【储能行业报告数据】2025 年中国熔盐储能行业发展报告

发布日期：2026-01-27 作者：点击：

一、行业背景：新型电力系统驱动的转型机遇

在 “双碳” 目标与新型电力系统构建的双重推动下，煤电从主体电源向调节性电源转型已成必然，而熔盐储能凭借长时储热、高稳定性的核心优势，成为破解煤电灵活性不足的关键支撑技术。2025 年国内熔盐储能市场规模突破 280 亿元，同比增长 65%，其中 “熔盐储能 + 煤电” 组合占比达 62%，贡献核心增长动能。若将应用场景进一步拓展至钢铁、化工等高耗热领域，仅工业供热需求便可带动市场规模攀升至千亿元级，行业爆发式增长蓄势待发。

政策层面形成强力支撑，多地已将熔盐储能纳入新型电力系统建设规划：安徽对示范项目给予最高 30% 的投资补贴，新疆将 “熔盐储能 + 新能源大基地” 纳入重点工程清单，山西明确煤电灵活性改造中熔盐储能配置比例不低于 15%。这些政策不仅降低了项目初始投资压力，更加速了技术从示范验证向商业化落地的转化进程，据中国能源报调研，目前已有 40% 以上的煤电集团在论证推进熔盐储能项目。

二、核心数据与典型案例

（一）关键数据表现

市场规模与项目数量实现双爆发：2025 年国内已投运熔盐储能项目超 40 个，较 2024 年增加 18 个；储热容量合计达 5.2 吉瓦时，同比增长 85%，其中单项目最大储热容量突破 1000 兆瓦时。技术指标方面，蒸汽加热熔盐储热系统表现突出，热 - 热效率超 95%，是电加热路线的 2 倍，全生命周期长达 25 年，期间仅需补充 5% 左右的熔盐损耗，单位储能成本较电化学储能低 40%，在长时储能场景中性价比优势显著。

应用场景呈现明显的聚焦特征：煤电调峰占比 62%，主要解决 “以热定电” 约束下的调峰难题；工业供热占 23%，集中在化工、纺织等需稳定蒸汽供应的行业；新能源消纳占 15%，多应用于风光大基地的配套储能项目。区域分布上，华东、西北占比领先，分别达 38% 和 32%，前者依托煤电转型需求，后者受益于新能源大基地建设。

（二）标杆案例解析

安徽国能宿州电厂 350 兆瓦 “熔盐储能 + 煤电” 项目是国内储热容量最大的示范工程，其核心设施为两座直径超 26 米、高度近 15 米的 “能量巨塔”—— 高温与低温熔盐罐，单罐容量达万吨级，储热容量合计 1000 兆瓦时。该项目采用东方锅炉自主研发的 “蒸汽加热熔盐储热 + 放热供汽” 技术路线，运行机制极具代表性：在电网用电低谷或新能源电力过剩时，机组富余蒸汽通过换热器将 190℃的低温熔盐加热至 390℃并储存于热罐；用电高峰时，高温熔盐释放热能产生蒸汽，既保障工业供热，又提升发电能力。

项目投运后成效显著：电厂最小技术出力从额定容量的 50% 降至 30%，持续调峰时间达 5 小时；最大负荷从 80% 提升至 100%，持续顶峰时长 4 小时，相当于新增一台小型调峰机组。更关键的是，该项目实现核心设备 100% 国产化，攻克了多系统集成、多工况主机安全性评估、大型储罐设计建造等关键技术，为全国 11 亿千瓦煤电机组的转型提供了可复制范本。东方锅炉光热和综合能源事业部副总经理唐豪杰指出，这种模式本质是构建 “热力银行”，实现热能生产与消纳的时间分离，让传统火电机组从 “刚性” 发电单位转变为 “柔性” 能量平台。

三、现存挑战与短期趋势

（一）核心制约因素

行业规模化推广面临三大瓶颈：

一、定制化要求高。不同煤电机组的抽汽点位、蒸汽参数差异显著，熔盐系统需 “一机一策” 设计，导致项目设计周期延长 2-3 个月，成本增加 15%-20%。浙江大学周昊教授指出，蒸汽与熔盐换热过程中潜热利用率低的问题，进一步加剧了定制化难度。

二、初始投资高昂。宿州项目总投资达 3.4 亿元，折算单位储热成本约 3.4 元 / 瓦时，对资金实力较弱的中小电厂形成明显压力，部分项目因投资回报周期长达 8 年以上而暂缓推进。

三、标准体系缺失。目前熔盐储罐设计无国家标准，企业多参照油罐标准，而熔盐高温特性对材料耐腐蚀性、结构热应力的要求远超油罐，2019 年某国外项目曾因储罐裂缝导致熔盐泄漏，修复成本高达 3000 万元，安全隐患不容忽视。此外，核心技术集中在东方锅炉、首航高科等少数头部企业，中小企业难以进入产业链核心环节，导致市场竞争不足，技术迭代速度受限。

（二）2026-2027 年趋势预测

技术层面，新型多元熔盐材料研发将成为突破重点，东方锅炉等企业正研发的混合熔盐材料，预计 2026 年可实现工作温度区间拓宽 30%，从当前的 290-565℃ 扩展至 250-620℃，熔盐用量可减少 15%。同时，一体化蒸发器、高效换热器等设备技术升级，将使系统整体成本降低 10%-15%。政策层面，熔盐储罐设计、施工、验收的国家标准有望在 2026 年底出台，明确材料性能、安全间距、监测预警等技术要求；调峰补偿机制将进一步完善，参考德国模式引入容量电价补贴，预计可提升项目投资回报率 2-3 个百分点。

市场层面，应用场景将从煤电向多领域延伸：“熔盐储能 + 新能源大基地” 模式将在新疆、内蒙古落地，配套风光项目实现新能源就地消纳；工业供热领域应用占比预计从 23% 提升至 35%，聚焦钢铁、焦化等高温用热场景。产业链协同加速，上游熔盐材料生产规模化将降低原材料成本，中游培育专精特新设备企业，下游形成 “储热 + 供热 + 发电” 的综合能源服务模式，推动行业从单一设备供应向整体解决方案转型。

撰稿：新高度钎鹭

编辑：新高度钎鹭（邮箱70519692@qq.com）

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