2024年5月1日，山东电力现货市场出现-80元/MWh的出清价，持续2.5小时。华能德州电厂避开负电价：主蒸汽经三通阀注入熔盐换热器，低温盐（290℃）被加热到565℃，存进高温罐；同时机组上网负荷从285MW降到120MW。10:30电价回升至658元/MWh，反向释放高温盐，驱动新增50MW小型汽轮机顶峰发电。单次套利46万元，公开结算单号：SD-SPOT-20240501-0782。“负电价”不再等于“负收益”，这是熔盐储能给火电带来的第一条现金流。

技术原理：一只“双罐电池”

1.介质：SolarSalt（NaNO₃-KNO₃60:40），熔点220℃，常压沸点600℃。

2.结构：高温罐（565℃）+低温罐（290℃）+熔盐泵+蒸汽换热器。

3.循环：

储热——电或蒸汽→熔盐升温→高温罐；

放热——高温盐→换热器→产生540℃、13.2MPa蒸汽→汽轮机发电或对外供汽。

4.效率：储→放一次电-电效率38%；如果直接输出工业蒸汽，热效率是94%——“热电同行”才是最经济的方式。

三大“火电痛点”对症

1.热电解耦

传统供热机组是“以热定电”，冬季最低负荷60%。在宿州电厂1000MWh熔盐系统可以把30%额定负荷下的低压缸排汽热量存入熔盐，机组继续深调至20%，年增调峰收益1.2亿元。

2.AGC调频

熔盐电加热功率60MW，爬坡速率12%Pn/min，是同容量燃煤机的4倍；德州项目AGC补偿0.58亿元/年。

3.长时顶峰

库布齐基地配套2×300MW熔盐储能设计放热10h，等同给400万kW新能源外送通道装了“夜间蓄电池”，基地弃风率目标从8%降到2%。

模块化VS双罐：占地与投资的权衡

双罐：单罐直径43米、高12米，一般只适合荒漠光热的形式；

模块化：单元50MW/100MWh，占地≤600平方米，可直接布置在电厂绿化带——德州项目因此省下10%土建费，工期8个月。

西安热工院2025-04鉴定结论：模块式熔盐系统无长轴泵，免电伴热，初投资1350元/kW，比双罐低8%，运维费低0.015元/kWh。

成本与电价窗口（2025年8月）

初投资：模块化1350元/kW；双罐1600元/kW

循环寿命：≥30年，盐本身不降解，只换泵（10年一换，50万元/台）

度电摊销：以50MW/300MWh、DOD100%、年循环400次计，LCOH0.18元/kWh（热）→等价电成本0.47元/kWh（考虑38%电效率）

收入矩阵：

–深峰补偿（山东）350元/MWh

–供汽220元/吨（10MPa）

–AGC调频0.15元/kWh（月度竞价）

综合回收期3.6年

风险与红线

1.凝固风险：盐温小于220℃的时候即结晶，模块内置换热器可自然回温，无需外伴热；双罐系统必须24h电伴热，失电2h即堵管。

2.熔盐泵“心脏病”：新月沙丘2016年因泵轴承润滑失效停机8个月，之后改用变频短杆泵。之后国内新项目已全部标配在线振动监测。

3.政策窗口：2026年起，全国现货市场峰谷价差>0.7元/kWh区域才具备纯电-电套利；若无外供汽，项目IRR将跌破8%。