热储能：被忽视的碳中和"隐形冠军"，中国正在悄然押注

作者按：本文核心数据与观点参考麦肯锡公司作为知识合作伙伴为长时储能理事会（LDES Council）发布的《净零热能：热能存储加速能源系统脱碳》报告（英文原版2022年11月发布），并结合中国热能存储行业现状进行了本土化补充与延展分析。

热能，是人类文明古老的能量载体，也是难脱碳的领域之一。

当我们热烈讨论光伏、风电、锂电池储能的时候，一个占据终端能源消费超过50%的领域，往往被有意无意地忽略了——热能。

集中供暖、工业蒸汽、建筑制冷、冶金化工……热能渗透在经济的每一个角落。但与此同时，供热与制冷贡献了全球45%的能源相关碳排放[1]，而其中绝大多数热源，至今仍依赖化石燃料。

这就是为什么，当长时储能理事会（LDES Council）在2022年11月联合麦肯锡发布《净零热能》报告[2]时，没有选择用"技术突破"来博眼球，而是给出了一个冷静而扎实的判断：

"热能存储（TES）若得到大规模应用，可成为热能脱碳Z具成本效益的路径。"

本文，我们以这份报告为锚，结合中国能源转型实际，探讨一个问题——为什么中国要认真对待热储能？

一、被低估的脱碳主战场

热能：50%能源消耗背后的碳排放黑洞

在全球终端能源消耗版图中，热能的地位远超大多数人的认知。

据麦肯锡报告数据，热能在全球终端能源消耗中的占比超过50%[1]。换言之，全球每消耗两单位能源，就有一单位以热的形式被使用。这个比例，在中国还要更高——工业用热、建筑供暖两大场景，构成了中国能源消费的重要组成部分。

然而，热能的脱碳难度也Z大。

与电力行业不同，热能需求天生具有分散性、连续性、多温级的特点。炼铝需要900°C以上的高温蒸汽，北方采暖需要稳定的50~80°C热水，纺织印染需要持续的蒸汽供应——这些需求各有各的温度带和时间表，难以用单一方案统一覆盖。

传统的脱碳路径有三条：电气化（热泵/电锅炉）、氢能替代、生物质替代。但每一条单独拿出来，都面临成本高、基础设施不完善、或供应稳定性不足的问题。

热储能的出现，提供了一个关键的解题思路——不是替代某一条路径，而是让所有路径的效率更高、成本更低。

二、热储能的三种武器：显热储热才是主流

麦肯锡报告将热储能（TES）技术分为三大路线[1]：

1. 显热储能（Sensible Heat TES）——Z成熟、Z具成本优势

原理：利用介质温度升高/降低来存储热能。

典型介质：储热砖（如镁砖、炭基储热砖）、岩石、混凝土。

成熟度：★★★★★ Z高  |  成本：三种路线中Z低

特点：结构简单、可靠性高、维护成本低。其中，固体储热（以储热砖为典型介质的显热储热方案）相比熔盐储热具有显著优势——

• 更高的安全性：固体储热材料无腐蚀、无冻堵风险，工作压力低，本征安全

• 更宽的温度适应范围：炭基固体储热材料可承受900°C以上高温，突破熔盐储热（通常不超过600°C）的温度上限

• 更长的使用寿命：金属材料年腐蚀率低于0.05mm，核心部件寿命可达25年以上

• 更高的经济性：初始投资低，无熔盐采购和更换成本，维护成本大幅降低

典型项目：国家能源集团北京低碳清洁能源研究院联合榆林化工，在榆林煤化工与新能源耦合示范基地建成的国内首套超 高温炭基固体储热装置（2MW/10MWh），于2024年12月完成1000小时工业示范连续运行[3][4]。该装置将热导率提升至70 W/(m·K)，是目前工业应用中固体储热材料的Z高水平；在国内初次实现900°C超 高温固体储热、连续产出400°C高品质工业蒸汽。

2. 潜热储能（Latent Heat TES）

原理：利用相变材料（PCM）在相态转换时吸收/释放大量热能，如熔盐。

成熟度：★★★☆☆ 中等  |  成本：较高（相变材料成本制约商业化）

特点：储热密度高、温度范围宽，但存在腐蚀、冻堵、相变不均匀等应用挑战，限制了其大规模推广。

典型项目：阿联酋迪拜穆罕默德·本·拉希德·阿勒马克图姆光伏光热电站，配套700MW熔盐储能，2022年底300MW已并网[1]。

3. 热化学储能（Thermochemical TES）

原理：利用可逆化学反应实现热能的存储与释放，储能密度Z高、热损失Z低。

成熟度：★★☆☆☆ 早期示范

特点：理论上适合长时/跨季节储能，但技术成熟度Z低，材料循环性与工艺稳定性仍在攻关阶段。

总结来看，显热储热（固体储热）是当前Z具成本效益、Z适合大规模工业应用的主流技术路线。三种技术并非替代关系，而是互补组合，覆盖从跨小时到跨季节的储能时长需求。

三、经济账：为什么说热储能"比想象中还便宜"？

麦肯锡报告的核心结论之一，是热储能已经具备成本竞争力[1]。

报告中展示了针对工业蒸汽脱碳场景的横向对比：在燃气锅炉脱碳路径中，储热+电锅炉/热泵的组合方案，比燃气锅炉+碳捕捉（CCS）、氢能锅炉、生物质锅炉、以及锂电储能+电锅炉等方案，整体经济性更优[1]。

具体到商业用例，根据LDES理事会2022年的成本对标结果[1]：

储热 vs 储电：成本差距到底有多大？

麦肯锡报告本身侧重于整体经济性对比（全生命周期IRR），并未直接给出"储热比储电便宜X倍"的单点数据。但行业已有更准确的成本对标研究，可以进行量化比较。

德国储能协会（BVES）2022年公布了一组实测对标数据[7]：

计算过程：

• 下限：833 ÷ 70 ≈ 12倍（储热为低温场景，储能温差较小）

• 上限：833 ÷ 25 ≈ 33倍（储热为高温场景，储能温差大）

• 高温场景进一步放大：当储热温度从440°C提升至550°C时，储热容量可增加约2倍，单位kWhth成本再降一半，使差距扩大至约60~100倍[7]

为什么差距如此悬殊？

三个层面叠加：

1. 材料层：储热介质（水、储热砖、熔盐）的成本远低于锂电池的正负极材料与电解液；

2. 工程层：储热系统对冷却、消防等辅助设施的需求远低于锂电池系统，BVES数据已含这部分折价[7]；

3. 温升杠杆：储热系统的单位容量成本随运行温度升高而显著摊薄——550°C时的有效储能容量约为440°C时的两倍，等量的资本支出带来翻倍的储能容量。

因此，"储热成本比储电低20~100倍"是一个有明确数据支撑的区间估计，其下限（约12~20倍）对应低温/低温差场景，上限（约60~100倍）对应高温大温差场景。

进一步追问：同为显热储热，熔盐和固体谁更便宜？

既然储热整体远优于储电，那么在储热内部——同为显热路线的熔盐储热与固体储热（以储热砖为核心介质），谁的单位造价更低？

中国电力工程顾问集团西南电力设计院张怡等人曾以同一工程案例做过直接对比[8]：某企业需日产0.75MPa饱和蒸汽10t/h（24小时连续供汽），分别采用熔盐蓄热与固体蓄热两种方案进行经济性测算。

关键对比数据如下：

从上述对比可以得出三个结论：

一，初始投资：固体蓄热更低。** 同等供汽能力下，固体蓄热总投资约4000万元，较熔盐蓄热的5000万元节省约20%，单位储能投资从250元/kWh降至185元/kWh[8]。原因在于：固体蓄热采用模块化集成设计，省去了熔盐双罐、熔盐泵、防凝伴热等复杂设备；无需昂贵的熔盐介质采购；土建基础更简单（仅需模块区域基础，而熔盐需承重1200吨以上的大型罐体基础）。

二，运行效率：熔盐略优但差距可控。** 熔盐系统经一次流体-流体换热即可产出蒸汽，换热效率更高、蒸汽品质更稳定；固体系统需经过"固体-气体"和"气体-流体"两次换热过程，整体效率约85%，略低于熔盐系统[8]。这意味着同等供汽量下，固体系统的电耗略高（27MW vs 25MW），但差距在工程可接受范围内。

三，全生命周期经济性：熔盐IRR略高但固体初始门槛更低。** 熔盐方案IRR 7.8% vs 固体方案IRR 7.3%，回收期11.3年 vs 11.7年——两者经济性接近[8]。熔盐的长期收益略好于固体，但固体的初始投资门槛低20%，对中小企业和资金紧张的项目更具吸引力。

此外，从国际数据看，美国Rondo Energy的砖块储热（Rondo Thermal Battery）技术公开宣称其储热成本仅为电化学储能的一半左右[9]；挪威EnergyNest公司的混凝土储热电池测算成本可低至15欧元/MWh量级[9]。这些国际实践进一步印证了固体储热的成本优势。

更值得关注的是未来降本空间。麦肯锡报告预测，到2040年[1]：

• 热释放设备成本将降低 5%~30%

• 储能介质成本将降低 15%~70%

规模效应一旦启动，热储能的成本优势将进一步扩大。

四、中国语境：为什么热储能已是必答题而非选择题

1. "双碳"压力下，工业脱碳绕不开热能

中国工业能耗占全社会能耗约60%，其中热能占工业能耗的相当比例。钢铁、石化、化工、纺织、造纸、建材——这些高耗热行业，正是碳排放的"硬骨头"。

仅依靠绿电替代，电网的波动性和现有电力系统灵活性不足，会制约电气化的深度。更重要的是，热能的梯级利用（余热回收、多能互补）依赖储热作为"时间平移"工具，才能Z大化清洁能源的利用率。

热储能不是可选项，是工业深度脱碳的必选项。

2. 弃风弃光+谷电浪费，热储能是Z优解之一

中国风电、光伏装机已位居前列，但消纳问题始终存在。北方地区冬季弃风、春季弃光现象屡见不鲜；与此同时，"煤改电"政策推动下，冬季采暖的谷电需求巨大。

热储能的核心逻辑之一，就是将无法消纳的清洁电力转化为热能储存，在需要时释放。这不是"绕过电网"，而是为电网减负。

辽宁风电蓄热供热项目是一个典型：利用弃风电加热储热水，为约10万户居民供暖，将弃风率降低了7.1个百分点。每年消纳弃风电量11.6亿千瓦时，减少散煤燃烧4.55万吨，减排CO₂约8万吨，调峰收入约1.3亿元[5]。经济与环境双重效益。

在固体储热技术的支撑下，更多类似项目正在全国范围内落地——辽宁大院能源管理有限公司已与多个工业园区和地方政府合作，推动"弃风电+固体储热+工业蒸汽"的耦合模式，实现能源利用。

3. 政策框架已搭好，就等产业落地

国家层面对热储能的政策支持已逐步明确：

• 《"十四五"新型储能发展实施方案》明确提出到2025年，氢储能、热（冷）储能等长时储能技术要取得突破[6]；

• 青海省国家储能发展先行示范区已将"风光热储"一体化示范项目纳入重点；

• 内蒙古、江苏、山东等多省份已出台针对储热的专项规划或支持政策；

• 超 高温炭基储热材料技术已入选国务院"工业战略性新兴产业分类目录"和国务院国资委首批国有企业职务科技成果赋权改革试点[3][4]。

政策信号明确，市场窗口正在打开。

五、热储能的国际玩家在做什么？

麦肯锡报告梳理了全球热储能的应用图景[1]，几个信号值得关注：

欧洲正在从示范走向规模。德国柏林建造了欧洲Z大储热装置：高45米、可容纳5600万升水的巨型储热水罐，功率200MW，利用富余风电加热后为居民和工业用户供热。

中东在用行动押注。阿联酋迪拜700MW熔盐储能项目，证明在光照资源丰富地区，"光伏+储热"的组合已经具备商业竞争力。

英国是政策推动的样本。政府通过完善容量市场、取消储能充电过网费、优化规划审批等措施，消除了储能商业化障碍，如今拥有欧洲Z大的表前储能容量。

中国正在领衔超 高温固体储热新赛道。国家能源集团北京低碳院在榆林的炭基固体储热装置，实现了900°C超高温运行和400°C工业蒸汽连续产出，标志着中国在这一领域已达到国际先行水平。

六、挑战：不是没有，但正在被解决

热储能要获得广泛应用，仍需正视以下挑战：

• 商业认知度不足：许多工业用户对储热技术的成本与收益理解有限，试点项目数量仍少。

• 市场机制不完善：储热所提供的电网灵活性价值，尚未在国内电力市场中得到充分定价与回馈。

• 初始投资门槛：熔盐储能等技术的资本投入仍较高，中小企业进入难度大（固体储热已显著降低该门槛）。

• 技术标准缺失：部分细分领域缺乏统一的技术标准和安全规范，影响规模化推广。

• 跨行业协调不足：电力、热力、工业三大领域的管理体系相对割裂，制约"热电协同"落地。

这些挑战不是不可逾越的，但需要政策制定者、行业龙头、研究机构协同推进。

麦肯锡报告建议[1]：商业领 袖投资试点项目跑通商业模式，政策制定者设计长期框架与激励机制，投资者持续关注深化理解——三端合力，才能真正激活热储能市场。

结语：被低估的力量，正在积蓄

热能存储不是能源转型的"配角"，而是热能脱碳的"主角"。

它的成本优势已经显现（在同等储能时长下，储热成本比储电低12~100倍，数据来源：德国BVES实测对标[7]），应用场景已经验证（从400°C工业蒸汽到跨季节供暖），政策环境正在改善，技术路线正在收敛——显热固体储热，以储热砖为核心介质，正在成为工业热能脱碳最Z竞争力的技术路径。

对于中国这样一个工业体量大、能源结构重、脱碳任务重的国家，热储能的战略价值被严重低估。

麦肯锡报告指出[1]：热能存储若得到大规模应用，可使全球长时储能产能翻倍，全球系统成本每年降低高达5400亿美元，赋能更快速的可再生能源建设，并优化电网利用率。

这不是遥远的愿景。这是一份来自2022年、用数据支撑的判断。

而中国，正在用实际行动验证这个判断。

参考来源

[1] LDES Council & McKinsey, Net-zero heat: Long Duration Energy Storage to accelerate energy system decarbonization, November 2022.

报告全文：https://www.ldescouncil.com/assets/pdf/221108_NZH_LDES brochure.pdf

英文摘要：https://www.mckinsey.com/capabilities/sustainability/our-insights/net-zero-heat-long-duration-energy-storage-to-accelerate-energy-system-decarbonization

[2] McKinsey Greater China，《净零热能：热能存储加速能源系统脱碳》（中文版）

https://www.mckinsey.com.cn/净零热能：热能存储加速能源系统脱碳/

[3] 国家能源集团，《国内首套超高温炭基固体储热装置连续运行1000小时》，2024年12月。

https://news.bjx.com.cn/html/20241213/1416611.shtml

[4] 北极星储能网，《全球首套！基于全长时储能的煤化工与新能源耦合系统试车成功》，2024年9月。

https://news.bjx.com.cn/html/20240918/1400834.shtml

[5] 麦肯锡《净零热能》中文版（专题一：辽宁风力电热联供项目案例及数据）

https://www.mckinsey.com.cn/净零热能：热能存储加速能源系统脱碳/

[6] 国家发展改革委，《"十四五"新型储能发展实施方案》，2022年。

[7] 德国储能协会（BVES），《熔盐储热与锂离子电池储能成本对比》（2018-2022年实测数据）

核心数据：锂电储电833 EUR/kWhel（STEAG示范项目），熔盐储热25~70 EUR/kWhth。

详见行业分析：https://www.doc88.com/p-00371893956771.html

[8] 张怡等，中国电力工程顾问集团西南电力设计院，《应用于蒸汽供热的蓄热技术研究》（熔盐VS固体蓄热方案对比），2022年。

核心数据：同一工程案例下，熔盐总投资~5000万元（250元/kWh）vs 固体总投资~4000万元（185元/kWh）。

详见：https://news.sohu.com/a/575872184_120585715

[9] 智库界（国声网），《砖块储热开辟长时储能新思路》，2024年7月。

核心数据：Rondo Energy砖块储热成本约为电化学储能的一半；EnergyNest混凝土储热电池成本可低至15欧元/MWh量级。

详见：https://www.chinazhikujie.com/2024/07/24/9026.html