术总监，而过去看似要“被抛弃”的光热发电也“爆发了”。
王洪国认为，这种出人意料的转变，根本原因是与光伏、风力等发电形式相比，光热发电自带熔盐储能系统，输出电力稳定，还能为电力系统提供灵活调节电源。“风光大基地”的规划和建设，进一步凸显了光热发电自带储能等灵活性资源的稀缺。于是，为了鼓励光热发电，在缺乏光热发电上网电价传导机制的情况下，许多地方采用光伏、风电、光热打捆的多能互补一体化项目方式，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的收益不足。例如，建设一座规模为100MW的光热发电项目，可获得600MW或900MW （光热电站规模的6~9倍）的新能源配置指标。
尽管这种开发模式缓解了产业链的生存危机，但多位业界人士认为，阻碍光热发电发展的问题并没有从根本上得到解决。
电力规划设计总院高级顾问、国家光热联盟专家委员会副主任委员孙锐此前公开表示，一些项目投资方为了达到合理的投资收益，只能大幅削减光热发电的投资，集热系统的容量大幅度缩减，导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣，丧失了长时储能的技术优势。他认为，应根据新能源基地的功能要求，合理配置光热发电的各个系统，同时尽快解决上网电价的传导机制问题。
瓶颈犹在：产能受限、技术攻关和推广难题
与光热发电深度绑定的熔盐储热，随着发电项目的加速释放，共同受到市场的青睐。
目前，国内光热发电的主流熔盐是二元混合硝酸盐，由60%硝酸钾和40%硝酸钠组成。根据太阳能光热联盟统计的2021年底我国已并网发电的8个光热电站材料用量推算，当储能时长为10小时，线性菲涅尔式、槽式、塔式光热电站对储能熔盐的需求量分别约为32万吨/GW、73万吨/GW、28万吨/GW。
王洪国介绍，从近期开展招标的九个光热发电项目推算，熔盐级硝酸钠需求已经达到约15.2万吨的需求总量，按照目前国内最大专业熔盐级硝酸钠制造商年产能力估算，从现在开始满产不停歇，订单已经排到2025年3月。同时，近期招标的九个光热发电项目仅占到目前已开展的光热发电项目五分之一左右，“十四五”期间熔盐级硝酸钠产能不足已经凸显，或将成为掣肘光热发电熔盐储能项目顺利开展的最大因素。
不同于一般工业等级的硝酸钠，熔盐级硝酸钠受制于超过550℃高温使用的特性，对于核心产品影响腐蚀性的氯离子、镁离子和亚硝酸根离子以及其他杂质含量标准要求较高。王洪国表示，由于熔盐级硝酸钠生产受环保、安全、排污等多重政策影响较大，产能扩建立项建设投运需要一定的时间周期，亟须上下游化工产业链配套配合。他呼吁，更多的国内工业硝酸钠制造企业加速产品研发提纯能力，快速弥补产能缺口难题，避免因产能不足带来熔盐级硝酸钠价格飞涨，给熔盐储能市场带来新的成本增加风险。
国内主流熔盐储能技术解决方案提供商——浙江可胜技术股份有限公司系统技术部经理杨义表示，熔盐的供给和价格波动是影响项目成本和进度的关键因素之一。经过公司前期的调研，对比国内硝酸钠和硝酸钾的供需关系，公司对于后者的担忧更多。因为硝酸钾的主要去向之一是化肥生产，因此几乎每年3、4月价格都会出现一轮上涨。去年俄乌冲突致使全球钾肥市场出现较大缺口，原料价格一度飙升，今年又降下来了。
“虽然很多化肥的硝酸钾纯度不高，但是经过两到三度的提纯也能达到光热的需求，因此我们期待相关厂商能够在熔盐储能市场逐渐培育起来时，同步转型升级，稳定熔盐级硝酸钾的长期供给。”杨义说。
除了供给不足的隐忧，熔盐储能的技术方面仍然存在亟待攻克的难题。
北京工业大学环境与生命学部教授吴玉庭长期从事熔盐传热储热的研发工作，他表示，研发更低熔点、更宽液体温域、低腐蚀性的熔盐是学术界的研究重点。目前二元混合硝酸盐的熔点约在220℃，在系统中作为液体循环。但是这个熔点相对较高，在熔盐循环过程中容易发生“冻管”，导致系统失效，低熔点熔盐可以降低系统预热能耗。目前北工大实验室开发出来的低熔点熔盐，熔点已经降到100℃左右，未来还需进一步研发熔点更低的混合熔盐。
今年5月7日，某熔盐储热项目发生熔盐高温爆裂事故。随后，国家能源局综合司发布《关于开展熔盐储热等能源综合利用项目安全排查的通知》，要求各省级电力管理部门、各派出机构要立即组织辖区内电力企业开展熔盐储热等能源综合利用项目安全排查工作，并督促企业加强安全生产管理。
此事一度引发外界对于熔盐储能安全性的质疑，并影响到对其发展前景的预期。吴玉庭表示，该起事件实际上与相变储热有关，是区别于熔盐储热的另一种储热技术，而且还有违规操作等因素，因此不能将其简单认为是熔盐储热不安全。如果混合熔盐组分选用得当，是一种安全性很高的储热方式。不过，此事也给熔盐配方的研发工作敲响了警钟，降低成本的同时要兼顾其安全、稳定的特性。
另据记者了解，除了光热发电以外，熔盐储能还应用于火电高温熔盐改造、工业园区蒸汽需求等场景。但是推广方面，缺乏与现有电价等机制的有效衔接。
以园区应用为例，熔盐储能的密度高、供热品位高、供热工况稳定可调、占地面积小，可满足大规模高品位工业蒸汽供应、热电联产需求以及大规模工业园区清洁用能。但在发展初期，电网一般将熔盐储能认定为大工业用电的用户，收取流量费、电费、过网费等。多家受访企业认为，熔盐储能实际上是低谷时期充电、高峰时期放电(供热)的曲线，而当前这种认定和收费方式带来了较大的经济压力，希望有关部门和企业能够予以协调支持。
记者：马晨晨
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