研究 | 大规模电加热储热及其混合储能技术

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（来源：CSPPLAZA光热发电平台）

近日，在ESPLAZA长时储能网主办的2025第三届中国长时储能大会上，中国科学院电工研究所原所长、研究员肖立业带来了关于“大规模电加热储热及其混合储能技术”的深度分享。从能源结构现状到技术落地案例，再到未来应用前景，他用详实的数据与清晰的逻辑，勾勒出电加热储热技术在新能源时代的核心价值。

图：肖立业

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热能是能源转型的“关键盲区”，绿电储热成破局关键

“谈储能时，很多人只盯着电力储能，但终端能源消费里，热能占比其实超过50%，远高于电能的28-29%。”肖立业一开场就点出了能源领域的一个核心现状——目前工业用热70%、建筑用热50%依赖化石能源，这部分正是我国实现碳中和目标必须攻克的“硬骨头”。

图：麦肯锡和长时储能理事会统计结果

而转机在于绿电成本的持续下降。肖立业给出了一组直观数据：西北部分资源丰富地区的风电度电成本已低至4-5分钱，光伏也仅7.5-10分钱；反观化石能源，标煤（800-900元/吨）的度热成本在12分钱左右，天然气成本更高。“用绿电直接加热、储热，不仅供热效果更好，经济性也已超过传统能源。”

更关键的是，“储电再供热”的路线并不划算。肖立业举例，若风光搭配电池储能或抽水储能供热，200℃蒸汽，其储能成本最低也要200元/吨；但用熔盐储热，供蒸汽的储热成本可降至50元/吨【详见下图】。“储热才是衔接绿电与热能需求的最优路径。”

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现状及发展趋势：电阻加热+熔盐储热成主流

在技术选择上，肖立业团队经过大量研究得出结论：电加热方式中，电阻加热是“最优解”。“它能规模化应用，调节灵活，造价还低——反观感应加热，结构复杂不说，效率还会下降，造价也高不少。”

储热介质的选择则要分场景：大规模储热首选熔盐，“液体介质导热好，传热、传质方便，目前硝酸钾、硝酸钠二元熔盐等技术已相对成熟”；小规模、分布式场景则适合固体储热，比如镁砖储热、铸铁储热，“铸铁能和加热器融合，适应风光波动的灵活性更强”。

但技术落地面临一个关键难题——风光功率的快速波动。肖立业团队注意到，10MW级光伏电站，最快每秒波动功率可达2.5%，风电更是超过5%。“离网场景要100%跟踪波动，而未来并网场景也会随着风光占比提升，需要储能系统兼具调频能力，这对设备响应速度提出了高要求。”

为此，他们提出了三方面解决方案：一是优化电加热器结构，避免温度局部过高或过低；二是创新电加热集群设计，打破“矩阵式布局+统一功率”的传统模式，探索差异化功率配置与多储罐组合；三是精准控制集群功率，确保熔盐出口温度稳定，避免冷热分层。“我们还设计了混合加热方案，用两种加热器分别应对波动与长时储能，相关方案已申请专利。”

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新能源电加热供热案例

在离网场景下，肖立业团队提供了其技术落地的典型样本——内蒙古某企业的蒸汽供应项目。该企业需要全年365天稳定供应2MPa压力、210℃的蒸汽，平均每小时用量近100吨，过去依赖化石能源，成本高且碳排放量大。

肖立业团队为其设计了“离网型全额全功率响应风光波动的电加热熔盐储热系统”，分两阶段推进：第一阶段建设10MW/40MWh示范系统，先满足部分蒸汽需求；第二阶段扩容至300MW/1320MWh，实现100%绿电供能。

图：离网下全额全功率响应风光波动的电加热熔盐储热系统

“这个项目的效益很明显。”肖立业算了一笔账：项目建成后，企业每年能减少能源成本880万元，二期还能为当地政府带来2亿元/年的财政税收；环保层面，一期可减碳2万吨，二期达产后减碳量将突破60万吨。“内蒙古还有很多高耗能企业，这类方案完全可以复制，用绿电替代化石能源供热。”

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融合电加热储热的混合储能案例

“单一储能技术支撑不起高比例新能源基地的外送需求。”肖立业指出，当前新能源基地面临的最大问题是多时间尺度波动——秒级、分钟级的调频需求，2-8小时的调峰需求，单一储能难以兼顾所有调节需求。比如锂电池频繁调频会缩短寿命，飞轮储能量有限，抽水储能又受地理限制。

为此，他提出“飞轮+锂电池+电加热熔盐储热”的多元混合储能方案：飞轮（10MW/5分钟）负责惯量支撑与一次调频，锂电池（60MW/2小时）承担二次调频与紧急功率支撑，熔盐储热（100MW/8小时）供给汽轮机，兼顾调峰与稳定输出、且具备惯量支撑能力，“效果与传统火电机组相当，还能减少煤炭使用”。

图：融合电加热熔盐储热的多元混合储能综合解决方案

这个方案已选定将在内蒙古鄂尔多斯杭锦旗电厂落地示范。该电厂现有2台33万千瓦火电机组、170万千瓦风电和光伏，加上17万千瓦混合储能系统，将形成“风光+火电+混合储能”的统一协调控制体系。“计划两年半内建成，建成后能解决新能源外送的稳定性问题，为沙戈荒新能源基地提供可复制的方案。”

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应用前景

谈及电加热储热技术的未来，肖立业充满信心。在他看来，这项技术的核心优势在于“灵活适配”：建设不受地理限制，不像抽水储能依赖地形；成本可控且有下降空间，建设成本低于抽水蓄能；还能盘活退役火电厂——“把熔盐储热和原有汽轮机结合，火电仅在风光短缺时保底，其余时间靠绿电运行，实现过剩产能再利用。”

此外，该技术还能与光热电站、城市供热系统结合：为光热电站补充热量，将其度电成本从6-7毛钱降至2.5-3.5毛钱；融入城市供热网络，替代传统燃煤锅炉。

经济性更是这项技术的“加分项”。肖立业团队测算，用于发电时，按0.4元/千瓦时上网电价，回本周期约8年；用于供蒸汽或供暖，回本周期仅需5年。“只要能充分利用风光电能，这项技术就能在发电、工业供热、民用采暖等场景发挥价值，为双碳战略提供实实在在的解决方案。”

最后，肖立业表示，期待与行业同仁进一步合作，推动电加热储热技术从示范走向规模化应用，为新能源电力系统建设注入更多动能。