在二十届四中全会精神的指引下，“十五五”规划将构建现代能源体系、推动能源绿色低碳转型置于战略核心，并明确将新型储能作为支撑新能源大规模发展和保障电力系统安全稳定的关键环节。在此背景下，熔盐储能凭借其长时、稳定、可大规模应用的突出优势，正从示范验证加速迈向规模化商业应用，成为新型储能产业中极具发展潜力的技术路线。本报告紧扣国家战略导向，深入剖析熔盐储能技术的最新突破、产业链协同模式、多元化应用场景及区域发展格局，系统评估其在“风光热储一体化”、工业绿色供能等关键场景中的价值与挑战。报告旨在为政策制定者、产业投资者及企业决策者提供前瞻性洞察与系统性参考，助力把握“十五五”期间储能产业发展机遇，共同推动我国新型储能产业的高质量发展与全球竞争力提升。

熔盐储能技术路线持续突破，多元体系提升系统效率

熔盐储能技术正通过技术迭代驱动效率与成本双优化，形成以主流技术为基石、创新路线为突破的多元发展格局。当前行业内硝酸盐体系占据主导地位，市场占比超过80%，其成熟的工艺特性和稳定的运行表现成为规模化应用的首选方案。在此基础上，三类技术突破正在重塑行业技术边界：三元熔盐体系实现200℃工作温差与98.2%换热效率的双重突破，显著提升能量转换效率;氯化物体系将工作温度提升至650℃，为高参数发电场景提供可能;智能化控制技术如宿州项目采用的DCS系统，实现毫秒级精准调控，大幅降低运行能耗。

企业实践加速了技术成果的产业化落地。西子洁能研发的电极加热器成功应用于宿州项目，通过直接加热熔盐的方式降低热损耗;蓝科高新提供的特种储罐参与迪拜光热项目，其耐腐蚀设计使熔盐循环寿命延长50%。这些技术创新的集成应用，推动熔盐储能系统度电成本较传统方案下降35%，为行业商业化普及奠定关键基础。

产业链上下游协同发展，头部企业主导市场格局

中国熔盐储能产业链已形成“全产业链国产化突破，龙头企业构建竞争壁垒”的成熟发展格局，上游原材料供应充足、中游设备制造集中、下游应用需求明确，头部企业凭借技术积累与项目经验构建起差异化竞争优势。

■ 产业链各环节协同发展态势

上游环节中，硝酸钾/硝酸钠作为熔盐储能的核心原材料，其产能供应充足且成本可控，占整体系统成本的30%，为产业链提供稳定的基础支撑。中游设备制造领域呈现高度集中特征，行业CR5达47%，其中东方电气在关键设备换热器市场占据主导地位，市占率超50%，设备制造环节的规模化与专业化有效降低了系统集成成本。下游应用市场中，光热发电与火电灵活性改造构成核心需求场景，合计占比超90%，成为驱动熔盐储能技术商业化落地的主要动力。

■ 头部企业竞争优势与市场格局

头部企业通过技术深耕与项目实践构建起显著竞争壁垒。首航高科凭借敦煌100MW光热电站的EPC总包经验，在大规模熔盐储能系统的工程设计与建设方面形成技术沉淀;西子洁能则依托青海德令哈项目展现出领先的系统集成能力，实现熔盐储热与光热发电的高效耦合。目前行业整体国产化率已达95%，核心设备与材料基本实现自主可控，市场集中度(CR5)达47%，头部企业主导的市场格局进一步巩固了产业链的稳定性与技术迭代效率。

政策体系持续完善，双碳战略驱动产业规模化发展

中国熔盐储能产业发展已形成“国家战略引领—地方政策创新—财政资金支持”的三维驱动体系。国家层面，2022年发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》首次明确长时储能技术的核心地位，将熔盐储能纳入重点支持领域，推动其在风光基地配套、调峰电站建设等场景的规模化应用。地方层面呈现差异化发展路径：甘肃依托光热资源优势，规划建设百万千瓦级熔盐储能基地，通过“风光储一体化”模式实现多能互补;内蒙古则推出独立储能电站度电补偿政策，按0.3元/W标准给予容量补贴，直接提升项目经济性。财政支持方面，宿州50MW熔盐储能项目获1亿元国债资金定向支持，乌斯太光热电站获得2220万元设备购置补贴，此类补贴可覆盖约30%的初始设备成本，有效降低企业投资压力。政策红利与市场机制的协同作用，正在加速熔盐储能从示范工程向商业化运营的关键跨越。

核心政策工具：国家战略明确技术定位、地方差异化补偿机制、财政资金降低投资门槛，三者共同构成产业发展的政策支撑体系。

典型项目验证技术可行性，商业化应用场景不断拓展

中国熔盐储能行业已通过标杆项目验证技术可行性，在火电灵活性改造与光热发电两大场景实现商业化突破，展现经济性与环保性双重优势。

在火电调峰领域，宿州1000MWh熔盐储能项目成为典型案例。该项目总投资3.4亿元，具备30%深度调峰能力，通过精准调节火电出力平抑电网波动。其单位储能成本达340元/kWh，年收益约3905万元，同时实现年减碳8.5万吨，构建起"调峰收益+碳减排"的双重盈利模式，验证了熔盐储能在辅助传统火电升级中的商业价值。

光热发电场景中，青海德令哈50MW光热电站则凸显熔盐储能的长时供电能力。该项目配置12小时储热系统，可在无光照条件下持续稳定发电，年发电量达1.2亿kWh，为新能源基地提供连续可靠电力输出，有效解决光伏发电的间歇性难题。

区域发展呈现差异化布局，西北与华东形成双增长极

中国熔盐储能行业区域发展呈现显著差异化特征，资源禀赋与产业需求的双重驱动下，形成了以西北规模化基地与华东工业化应用为核心的双增长极格局。西北地区凭借丰富的光热资源，已建成全国最集中的光热发电基地集群，西北地区光热电站装机容量占全国总量的73%，其中青海德令哈基地装机容量达31万千瓦，占全国总装机的42%，成为全球规模领先的商业化光热储能示范项目。华东地区则依托庞大的工业蒸汽需求，推动熔盐储能技术与传统能源系统深度耦合，江苏靖江项目实现与百万千瓦级火电机组的协同运行，带动区域工业储能市场以240%的增速爆发式增长。华北地区聚焦电力系统调峰需求，内蒙古200MW电热熔盐项目的落地，有效提升了北方电网的灵活性调节能力。

政策层面，甘肃"风光热储一体化"规划与河南"算力中心配套储能"试点等差异化政策工具，进一步强化了各区域的发展特色，为熔盐储能技术在不同应用场景的商业化落地提供了制度保障。

行业面临技术与市场挑战，降本与场景拓展成突破关键

中国熔盐储能行业当前发展面临技术瓶颈、成本高企与市场竞争的三重挑战，亟需通过多维创新实现突破。技术层面，氯盐体系的高腐蚀特性(腐蚀率达0.2mm/年)导致设备必须采用钛合金等高端材料，显著抬高系统造价;成本结构呈现“重前期、高运维”特征，初始投资占比高达70%，运维成本占比20%，双重压力制约商业化进程;市场竞争中，锂电储能凭借单位成本优势占据中短时长应用场景，但在4小时以上长时储能领域存在技术短板，形成差异化竞争格局。

破局路径需聚焦三大方向：材料创新方面，纳米流体增强传热技术可提升系统热效率，降低能耗损失;模式创新层面，熔盐租赁服务通过共享资源降低用户初始投入，优化现金流结构;政策利用维度，借助RCEP关税减免等区域贸易协定，可降低关键设备与材料的进口成本，提升国际竞争力。

上述策略形成“技术-模式-政策”协同体系，既针对现有痛点提供解决方案，又为行业开辟可持续发展路径。通过材料革新突破性能瓶颈，模式创新重构商业逻辑，政策工具降低外部成本，三者共同推动熔盐储能在长时储能赛道的技术优势转化为市场胜势。

未来趋势：技术降本与多场景融合，熔盐储能成新型电力系统核心支撑

中国熔盐储能行业正以“技术迭代与场景创新双轮驱动”的发展模式，加速迈向规模化与多元化应用阶段。根据行业预测，到2030年，该领域市场规模有望达到300-600亿元，年复合增长率保持25%的高位增长，对应装机容量将突破5GWh，度电成本目标控制在0.65元/kWh，标志着行业即将进入商业化爆发期。

技术层面，多元熔盐材料研发与智能运维体系构建成为两大核心突破方向。多元熔盐通过优化组分设计可显著提升储能密度与热稳定性，而智能运维则依托物联网与大数据技术实现系统全生命周期成本优化。场景拓展方面，工业供热领域占比预计提升至35%，成为继新能源配套之后的第二大应用市场;同时，熔盐储能与绿氢生产的耦合系统正在加速示范验证，有望解决间歇性可再生能源制氢的稳定性难题。

商业化路径上，行业将深度融合电力市场改革与低碳政策红利。随着电力现货市场建设成熟，熔盐储能可通过峰谷电价差实现套利收益;同时，碳交易市场的扩容将为项目带来额外环境收益，形成“电力收益+碳资产收益”的双重盈利模式。这种多维价值创造能力，使熔盐储能在新型电力系统中逐步具备核心支撑地位，为高比例可再生能源电网提供长时调峰、备用电源和工业综合能源服务的一体化解决方案。

结论：熔盐储能在“双碳”目标中战略地位凸显，需加速技术突破与产业协同

熔盐储能作为长时储能技术具有不可替代性，其战略价值在“双碳”目标推进中愈发凸显。为实现可持续发展，需聚焦三大核心路径：技术层面推动成本优化，目标2030年LCOE降至0.65元/kWh以下;产业层面强化协同整合，提升头部企业集中度至CR5达70%;政策层面完善容量补偿机制，构建长效发展生态。通过系统性突破，推动行业从示范应用迈向规模化发展新阶段，为能源结构转型提供关键支撑。