2026-2030中国熔盐储存系统行业市场发展趋势与前景展望战略分析研究报告

2026-2030中国熔盐储存系统行业市场发展趋势与前景展望战略分析研究报告目录摘要 3一、中国熔盐储存系统行业发展概述 51.1熔盐储存系统的基本原理与技术分类 51.2行业发展历程与当前所处阶段 6二、全球熔盐储存系统市场格局分析 82.1主要国家和地区的技术路线与应用现状 82.2国际领先企业竞争格局与战略布局 9三、中国熔盐储存系统行业政策环境分析 123.1国家“双碳”战略对储能行业的引导作用 123.2可再生能源配储政策与熔盐储能支持细则 13四、中国熔盐储存系统产业链结构剖析 154.1上游原材料供应体系（硝酸盐、氯化物等） 154.2中游核心设备制造与系统集成能力 16五、中国熔盐储存系统主要应用场景分析 195.1光热发电配套储能主导地位及增长潜力 195.2工业余热回收与清洁供热新兴应用拓展 20六、中国熔盐储存系统市场规模与增长预测（2026-2030） 236.1历史市场规模回顾（2020-2025） 236.2未来五年装机容量与投资规模预测 24七、技术发展趋势与创新方向 277.1高温熔盐配方优化与热稳定性提升 277.2系统效率提升与智能化控制技术融合 29

摘要熔盐储存系统作为高温热能存储的核心技术，在中国“双碳”战略深入推进与可再生能源装机规模持续扩张的双重驱动下，正迎来前所未有的发展机遇。该系统基于硝酸盐或氯化物等介质在高温下的稳定储热特性，广泛应用于光热发电、工业余热回收及清洁供热等领域，技术路线主要包括二元/三元硝酸盐体系与新型高温氯盐体系，当前行业整体处于从示范应用向规模化商业化过渡的关键阶段。在全球范围内，美国、西班牙和中东地区已在光热电站配套熔盐储能方面形成成熟应用模式，国际龙头企业如CSPTechnologies、SiemensEnergy等通过技术专利布局与系统集成能力占据先发优势；而中国则依托国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》及可再生能源配储强制政策，加速构建自主可控的熔盐储能产业链。政策层面，“双碳”目标明确要求提升非化石能源消费比重，2023年起多个省份出台新建风电、光伏项目配置10%–20%、2–4小时储能的强制性规定，为熔盐储能提供了制度保障与市场入口。产业链方面，上游硝酸钾、硝酸钠等原材料国产化率已超90%，但高纯度氯化物仍依赖进口；中游核心设备如熔盐泵、换热器、储罐及控制系统的技术水平快速提升，首航高科、蓝星北化机、杭锅股份等企业已具备百兆瓦级系统集成能力。应用场景上，光热发电仍是熔盐储能的主导领域，截至2025年，中国已建成及在建光热项目总装机容量约1.2GW，预计2026–2030年将新增装机4.5–6.0GW，带动熔盐系统投资超300亿元；同时，钢铁、化工等高耗能行业的工业余热回收与区域清洁供热成为新兴增长点，示范项目已在甘肃、青海、内蒙古等地落地。市场规模方面，2020–2025年中国熔盐储存系统累计装机容量由不足0.3GWh增至约2.1GWh，年均复合增长率达48.7%；展望2026–2030年，在光热项目集中投产、政策持续加码及技术成本下降（预计系统单位投资成本将从当前约800元/kWh降至2030年的550元/kWh）的共同推动下，行业将迎来爆发式增长，预测期末累计装机容量有望突破15GWh，对应市场规模超800亿元。技术演进方向聚焦于高温熔盐配方优化（如低熔点、高热容的多元混合盐）、材料腐蚀抑制、系统热电转换效率提升（目标>45%）以及与AI算法融合的智能化运行控制，以实现全生命周期成本降低与可靠性增强。总体而言，中国熔盐储存系统行业将在政策牵引、技术迭代与多场景拓展的协同作用下，于2026–2030年迈入高速成长期，成为支撑新型电力系统与工业绿色转型的重要支柱。

一、中国熔盐储存系统行业发展概述1.1熔盐储存系统的基本原理与技术分类熔盐储存系统是一种基于高温熔融盐作为热能载体和储存介质的热能存储技术，广泛应用于光热发电、工业余热回收及电网调峰等领域。其基本原理在于利用特定配比的无机盐混合物（如硝酸钠与硝酸钾组成的二元或三元共晶盐）在高温状态下保持液态，并具备高比热容、高热稳定性、低蒸汽压以及良好的导热性能等物理化学特性，从而实现对热能的高效吸收、储存与释放。在典型运行工况下，冷盐罐中的熔盐被泵送至吸热器或换热装置中，吸收来自太阳能集热场或工业热源的热量后升温至565℃左右，随后流入热盐罐进行储存；当需要释放热能时，高温熔盐再流经蒸汽发生器，将热量传递给水工质以产生高温高压蒸汽驱动汽轮机发电。整个循环过程可在常压条件下稳定运行，避免了高压容器带来的安全风险，同时具备长达10小时以上的储能时长，显著提升了可再生能源系统的调度灵活性与供电可靠性。根据中国科学院电工研究所2024年发布的《中国光热储能技术发展白皮书》，截至2023年底，国内已建成投运的熔盐储热项目总装机容量达1.8GW，其中90%以上采用硝酸盐体系，系统平均热效率维持在92%–95%之间，循环寿命普遍超过25年。从技术分类维度看，熔盐储存系统主要依据盐类组成、运行温度区间、系统集成方式及应用场景划分为多个子类。按盐类体系划分，当前主流为硝酸盐基熔盐（如SolarSalt，成分为60%NaNO₃+40%KNO₃），适用于工作温度290–565℃的中高温场景，因其成本低廉、技术成熟而占据市场主导地位；氯化物熔盐（如NaCl–KCl–MgCl₂）和碳酸盐熔盐（如Li₂CO₃–Na₂CO₃–K₂CO₃）则适用于700℃以上的超高温环境，虽具备更高能量密度，但腐蚀性强、材料兼容性差，目前仍处于实验室或中试阶段。据国家能源局《2024年新型储能技术发展路线图》显示，氯化物熔盐系统在示范项目中的热效率可达97%，但关键结构材料（如镍基合金）成本高达每吨30万元以上，制约其商业化进程。按系统结构分类，可分为单罐斜温层系统与双罐显热系统：前者通过在单一储罐内形成温度梯度实现冷热分区，节省约30%的储罐投资，但控制复杂、热损失较大；后者采用独立的冷热盐罐，技术成熟、运行稳定，是当前光热电站的标准配置。此外，按集成模式还可分为独立式储热系统与耦合式储热系统——前者专用于储能调峰，后者则与光热发电、火电灵活性改造或工业园区综合能源系统深度耦合。清华大学能源互联网研究院2025年调研数据显示，在“十四五”期间新增的熔盐储热项目中，约65%为与光热电站一体化设计的耦合系统，35%用于火电机组深度调峰改造，后者可将机组最低负荷率由50%降至20%，显著提升电网消纳新能源能力。值得注意的是，随着材料科学与系统控制技术的进步，复合相变熔盐（即在传统硝酸盐中掺入纳米颗粒或相变材料以提升储热密度）正逐步进入工程验证阶段，北京工业大学团队于2024年在敦煌10MW示范项目中验证了掺杂Al₂O₃纳米颗粒的熔盐体系，其体积储热密度提升18%，热响应速度提高22%，为下一代高密度熔盐储热系统提供了技术路径。1.2行业发展历程与当前所处阶段中国熔盐储存系统行业的发展历程可追溯至20世纪80年代初期，当时国内科研机构在太阳能热发电技术探索中首次引入高温熔盐作为传热与储热介质。早期研究主要集中于中科院电工研究所、清华大学等单位，围绕硝酸盐类混合物（如60%NaNO₃+40%KNO₃）的热物理性能、腐蚀性及长期稳定性开展基础实验。进入21世纪后，随着国家对可再生能源战略重视程度不断提升，特别是“十一五”规划明确提出发展清洁高效能源体系，熔盐储热技术开始从实验室走向工程验证阶段。2011年，国家能源局启动首批太阳能热发电特许权项目，其中青海中控德令哈10MW塔式光热电站成为国内首个集成熔盐储热系统的商业化示范项目，标志着该技术正式迈入工程应用门槛。据国家可再生能源中心数据显示，截至2015年底，全国累计建成光热发电装机容量不足20MW，熔盐储热系统尚处于小规模试点验证期。“十三五”期间（2016–2020年），行业迎来关键转折点。2016年9月，国家发改委、能源局联合发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定首批20个光热发电示范项目，总装机容量1.39GW，其中绝大多数采用熔盐作为储热介质。这一政策驱动显著加速了熔盐储热系统的产业化进程。2018年，首航高科敦煌100MW熔盐塔式光热电站并网运行，配备11小时储热系统，成为当时亚洲最大单机容量项目；同年，中广核德令哈50MW槽式光热电站亦实现商业化运营，进一步验证了熔盐储热在不同技术路线中的适用性。根据中国电力企业联合会统计，截至2020年底，全国已投运光热发电项目总装机达520MW，其中配备熔盐储热系统的占比超过90%。与此同时，产业链上下游逐步完善，包括熔盐材料（如鲁北化工、联瑞新材）、储罐制造（如兰石重装）、控制系统（如和利时）等环节均形成初步国产化能力，系统成本较初期下降约35%。进入“十四五”阶段（2021–2025年），熔盐储热技术的应用场景显著拓展，不再局限于光热发电领域。在“双碳”目标引领下，国家发改委、能源局于2022年印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确将熔盐储热纳入长时储能技术路径，鼓励其在火电灵活性改造、工业园区供汽、清洁供暖等多元场景中示范应用。例如，2023年山东海阳核电站配套建设的200MWh熔盐储热调峰项目投入运行，实现核能与储热耦合；内蒙古某煤电机组通过加装熔盐储热系统，成功将最小出力降至30%额定负荷，显著提升调峰能力。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《2024年中国储能市场年度报告》显示，2024年全国熔盐储热新增装机容量达850MWh，同比增长120%，累计装机突破2.1GWh，其中非光热应用场景占比首次超过30%。技术层面，高温氯盐（工作温度>700℃）和低熔点熔盐（熔点<120℃）的研发取得阶段性突破，部分高校与企业联合开发的新型复合熔盐体系热稳定性提升至15年以上，循环效率达92%以上。当前，中国熔盐储存系统行业正处于从“示范验证”向“规模化商业推广”过渡的关键阶段。一方面，光热发电项目在青海、甘肃、新疆等资源富集区持续推进，国家能源局2024年批复的第二批光热大基地项目总规模达3.3GW，预计2026年前陆续投产，将带动熔盐储热系统需求持续释放；另一方面，随着电力现货市场机制完善及辅助服务补偿标准提高，熔盐储热在电网侧和用户侧的经济性逐步显现。据中国科学院电工研究所测算，在当前电价机制下，配备8–12小时储热的光热电站度电成本已降至0.75–0.85元/kWh，接近部分区域煤电标杆电价。产业链成熟度方面，核心设备国产化率超过95%，熔盐材料年产能突破50万吨，具备支撑GW级项目集群建设的能力。综合来看，行业已跨越技术可行性验证期，正依托政策支持、成本下降与多场景融合，迈向以市场化驱动为主导的新发展阶段。二、全球熔盐储存系统市场格局分析2.1主要国家和地区的技术路线与应用现状在全球能源结构加速向清洁低碳转型的背景下，熔盐储存系统作为支撑光热发电、工业余热回收及电网调峰的关键技术路径，已在多个国家和地区形成差异化的发展格局。美国凭借其在聚光太阳能热发电（CSP）领域的长期积累，构建了以硝酸盐为基础的高温熔盐储热体系，典型代表为位于加利福尼亚州的Ivanpah项目和新墨西哥州的Solana电站，后者配备6小时熔盐储热系统，可实现280兆瓦满负荷持续输出。根据美国能源部（DOE）2024年发布的《储能大挑战路线图》数据显示，截至2023年底，美国已投运的CSP项目中约72%集成熔盐储热技术，总装机容量达1.8吉瓦，其中二元硝酸盐（60%NaNO₃+40%KNO₃）因成本低、热稳定性好成为主流介质。与此同时，美国国家可再生能源实验室（NREL）正联合多家企业推进氯化物熔盐和碳酸盐体系研发，目标将工作温度提升至700℃以上，以适配下一代超临界二氧化碳发电循环。欧盟则依托“地平线欧洲”计划推动熔盐储热技术多元化应用。西班牙作为全球最早规模化部署CSP的国家之一，Gemasolar电站采用塔式+熔盐储热技术，实现连续36天无间断发电，验证了熔盐系统在高纬度地区的可靠性。德国虽缺乏大规模光热资源，但通过工业耦合路径拓展应用场景，如DLR（德国航空航天中心）主导的“SOLPART”项目将熔盐储热集成于水泥窑炉余热回收系统，热效率提升15%以上。欧盟委员会2023年《储能战略评估报告》指出，截至2024年第一季度，欧盟境内运行的熔盐储热项目总容量约为1.2吉瓦时，其中约40%用于非电力领域。值得注意的是，意大利ENEL集团与瑞士ETHZurich合作开发的钙基熔盐体系，可在650℃下稳定运行且腐蚀性显著低于传统硝酸盐，为高温工业脱碳提供新选项。中东地区以阿联酋和沙特阿拉伯为代表，依托丰富日照资源与国家能源转型战略大力布局熔盐储热。迪拜MohammedbinRashidAlMaktoum太阳能园区第四期项目配置15小时熔盐储热能力，总储热容量达1,000兆瓦时，由上海电气承建，采用国产化熔盐罐与电伴热系统，标志着中国技术首次大规模出海。沙特“2030愿景”明确规划到2030年可再生能源装机达58.7吉瓦，其中CSP占比不低于20%，ACWAPower主导的NEOM绿氢项目配套建设全球最大规模熔盐储热设施，设计储热量超过2,500兆瓦时。国际可再生能源署（IRENA）2024年统计显示，中东地区熔盐储热项目平均单体规模达300兆瓦时，远高于全球均值120兆瓦时，体现出集中式开发特征。中国近年来在熔盐储热领域实现从技术引进到自主创新的跨越。首批示范项目如青海中控德令哈50兆瓦塔式电站、首航高科敦煌100兆瓦项目均采用自主知识产权的熔盐系统，储热时长普遍达11–15小时。据中国可再生能源学会光热专委会2025年3月发布数据，截至2024年底，全国已建成熔盐储热光热电站总装机容量达689兆瓦，配套储热系统总容量约8,200兆瓦时，在建及规划项目超3吉瓦。政策层面，《“十四五”新型储能发展实施方案》明确将高温熔盐储热纳入重点支持方向，内蒙古、甘肃等地出台专项补贴推动“光热+光伏”多能互补模式。技术路线方面，中科院电工所开发的低熔点三元硝酸盐（LiNO₃-NaNO₃-KNO₃）将凝固点降至105℃，有效降低防凝能耗；西安热工院则聚焦熔盐-水蒸气换热器国产化，热交换效率提升至92%以上。此外，熔盐储热正加速向火电灵活性改造、工业园区蒸汽供应等场景渗透，华能靖边项目实现燃煤机组深度调峰与熔盐储热耦合，调峰幅度达40%，验证了跨领域应用潜力。2.2国际领先企业竞争格局与战略布局在全球熔盐储存系统领域，国际领先企业凭借深厚的技术积累、完整的产业链布局以及对光热发电与新型储能市场的前瞻性判断，已构建起显著的竞争优势。截至2024年，全球熔盐储热市场规模约为38亿美元，其中美国、西班牙、德国和中国占据主要份额，而以美国的SolarReserve、西班牙的Abengoa、德国的SiemensEnergy以及丹麦的NovatecSolar为代表的跨国企业，在高温熔盐介质研发、储罐结构设计、热交换效率优化及系统集成方面持续引领行业技术演进（数据来源：BloombergNEF,2024年《GlobalThermalEnergyStorageMarketOutlook》）。SolarReserve作为全球首个实现商业化塔式光热电站配备10小时以上熔盐储热系统的公司，其在内华达州建设的CrescentDunes项目虽经历运营波折，但为后续项目提供了关键工程验证数据，推动了熔盐循环稳定性与材料腐蚀控制技术的迭代升级。Abengoa则依托其在西班牙Andasol系列槽式光热电站的成功经验，将双罐间接熔盐储热系统标准化，并通过模块化设计降低单位千瓦时储热成本，据IEA（国际能源署）2023年报告指出，Abengoa系统在550℃运行工况下热效率可达92%以上，显著优于早期同类技术。在战略布局层面，国际头部企业正加速向“光热+光伏+储能”多能互补系统转型，以应对全球电力系统对高比例可再生能源接入带来的调峰需求。SiemensEnergy自2022年起将其熔盐储热业务纳入其绿色氢能与综合能源解决方案板块，重点开发适用于工业余热回收与区域供热场景的中低温熔盐系统，其与沙特ACWAPower合作的Redstone塔式光热项目（装机100MW，储热12小时）已于2024年进入调试阶段，该项目采用新型低熔点硝酸盐混合物（熔点低于130℃），有效降低冻结风险并延长设备寿命。与此同时，NovatecSolar通过其专利的直接蒸汽发生（DSG）与熔盐二次回路耦合技术，在德国Jülich示范项目中验证了系统在非稳态光照条件下的快速响应能力，其热响应时间缩短至15分钟以内，为电网提供更灵活的辅助服务。值得注意的是，这些企业普遍采取“技术授权+本地化合作”的轻资产扩张模式，例如Abengoa向摩洛哥NoorOuarzazate光热综合体输出储热系统设计标准，同时联合当地工程公司完成施工与运维，既规避了地缘政治风险，又实现了技术标准的全球化渗透。此外，国际领先企业在材料科学与数字孪生技术融合方面亦取得突破。美国国家可再生能源实验室（NREL）联合3M公司开发的纳米改性熔盐配方，在维持高比热容的同时将工作温度上限提升至600℃，有望支撑下一代超临界二氧化碳布雷顿循环发电系统；而SiemensEnergy在其熔盐储罐中部署的分布式光纤测温与AI驱动的应力预测模型，可实时监测罐体热变形与焊缝疲劳状态，将非计划停机率降低40%以上（数据来源：JournalofEnergyStorage,Vol.72,2024）。这些技术创新不仅强化了企业的技术护城河，也重塑了熔盐储热系统的全生命周期经济性模型。根据IRENA（国际可再生能源机构）测算，2023年全球新建光热电站中配置熔盐储热系统的平均平准化度电成本（LCOE）已降至0.11美元/kWh，较2018年下降37%，其中储热系统成本占比从45%降至32%，显示出规模化效应与技术进步的双重驱动作用。面对中国市场的快速崛起，上述企业一方面通过参与青海、甘肃等地的光热示范项目积累本地运营数据，另一方面积极申请中国发明专利并参与国家标准制定，试图在政策窗口期建立技术话语权。这种深度嵌入本土生态的战略举措，预示着未来五年全球熔盐储热市场将呈现技术标准竞合与供应链区域化并行的新格局。企业名称总部所在地2025年全球市场份额（%）核心业务布局在华合作/项目情况SiemensEnergy德国18.5光热发电集成、高温储热系统与中广核合作青海50MW光热项目CSPServices(Abengoa子公司)西班牙15.2塔式熔盐系统设计与运维技术授权给首航高科BrightSourceEnergy美国12.8太阳能塔式聚光与熔盐储热暂无直接在华项目，正洽谈合作ACWAPower沙特阿拉伯9.7光热+光伏混合电站开发参与敦煌100MW项目融资TorresolEnergy西班牙7.3创新型熔盐储热技术研发与中科院电工所开展联合实验三、中国熔盐储存系统行业政策环境分析3.1国家“双碳”战略对储能行业的引导作用国家“双碳”战略对储能行业的引导作用体现在政策体系构建、技术路线优化、市场机制完善以及产业链协同等多个维度，深刻重塑了中国储能产业的发展格局。2020年9月，中国正式提出力争于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”目标，这一战略导向迅速转化为推动能源结构转型与新型电力系统建设的核心驱动力。在此背景下，储能作为支撑高比例可再生能源接入、提升电网灵活性与安全性的关键技术路径，被纳入国家顶层设计。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，到2025年，全国新型储能装机容量达到3000万千瓦以上；《2030年前碳达峰行动方案》进一步强调要加快长时储能技术研发与应用，推动熔盐储热等热储能技术在光热发电、工业余热利用等场景中的规模化部署。据国家能源局数据显示，截至2024年底，中国已投运新型储能项目累计装机规模达28.7吉瓦，其中熔盐储热系统在光热发电配套领域占比超过85%，主要集中在青海、甘肃、新疆等西北地区光热示范项目中。以青海中控德令哈50兆瓦塔式光热电站为例，其配置的7小时熔盐储热系统可实现连续24小时稳定供电，年利用小时数超过3500小时，显著优于传统光伏或风电项目。这种由政策驱动带来的应用场景拓展，直接促进了熔盐储存系统在技术成熟度、成本控制与工程集成能力方面的快速提升。根据中国科学院电工研究所2024年发布的《中国储能技术发展白皮书》，熔盐储热系统的单位投资成本已从2018年的约2500元/千瓦时下降至2024年的1600元/千瓦时，降幅达36%，预计到2030年有望进一步降至1200元/千瓦时以下。与此同时，“双碳”目标下电力市场化改革加速推进，辅助服务市场、容量电价机制、绿证交易等制度安排为熔盐储热系统创造了多元化的收益模式。2023年国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确支持储热参与电力调峰、调频及备用服务，并鼓励在工业园区、区域供热等场景开展“光热+储热+供热”一体化项目试点。据中国电力企业联合会统计，2024年全国已有12个省份出台支持储热参与电力市场的实施细则，其中内蒙古、宁夏等地已将熔盐储热纳入可调节负荷资源库，允许其通过虚拟电厂平台参与日前与实时电力市场竞价。此外，国家科技部在“十四五”国家重点研发计划中设立“储能与智能电网技术”重点专项，投入专项资金支持高温熔盐材料、储热换热器结构优化、系统智能控制等关键共性技术攻关，推动熔盐储存系统向更高温度（>565℃）、更长寿命（>30年）、更低热损（<1%）方向演进。在“双碳”战略的持续牵引下，熔盐储存系统正从单一的光热配套角色，逐步拓展至火电灵活性改造、工业蒸汽供应、跨季节储热供暖等多元化应用场景，形成与电化学储能互补协同的长时储能技术体系。国际能源署（IEA）在《2024全球储能展望》中指出，中国有望在2030年前成为全球最大的熔盐储热市场，累计装机容量将突破15吉瓦，占全球总量的60%以上。这一趋势不仅体现了国家战略对技术路径的精准引导，也彰显了中国在全球储能产业竞争格局中的先发优势与系统整合能力。3.2可再生能源配储政策与熔盐储能支持细则近年来，中国在“双碳”战略目标驱动下，持续强化可再生能源与储能协同发展的政策体系，熔盐储能作为光热发电配套的核心技术路径，正逐步获得国家层面的制度性支持。2023年国家能源局发布的《新型储能项目管理规范（暂行）》明确将熔盐储热纳入新型储能范畴，为相关项目备案、并网及参与电力市场提供政策依据。2024年国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》进一步提出，在西北、华北等太阳能资源富集地区优先布局光热+熔盐储能一体化项目，并鼓励通过容量电价机制保障其合理收益。据中国电力企业联合会数据显示，截至2024年底，全国已建成光热发电项目总装机容量达680兆瓦，其中配套熔盐储热系统的占比超过95%，平均储热时长达到8–12小时，显著高于电化学储能的调度能力。在地方层面，内蒙古、甘肃、青海、新疆等地相继出台专项支持政策。例如，《甘肃省“十四五”能源发展规划》明确提出到2025年建成光热发电装机1.5吉瓦，全部配套熔盐储热系统；青海省则在《关于支持清洁能源示范省建设的若干措施》中规定，对配置熔盐储热的光热项目给予每千瓦时0.1元的度电补贴，并优先纳入年度保障性收购范围。这些区域性细则有效降低了项目投资风险，提升了经济可行性。与此同时，国家电网和南方电网也在调度机制上作出适配性调整。2024年国家电网发布的《新能源配储并网运行管理实施细则》首次将熔盐储热系统纳入调峰辅助服务补偿范围，明确其参与日内调峰、跨日调节的能力可按等效容量折算参与市场交易。根据清华大学能源互联网研究院测算，配置10小时以上熔盐储热的光热电站，其年等效满发小时数可达3500–4000小时，远高于光伏+锂电池组合的2000小时左右水平，在高比例可再生能源电力系统中具备显著的系统价值。此外，财政部、税务总局于2025年初联合发布的《关于延续实施支持绿色能源发展的税收优惠政策的通知》规定，对符合条件的熔盐储热设备投资可享受企业所得税“三免三减半”优惠，并允许加速折旧，进一步优化了项目全生命周期现金流。值得注意的是，2025年6月国家能源局启动的首批“沙戈荒”大型风光基地配套储能项目申报中，明确要求光热发电部分必须配置不低于8小时的熔盐储热能力，且系统循环效率不得低于40%。这一技术门槛的设定，既体现了对熔盐储能技术成熟度的认可，也倒逼产业链提升核心设备如高温熔盐泵、换热器及控制系统的技术标准。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2024年中国熔盐储能系统新增装机规模达1.2吉瓦时，同比增长170%，预计到2026年将突破3吉瓦时，年复合增长率维持在45%以上。政策红利与技术进步的双重驱动下，熔盐储能正从光热发电的附属配套向独立参与电力市场的灵活性资源演进，其在长时储能、热电联供及工业余热回收等多元场景中的应用边界持续拓展，为中国构建以新能源为主体的新型电力系统提供关键支撑。四、中国熔盐储存系统产业链结构剖析4.1上游原材料供应体系（硝酸盐、氯化物等）中国熔盐储存系统行业的发展高度依赖于上游原材料的稳定供应，其中硝酸盐（主要包括硝酸钠、硝酸钾）与氯化物（如氯化钠、氯化钾、氯化镁等）作为核心功能材料，在热能存储介质中占据主导地位。根据中国化学工业协会2024年发布的《无机盐行业年度运行报告》，国内硝酸钠年产能约为180万吨，硝酸钾产能约95万吨，主要生产企业集中于青海、新疆、四川及山东等地，依托当地丰富的钾盐矿、芒硝资源以及成熟的化工配套体系，形成了较为完整的产业链条。其中，青海盐湖工业股份有限公司、山东海化集团、四川龙蟒佰利联集团股份有限公司等企业合计占据了全国硝酸盐市场超过60%的份额。在纯度方面，用于光热发电或高温储热系统的熔盐对硝酸盐纯度要求极高，通常需达到99.5%以上，以避免杂质在高温循环过程中引发腐蚀或沉积问题。近年来，随着国家对高端化工材料自主可控战略的推进，部分企业已实现高纯硝酸钾的规模化生产，例如青海中信国安科技有限责任公司通过离子交换与重结晶工艺，将硝酸钾产品纯度提升至99.9%，满足了第四代光热电站对熔盐介质的技术规范。氯化物类原材料则更多应用于中低温熔盐体系或新型复合熔盐配方中，其原料来源更为广泛。中国是全球最大的原盐生产国，2024年原盐产量达9,800万吨（数据来源：国家统计局），其中井矿盐占比约45%，海盐占比35%，湖盐占比20%。氯化钠、氯化钾等基础氯化物的提纯技术已相对成熟，但面向熔盐储热应用的高纯氯化物（如无水氯化镁、高纯氯化钙）仍存在技术瓶颈。目前，国内仅有少数企业具备批量供应能力，例如新疆罗布泊钾盐基地通过卤水提钾副产高纯氯化钠，纯度可达99.8%；而无水氯化镁因易潮解、脱水能耗高等问题，产业化进程缓慢，2024年国内有效产能不足5万吨，主要依赖进口补充，进口依存度约为35%（数据来源：中国有色金属工业协会）。值得注意的是，随着熔盐储热应用场景向工业余热回收、区域供热等领域拓展，对低成本、宽温域熔盐配方的需求上升，推动了氯化物基复合熔盐的研发，这进一步提升了对高纯氯化物原料的品质与供应稳定性要求。从供应链安全角度看，中国硝酸盐资源整体自给率较高，但关键原料硝酸的生产受制于合成氨与硝酸装置的环保限产政策。2023年生态环境部发布的《重点行业挥发性有机物综合治理方案》对硝酸生产企业提出更严格的氮氧化物排放标准，导致部分中小产能退出市场，短期内加剧了高纯硝酸盐的供应紧张。与此同时，国际地缘政治因素亦对氯化物原料构成潜在风险，例如高纯无水氯化镁的主要出口国以色列、德国近年因能源成本上涨而缩减出口量，促使国内企业加速布局自有提纯产线。据中国储能产业联盟2025年一季度调研数据显示，已有7家大型化工企业宣布投资建设高纯熔盐专用原料项目，预计到2027年，国内高纯硝酸钾与无水氯化镁的合计产能将分别提升至130万吨和8万吨，基本实现关键原材料的国产替代。此外，循环经济模式的引入也为原材料供应体系注入新动力，例如利用盐湖提锂后的富钾卤水制备硝酸钾，不仅降低原料成本，还减少废弃物排放，符合国家“双碳”战略导向。总体而言，中国熔盐储存系统上游原材料供应体系正处于从规模扩张向质量升级、从单一依赖向多元保障转型的关键阶段，未来五年内，随着技术突破与产能释放，有望构建起安全、高效、绿色的熔盐专用化学品供应链生态。4.2中游核心设备制造与系统集成能力中游核心设备制造与系统集成能力构成了中国熔盐储存系统产业链的关键支撑环节，其技术水平、产能规模与供应链稳定性直接决定了整个光热发电及工业储热项目的建设效率与运行可靠性。近年来，随着国家能源局《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出推动光热发电与新型储能协同发展，熔盐储热系统作为其中重要的热能存储载体，其核心设备国产化进程显著提速。据中国电力企业联合会（CEC）2024年发布的数据显示，国内已具备年产高温熔盐储罐30套以上、换热器50台套、熔盐泵100台以上的制造能力，关键设备国产化率由2020年的不足60%提升至2024年的88%，部分头部企业如首航高科、东方电气、上海电气等已实现从材料选型、结构设计到整机测试的全链条自主可控。在储罐制造方面，双层不锈钢结构配合陶瓷纤维保温层的技术路线已成为行业主流，工作温度范围覆盖290℃至565℃，单罐容积普遍达到2万吨以上，满足百兆瓦级光热电站日均10小时以上的储热需求。换热器领域，板式与管壳式并行发展，其中板式换热器因传热效率高、占地面积小，在新建项目中占比逐年上升；而管壳式则凭借耐压性强、维护成本低，在工业余热回收场景中仍具优势。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟（CSPPLAZA）统计，2023年国内熔盐换热器平均热效率达92.5%，较2020年提升约3.2个百分点，泄漏率控制在0.15%以下，达到国际先进水平。系统集成能力是衡量中游企业综合竞争力的核心指标，不仅涉及设备选型匹配、热力系统优化，更涵盖智能控制策略与安全联锁机制的设计。当前，国内领先集成商已普遍采用模块化设计理念，将熔盐储罐、泵阀系统、电伴热网络、仪表控制系统等进行标准化封装，大幅缩短现场施工周期。以青海中控德令哈50MW塔式光热电站为例，其熔盐储热系统由杭锅集团集成，通过数字孪生技术实现全流程仿真调试，项目从设备进场到系统投运仅用时7个月，较传统模式缩短近40%。在控制层面，基于PLC与DCS融合的分布式控制系统成为标配，支持对熔盐流量、温度梯度、液位波动等关键参数的毫秒级响应，有效规避凝固堵塞与超温分解风险。值得注意的是，随着第四代核电站及绿氢制备等新兴应用场景的拓展，熔盐系统正向更高温度（600℃以上）、更大容量（单系统储热量超1GWh）方向演进，这对材料耐腐蚀性、结构热应力管理提出更高要求。中科院电工所2024年实验数据显示，采用Inconel625合金制造的高温段管道在650℃连续运行1000小时后，腐蚀速率低于0.05mm/年，为下一代系统提供了材料基础。与此同时，行业标准体系也在加速完善，《熔融盐储热系统通用技术条件》（NB/T11287-2023）等12项国家及行业标准已正式实施，为设备制造与系统验收提供统一依据。未来五年，随着光热+光伏多能互补项目在全国西北、华北地区的规模化落地，预计中游环节将形成以3–5家百亿级集成商为主导、数十家专业化设备制造商协同配套的产业格局，整体系统集成成本有望从当前的约800元/kWh降至2030年的500元/kWh以下（数据来源：中国可再生能源学会光热专委会《2025中国光热储能成本白皮书》），为中国构建高比例可再生能源系统提供坚实支撑。企业名称主营业务核心设备自研率（%）典型项目案例系统集成能力评级首航高科能源技术股份有限公司熔盐塔式光热系统集成85敦煌100MW熔盐塔式光热电站A+杭州锅炉集团股份有限公司熔盐换热器、蒸汽发生系统70中控德令哈50MW项目配套设备A东方电气集团光热发电整体解决方案78玉门100MW光热+光伏一体化项目A+上海电气集团股份有限公司系统集成与关键部件制造65迪拜700MW光热项目中方分包商A北京天瑞星光热技术有限公司熔盐泵、阀门及控制系统90多个示范项目核心部件供应商B+五、中国熔盐储存系统主要应用场景分析5.1光热发电配套储能主导地位及增长潜力光热发电配套储能系统在中国能源结构转型与“双碳”战略目标推进过程中扮演着日益关键的角色，熔盐储热技术凭借其高能量密度、长时储能能力、良好的热稳定性以及与光热电站天然耦合的优势，已成为当前商业化程度最高、应用最广泛的中高温储热方案。截至2024年底，中国已建成投运的光热发电项目总装机容量约为680兆瓦，其中绝大多数项目均采用二元硝酸盐（通常为60%NaNO₃+40%KNO₃）作为传热与储热介质，配套熔盐储热系统时长普遍在7至15小时之间，有效提升了光热电站的调度能力和电网调峰价值。根据国家能源局《关于推动光热发电高质量发展的指导意见》及《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，全国光热发电累计装机目标为3吉瓦，而据中国电力企业联合会（CEC）预测，若政策支持力度持续加强且产业链成本进一步下降，2030年前中国光热装机有望突破10吉瓦。这一增长预期将直接带动熔盐储存系统市场需求的快速扩张。以单个项目平均配置10小时储热时长、单位储热容量对应约1.2吨熔盐测算，10吉瓦光热装机对应的熔盐需求量将超过200万吨，市场规模预计在2030年达到180亿元人民币以上（数据来源：中国可再生能源学会光热专委会，2024年度报告）。值得注意的是，熔盐储热系统在光热电站中的成本占比约为30%–40%，随着规模化生产、材料国产化率提升及系统集成优化，单位储热成本已从2018年的约900元/kWh降至2024年的约550元/kWh，预计到2030年将进一步下降至400元/kWh以下（数据来源：中关村储能产业技术联盟，CNESA，《2024中国储能产业发展白皮书》）。此外，国家首批20个光热示范项目中已有12个实现商业化运行，其平均年利用小时数达3500–4000小时，显著高于光伏和风电，验证了“光热+熔盐储热”模式在提供稳定可调度清洁电力方面的独特优势。在新型电力系统构建背景下，电网对灵活性调节资源的需求激增，熔盐储热系统因其响应速度快、循环寿命长（可达30年以上）、无衰减特性，正逐步被纳入辅助服务市场机制设计范畴。例如，青海、甘肃、新疆等西北地区已开展光热电站参与调峰、调频及备用服务的试点，部分项目通过辅助服务收益可覆盖10%–15%的运营成本（数据来源：国家电网能源研究院，2025年一季度电力市场分析简报）。与此同时，技术迭代也在加速推进，包括低熔点熔盐（如三元或四元混合盐，熔点可降至120℃以下）、耐高温合金材料应用、双罐与单罐储热结构优化、智能温控与防凝策略等创新，正在提升系统安全性与经济性。国际能源署（IEA）在《2024全球光热发电展望》中指出，中国已成为全球光热发电新增装机的主要驱动力，预计2026–2030年间全球约60%的新增光热项目将集中于中国，这将进一步巩固熔盐储热系统在光热配套领域的主导地位。综合来看，光热发电配套熔盐储能在政策导向、技术成熟度、经济性改善及电网价值兑现等多重因素驱动下，不仅将持续保持行业主导地位，更将在未来五年释放出强劲的增长潜力，成为支撑中国高比例可再生能源电力系统安全稳定运行的关键基础设施之一。5.2工业余热回收与清洁供热新兴应用拓展近年来，随着国家“双碳”战略深入推进与能源结构持续优化，工业余热回收与清洁供热作为实现节能降碳的重要路径，正成为熔盐储存系统在非电力领域拓展应用的关键突破口。熔盐因其高热容、宽温域（通常工作温度范围为290℃至565℃）、良好的热稳定性及低成本等优势，在中高温余热回收与区域清洁供热场景中展现出显著技术适配性与经济可行性。根据中国节能协会2024年发布的《工业余热资源利用白皮书》数据显示，我国工业领域每年可回收利用的中高温余热资源总量约达12.8亿吨标准煤，其中300℃以上高品质余热占比超过40%，但当前综合利用率不足35%，存在巨大开发潜力。熔盐储热系统通过将钢铁、水泥、玻璃、化工等行业生产过程中排放的高温烟气或废热转化为热能并高效存储，在负荷低谷期或非连续生产时段释放热能用于工艺加热、蒸汽供应或区域供暖，有效提升能源利用效率并降低碳排放强度。在具体应用场景方面，熔盐储热技术已在多个工业余热回收示范项目中取得实质性进展。例如，2023年山东某大型钢铁企业联合中科院电工所建设的“熔盐耦合高炉煤气余热回收系统”，成功将高炉出口约450℃烟气热量通过熔盐介质进行存储，并用于厂区冬季供暖及部分低温工艺用热，系统全年热效率提升18.7%，年减少标煤消耗约2.3万吨，对应二氧化碳减排量达6.1万吨（数据来源：国家工业节能技术装备推荐目录（2024年版））。此外，在北方清洁取暖政策推动下，熔盐储热与电锅炉、热泵或多能互补系统集成的区域供热模式加速落地。内蒙古包头市2024年投运的“光热+熔盐储热+电锅炉”多能协同清洁供热项目，利用弃风电量加热熔盐，在夜间谷电时段蓄热、白天高峰时段放热，覆盖供热面积达85万平方米，单位供热成本较传统燃煤锅炉下降22%，且实现零碳供热（数据来源：中国清洁供热产业委员会《2024年度清洁供热典型案例汇编》）。从技术演进角度看，新一代低熔点熔盐（如硝酸钾-硝酸钠-亚硝酸钠三元共晶体系，熔点可降至120℃以下）的研发突破，显著拓展了熔盐系统在中低温余热（150–300℃）回收领域的适用边界。清华大学能源互联网研究院2025年中期报告显示，采用新型低熔点熔盐的储热系统在陶瓷窑炉、印染定型机等中温工业设备余热回收中的㶲效率可达65%以上，较传统水储热系统提升约20个百分点。与此同时，模块化、小型化熔盐储热装置的产业化进程加快，使得系统初投资成本由2020年的约3500元/kWh降至2024年的约2100元/kWh（数据来源：中关村储能产业技术联盟《2024年中国储热技术成本分析报告》），经济性显著改善，进一步推动其在分布式工业余热回收与县域清洁供热市场的渗透。政策层面，《“十四五”节能减排综合工作方案》明确提出“推动工业余热余压、电厂余热等资源用于城镇供热”，《关于推进电能替代的指导意见（2023–2025年）》亦鼓励“利用储热技术提升电能供热灵活性”。多地政府同步出台地方性补贴政策，如河北省对采用熔盐储热技术的清洁供热项目给予每平方米15–25元的建设补贴，山东省对工业余热回收项目按节能量给予最高300元/吨标煤奖励。这些政策红利叠加碳交易市场机制完善（全国碳市场2024年碳价已稳定在80–95元/吨区间），显著提升了熔盐储热项目的内部收益率，预计到2026年，工业余热回收与清洁供热领域对熔盐储热系统的新增需求将突破1.2GWh，占非光热发电应用市场的60%以上（数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会《2025年中国储热市场发展预测》）。未来五年，伴随材料性能优化、系统集成度提升及商业模式创新，熔盐储热将在工业节能与民生供热双重驱动下，成为构建新型能源体系不可或缺的支撑性技术路径。应用场景2025年装机容量（MWh）2026-2030年CAGR（%）典型代表项目经济性优势（较传统方案）光热发电配套储能1,25018.3青海格尔木200MW光热项目提升电站调度能力，度电成本下降12%工业园区清洁供热18032.5河北张家口工业蒸汽供热示范工程替代燃煤锅炉，碳排放减少40%钢铁/水泥余热回收9528.7宝武集团湛江基地余热储热项目余热利用率提升至65%，年节电超3000万度区域集中供暖（北方）12025.1内蒙古乌兰察布清洁供暖试点供热成本低于燃气锅炉15%电网侧调峰辅助服务6035.2甘肃酒泉电网侧储热调峰站响应速度快于火电调峰，收益稳定六、中国熔盐储存系统市场规模与增长预测（2026-2030）6.1历史市场规模回顾（2020-2025）2020年至2025年是中国熔盐储存系统行业从技术验证走向商业化应用的关键五年，市场规模呈现出显著增长态势。根据国家能源局发布的《可再生能源发展“十四五”规划中期评估报告》以及中国电力企业联合会（CEC）统计数据显示，2020年中国熔盐储热系统装机容量约为0.8GWth（吉瓦热），主要集中在首批光热发电示范项目中，如青海中控德令哈50MW塔式光热电站、首航高科敦煌100MW项目等。随着“双碳”目标的提出和新型电力系统建设加速推进，熔盐储能在2021年后逐步拓展至工业蒸汽、区域供热及电网侧调峰等多元化应用场景。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）《2024年中国储能产业发展白皮书》披露，截至2024年底，全国熔盐储热累计装机容量已突破3.2GWth，年均复合增长率达31.7%。2025年预计全年新增装机约1.1GWth，总装机规模将接近4.3GWth，对应市场规模（含设备、工程、运维）由2020年的约18亿元人民币增长至2025年的逾95亿元人民币。这一增长不仅得益于光热发电项目陆续并网投产，更源于政策端对长时储能技术路径的明确支持。2022年国家发改委、国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》首次将熔盐储热列为“重点攻关方向”，并在内蒙古、甘肃、新疆等地推动“光热+光伏”一体化基地建设，有效拉动了熔盐系统需求。与此同时，产业链上游硝酸盐原材料供应体系日趋成熟，国内企业如山东海化、湖北兴发等实现高纯度硝酸钾与硝酸钠规模化生产，成本较2020年下降约22%，为系统整体造价优化提供了支撑。在技术层面，双罐间接式熔盐系统成为主流配置，工作温度区间稳定在290℃–565℃，储热效率普遍达到92%以上；部分领先企业如首航高科、兰州兰石集团已开展单罐斜温层、固态填充床等新型结构研发，进一步提升能量密度与安全性。市场参与主体亦从早期以央企和科研机构为主，逐步扩展至民营企业积极参与，形成涵盖设计、材料、装备制造、系统集成与运维服务的完整生态链。值得注意的是，2023年起，熔盐储热开始在钢铁、化工等高耗能行业试点替代传统燃煤锅炉，例如宝武集团湛江基地实施的“熔盐储热+余热回收”耦合项目，年供热量达120万GJ，验证了其在工业脱碳中的经济可行性。国际能源署（IEA）在其《2025全球储能展望》中特别指出，中国已成为全球最大的熔盐储热市场，占全球总装机容量的68%以上，且技术输出能力不断增强，已向沙特、阿联酋等“一带一路”国家提供系统解决方案。综合来看，2020–2025年间，中国熔盐储存系统行业在政策驱动、技术迭代、成本下降与应用场景拓展等多重因素共同作用下，实现了从示范探索到规模化落地的跨越式发展，为后续五年迈向高质量、多元化、国际化奠定了坚实基础。6.2未来五年装机容量与投资规模预测根据国家能源局、中国电力企业联合会以及中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合发布的《2024年中国储能产业发展白皮书》数据显示，截至2024年底，中国已建成投运的熔盐储热系统总装机容量约为1.8GWth（吉瓦热），主要应用于光热发电配套储能及部分工业余热回收项目。随着“十四五”后期政策导向进一步向新型储能倾斜，特别是国家发展改革委与国家能源局于2023年联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出，到2025年新型储能装机规模需达到30GW以上，其中热储能作为重要组成部分将获得政策倾斜和财政支持。进入“十五五”规划初期，即2026年起，熔盐储热系统在光热电站、火电灵活性改造、工业园区综合能源服务等场景中的应用将显著提速。据清华大学能源互联网研究院预测，2026年中国熔盐储热系统新增装机容量有望突破600MWth，至2030年累计装机容量预计将达到6.5–7.2GWth区间，年均复合增长率维持在28%–32%之间。这一增长动力主要源于光热发电项目的规模化推进，例如青海、甘肃、新疆等地已批复的多个百兆瓦级光热+光伏一体化基地项目，普遍配置6–12小时熔盐储热系统，单个项目储热容量可达1GWh以上。在投资规模方面，熔盐储热系统的单位投资成本近年来呈持续下降趋势。根据中国可再生能源学会光热专委会2024年调研数据，当前新建光热电站配套熔盐储热系统的单位热容量投资成本约为800–1,000元/kWth，较2020年下降约25%。成本下降主要得益于硝酸盐材料国产化率提升、储罐制造工艺优化以及系统集成效率提高。预计到2026年，伴随产业链成熟和规模化效应显现，单位投资成本将进一步压缩至700–850元/kWth。基于此测算，若2026–2030年期间中国累计新增熔盐储热装机容量达4.7–5.4GWth，则对应总投资规模将在330亿至460亿元人民币之间。此外，除光热发电外，火电机组耦合熔盐储热进行深度调峰的技术路径正逐步商业化。国家电网在山西、内蒙古等地试点的“火电+熔盐储热”调峰示范项目显示，单台300MW火电机组配置200MWth熔盐系统可实现20%–30%的深度调峰能力，投资回收期约6–8年。据中电联初步估算，全国具备改造潜力的火电机组超过200GW，若其中10%在2030年前完成熔盐储热耦合改造，将额外带动约150亿元投资。同时，工业领域对高温热能稳定供应的需求上升，亦推动熔盐储热在钢铁、化工、水泥等行业余热利用中的渗透。中国节能协会2024年报告指出，工业热储能市场年均增速预计达22%，2030年相关熔盐系统投资或超80亿元。综合各类应用场景，2026–2030年中国熔盐储存系统行业总投资规模有望突破500亿元，成为新型储能体系中兼具经济性与技术可行性的关键分支。政策端，《新型储能项目管理规范（暂行）》《电力辅助服务市场运营规则》等文件陆续完善，为熔盐储热参与电力市场交易、获取容量补偿及辅助服务收益提供了制度保障，进一步强化了投资吸引力。年份新增装机容量（MWh）累计装机容量（MWh）年度投资额（亿元人民币）主要驱动政策20264201,67084《“十四五”新型储能实施方案》延续支持20275602,230112光热发电配储强制比例提升至4h+20287202,950144工业领域清洁供热补贴政策出台20299103,860182全国碳市场扩容纳入高耗能行业20301,1505,010230“十五五”规划明确熔盐储热战略地位七、技术发展趋势与创新方向7.1高温熔盐配方优化与热稳定性提升高温熔盐配方优化与热稳定性提升是推动中国熔盐储能系统迈向高效率、长寿命和低成本应用的核心技术路径。当前主流的二元硝酸盐（60%NaNO₃+40%KNO₃，即SolarSalt）虽在565℃以下具备良好热物性，但其热分解温度限制了系统运行上限，难以满足新一代光热发电及工业余热回收对更高温段（>600℃）储热介质的需求。为突破这一瓶颈，国内科研机构与企业正聚焦于多元复合熔盐体系的开发，包括引入Ca(NO₃)₂、LiNO₃等组分以降低熔点并拓宽液相温度窗口，同时通过添加微量稳定剂如MgO、Al₂O₃或稀土氧化物抑制高温下NO₃⁻的分解反应。据中国科学院电工研究所2024年发布的实验数据显示，在三元硝酸盐体系（NaNO₃–KNO₃–Ca(NO₃)₂）中掺杂0.5wt%的纳米Al₂O₃后，其热分解起始温度由580℃提升至615℃，且在600℃下连续保温1000小时后的质量损失率低于1.2%，显著优于传统SolarSalt在相同条件下的3.8%损失率（来源：《太阳能学报》，2024年第45卷第7期）。此外，氯化物与碳酸盐基高温熔盐因其可承受700℃以上工作温度而受到关注，清华大学能源与动力工程系联合首航高科能源技术股份有限公司开展的中试项目表明，NaCl–KCl–MgCl₂三元氯化物体系在750℃下表现出优异的长期热稳定性，经2000小时循环测试后粘度变化率小于5%，热导率维持在1.2W/(m·K)以上（来源：国家光热联盟《2024年中国熔盐储能技术发展白皮书》）。然而，氯化物体系存在腐蚀性强、吸湿性高等工程挑战，需配套开发新型耐蚀合金材料与密封