作者：汪小帆、洪晟、陈持平、朱文颖、Godart van Gendt

 

本文参考麦肯锡作为知识合作伙伴为长时储能理事会（LDES Council）《净零热能报告》提供的研究和分析。

随着全球能源系统脱碳的不断推进，人们的视线也逐渐转移到最重要也最难脱碳的介质之一——热能。热能主要应用于工业生产、楼宇供热/制冷和区域供暖，在全球终端能源消耗中的占比已超过50%（见图）。由于目前大多数热能的来源仍是化石燃料，供热与制冷占到了全球能源相关碳排放[1]的45%，加速热能脱碳对实现净零排放至关重要。

电气化有助于绝大多数热能应用的脱碳，而热能存储（Thermal Energy Storage，TES）则进一步为热电联动提供了更加清洁、灵活的解决方案。储热技术可将介质加热到特定高温（或冷却到低温）后保持温度，并在需要时释放（或吸收）热能，从而实现储能的目的。储热可通过两种机制协助实现零碳排放：一是与具有波动性的可再生能源协同，使更多热能由清洁能源提供；二是在表后优化热能的使用，如在工业流程中储存废热供后续使用，从而提高能效。

近日，长时储能（LDES）理事会参考麦肯锡洞见发布了《净零热能报告》[2]，全面展示了热能存储在热能脱碳中的作用、储热技术的成本与经济性、储热的典型商业用例、“风+光+储+热”一体化能源系统，并总结了发展储热所需要的关键支持。本文将分享该报告中的部分重点内容，并结合中国热能存储的实践，以期为各位读者带来启发与思考。

 

三种技术路线，应用场景广泛

储热技术包括显热储能、潜热储能及热化学储能（见图2），可满足不同的储能时长需求（从跨天到跨季）和温度需求（从零下到2400°C）。其中，显热储能的材料成本与设备成本较低、技术成熟，是目前较多商业化项目选择的技术路线，主要应用领域包括工业窑炉和电采暖、居民采暖、光热发电等。潜热储能由于相变材料的限制，材料成本较高，且对设备抗腐蚀性要求也高，导致总体造价高昂，商业化应用以熔盐式相变材料为主。热化学储能具有很高的储能密度与较低的热损失，但因工艺技术复杂、储能材料循环性不佳等因素，目前仍处于示范阶段。

 

热能存储技术主要有三大应用场景，分别是电力、工业、区域和建筑供暖。

• 电力行业：熔盐技术已经在光热电站中实现商业化，通过昼间充电和夜间放电实现持续发电。其它热能存储技术也有望在未来逐渐成熟，从光热、光伏和风能电站中储存多余能量，如使用混凝土的固态储热、高温相变材料等。
• 工业领域：热能存储可以支持存储大部分常见的工业热能，包括热水、蒸汽及热空气等典型用热场景。例如，热空气及热水（低于100℃的热能）可用于工业生产中的干燥过程；低压低温蒸汽（约1兆帕，100°C）可用于食品加工消毒和清洁，而高压高温蒸汽（约10兆帕，320°C）则可用于金属精炼和石油加工；热空气还通常用于高温工艺，如温度高达800°C至900°C的乙烯裂解过程。
• 区域和建筑供暖：热能存储提供了一种将热能生产与消费脱钩的解决方案，从而有可能在小时级甚至季节性的时间范围内储存热量。通过谷电蓄热，热能存储可将富余的低价可再生能源电力转换为热能进行储存，并在发电基载无法满足热能峰值需求时进行放热，实现热能供求的时空匹配优化。

部分商业用例和场景应用已具盈利性

储热有助于实现经济高效的清洁热能供应。《净零热能报告》显示，根据2022年长时储能理事会的成本对标结果，对于工业过程中最常见的蒸汽或热空气这两种热能形式，储热已经可以提供具有成本竞争力的电气化与脱碳解决方案。如图3所示，在燃气锅炉脱碳的应用中，相比燃气锅炉叠加碳捕捉与存储技术、氢能锅炉、生物质锅炉、结合锂电储能的电锅炉或热泵等脱碳选项，结合了储热系统的电锅炉或热泵更具经济性。

《净零热能报告》还详细分析了热能存储的四个商业用例。结果显示，部分用例已具备可盈利性，内部收益率（IRR）最高可达28%。评估用例包括化工厂中的中压蒸汽、区域供热、炼铝厂中的高压蒸汽、离网温室所需的热电联产。以中压蒸汽为例，将原有的燃气锅炉替换为电锅炉配合热能存储，提供蒸汽用于石油炼化和化工产品生产，每年可减少4.7万吨二氧化碳排放。通过锅炉改造可带来的收益包括节省燃料费用和碳排放相关成本，内部收益率在基础情形下为6%（考虑碳价及电网收费），最高可达28%（考虑电网收费免除、灵活性奖励）。当然，这些用例的可行性及收益率会显著受到当地市场情况与机制设计的影响。比如，在太阳能和风能充足的地区或当前自有热能供给的地区，储热最有可能蓬勃发展；此外，针对储热所带来的系统灵活性，电力市场也需为其提供降低电网费等回馈。

随着市场成熟、规模扩大，储热和其他形式的长时储能技术一样，都将变得更具成本竞争力。长时储能理事会的数据表明，预计从目前到2040年，热能存储的单位资本成本将下降，其中热能释放设备成本将降低5%~30%，储能介质成本降低15%~70%。技术降本将进一步推动更多商业用例的发展及落地。

脱碳综合方法与实际案例

能源系统正在快速变得更加复杂、更加互联互通，以综合视角进行分析有助于更快发挥热能存储的潜在优势。例如，初步迹象表明，通过热泵、电解槽或氢能锅炉等技术，电力和热能领域以及新兴的氢能行业之间互联程度越来越高，储能技术对于整合复杂的能源系统和脱碳可发挥重要作用。

《净零热能报告》中展示了热能存储可与电力长时储能相结合的用例，将邻近海上风电场的可变输出转化为更稳定的工业清洁热能供给，既为海上风能开发商创造了额外的需求来源，也为工业能源用户提供了更具成本效益的脱碳路径。

正是通过类似的举措，热能存储得以加速全球减排并接近净零目标。报告显示，通过提供高温热能应用等成本效益更高的热能脱碳工艺，热能存储可使全球长时储能产能翻倍。全球系统成本每年有望因此降低高达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。

专题一：国内外储热项目实践案例 工业应用： ·       位于浙江某工业园区的熔盐显热储能项目利用来自西部地区的清洁风光电力以及较为廉价的谷电进行储能，在电网低负荷时段取电、转化为热能存储于熔盐罐内，在高峰时段则对外供热或发电，既可用清洁热能替代园区内目前使用的燃气热能，也可协助电力供需实现削峰填谷。项目可满足园区内30余家印染加工企业的热能和蒸汽需求，每年可节约标准煤7.75万吨，减排二氧化碳约14.5万吨；2023年，该项目还将新增发电功能，满足园区耗能之外的多余热能可用于发电。届时，项目每年可发电3200万千瓦时，节约动力煤13.9万吨，减排二氧化碳36万吨，每月可产生300万元的经济效益。项目预期投资回收期6年，内部收益率可达约15%。 ·       一些规划中的国内熔盐储能项目包括：内蒙古自治区达拉特经济开发区配置61兆瓦熔盐储能，预计2023年底建成投产；江苏省淮安市洪泽经济开发区预计将建设150t/h的绿电熔盐供热储能项目，满足开发区内的热负荷和清洁能源需求；杭州医药港零碳电厂的200兆瓦熔盐储能示范项目将于2025年建成。 电力应用： ·       阿联酋迪拜的穆罕默德·本·拉希德·阿勒马克图姆光伏电站配套了700兆瓦的熔盐储能，2022年底有300兆瓦可实现并网发电，剩余容量也将进入建设安装阶段。 ·       辽宁省风力电热联供项目已经从试点走向全面推广。截至2018年底，国网辽宁电力已经构建了一体化源网荷储协调系统，辽宁地区利用风电蓄热供热面积近1000万平方米，服务约10万户居民。供热期供热机组运行容量1850万千瓦左右，利用弃风电量11.6亿千瓦时，将弃风率降低了7.1个百分点。以某市电蓄热调峰项目为例，项目供暖期可为清洁能源让出2.1亿千瓦时的发电空间，可获得调峰收入约1.3亿元，减少散煤燃烧量4.55万吨，减排二氧化碳约8万吨。 ·       国内还在规划一些表前新能源发电端项目。将于“十四五”内建成的青海省格尔木市乌图美仁光伏光热园区，配套600兆瓦熔盐储热系统；德令哈光热储一体化项目配套光热熔盐储能400兆瓦，是国内储能配比率最高的光热储多能互补项目，配比达到25%。 建筑和区域供暖应用： ·       欧洲最大的储热装置将于2023年在德国柏林投入使用。该储热项目主要由一个高45米、可容纳5600万升水的罐体组成，功率可达200兆瓦。该项目利用当地多余的风电加热罐中的水，罐体与当地区域供热管道相连，可为居民和工业用户供暖供热。

 

克服潜在挑战，助推热能存储应用

热能存储要获得广泛应用仍需克服多项潜在挑战。提高商业领袖、政策制定者和投资者对热能存储潜力的认知，并让他们了解储热技术如何为能源系统创造成本效益更优的净零路径，可能有助于克服这些挑战。与此同时，行业处于相对初期阶段，热能存储技术的商业成熟度不一，且项目投资周期较长、投资金额较大，意味着潜在商务风险仍然存在。

对此，

专题二：热能存储需要的政策支撑 政策制定者可在五大方面协助包括热能存储在内的储能技术推广应用，包括建立与完善市场化机制、协助降低初期投资风险、出台相关政策与标准体系、协调减碳规划与路径，并提供公平的竞争环境。 例如，英国政府推出了一系列政策消除储能商业化的发展障碍，包括不断完善容量市场、平衡机制规则及辅助服务市场以激励储能为电网带来灵活性，取消储能充电时需支付的过网费电价避免“双重收费”，不断优化储能项目的规划审批制度等。如今，英国拥有欧洲最大的表前储能容量，并且还在不断建设30兆瓦以上的大容量独立储能项目。在热能存储方面，英国也是世界上首个打造电网级蓄热储能系统示范项目的国家。 我国政府也在不断推动包括热能存储在内的新型储能技术的发展。例如，《“十四五”新型储能发展实施方案》提及，到2025年，氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术要取得突破，并推动关键核心技术、装备和集成优化设计研究与攻关。其中，“新型储能区域示范”也包含了热储能技术与新能源应用场景的结合，例如青海省国家储能发展先行示范区重点项目中的乌图美仁乡“风光热储”一体化示范项目。

《净零热能报告》提出了几项建议。首先，商业领袖可以投资于试点和示范工厂，提高对于储热的认知，实现储热项目在商业模式上的验证与跑通，并与供应链各环节的关键相关方联合行动。其次，政策制定者可以设计长期框架与激励机制，减少不确定性（见专题二）。此外，投资者也可通过持续关注热能存储，深化对储热技术应用和机遇的理解，对热能存储的进一步发展做出贡献。

研究表明，热能存储如果得到大规模应用，可成为热能脱碳最具成本效益的路径，同时为热能和电力领域的净零转型提供稳定性和韧性。热能存储技术前景广阔，行业应即刻采取行动，尽早实现技术推广，方能充分发挥热能存储潜力，推动能源系统转型。

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麦肯锡在新能源和储能相关行业拥有众多行业专家和丰富的知识洞见与项目经验；在全球范围内，我们服务于众多能源与工业企业，在储能领域提供商业战略、项目管理、产品开发、供应商管理等多方面的支持。另外，麦肯锡联合长时储能理事会，在零碳电力、全天候绿电、技术对标、政策分析、投融资平台等相关话题下均有洞见或详细报告，详情请参照相关网站或联系麦肯锡gcr_sustainability@mckinsey.com；同时，我们也将组织储能相关的行业论坛与专家研讨（如欧洲储能峰会、长时储能委员会澳大利亚战略圆桌讨论会等，详情参见长时储能理事会网站），欢迎和我们联系获取参会链接。

作者：

汪小帆，麦肯锡全球董事合伙人，常驻上海分公司；

洪晟，麦肯锡全球资深董事合伙人，常驻上海分公司；

陈持平，麦肯锡能源领域客户发展经理，常驻北京分公司；

朱文颖，麦肯锡能源与可持续发展领域研究员，常驻上海分公司；

Godart van Gendt，麦肯锡全球董事合伙人，常驻阿姆斯特丹分公司。

 

作者感谢Humayun Tai、Jesse Noffsinger、Godart van Gendt、Martin Linder、Robert Riesebieter,郭晏然、莫琪、袁鼎杰和郑逸飞为本文做出的贡献，同时感谢电力和天然气、先进工业和可持续性等咨询业务部门同事给予的合作与支持，并感谢长时储能理事会成员企业提供的深厚运营经验和专业技术知识。

 

[1] 碳排放基线包括来自供暖、工业加工、运输和其他能源部门的排放，不包括发电碳排放。

[2] 《净零热能：长时储能加速能源系统脱碳》英文版报告全文请见：https://www.ldescouncil.com/assets/pdf/221108_NZH_LDES%20brochure.pdf；英文版报告摘要文章请见：https://www.mckinsey.com/capabilities/sustainability/our-insights/net-zero-heat-long-duration-energy-storage-to-accelerate-energy-system-decarbonization。