2025年，热泵储能技术（Thermal Energy Storage, TES）在长时储能领域迎来关键突破。中央研究院在云南陆良县建设的全球首套兆瓦级热泵储能中试系统，熔盐储热温度达560℃，储能容量1 MW/4 MWh，综合效率超80%。这一技术通过布雷顿循环实现电能与热能的灵活转换，可适配火电、核电与可再生能源耦合场景，填补了4-24小时调峰调频的技术空白。

　　：百兆瓦级系统单位成本降至1.5元/Wh（2023年约2.2元/Wh）；

　　相变材料在热储能中的应用正从建筑节能向工业与电力领域延伸。2025年宁波举办的“相变材料创新与应用论坛”披露，新型复合相变材料的潜热密度提升至300 kJ/kg以上，成本下降40%。例如，在数据中心热管理中，相变材料可将电池温升降低50%，延长电池寿命30%。

　　在光热发电领域，熔盐储热技术已成标配。上海临港新片区规划的“风光储氢一体化”项目中，熔盐储热系统单机规模突破100 MW，储热时长12小时，度电成本降至0.35元/kWh。此外，高温熔盐（≥600℃）与超临界CO₂发电技术的结合，使系统效率提升至50%以上，较传统蒸汽轮机提高10个百分点。

　　热储能正成为电网侧调峰的主力技术。国家电网安徽六安项目采用熔盐储热技术，4小时调峰响应度电成本0.42元，较锂电池低18%。2025年，全国规划建设20个百兆瓦级热储能调峰电站，总装机规模预计达5 GW，占新型储能市场的15%。

　　：配套200 MW熔盐储热系统，年调峰电量4.8亿度，减少弃光率至3%以下；

　　钢铁、化工等高耗能行业的热能需求占比超60%，热储能技术可通过余热回收降低综合能耗。宝武集团湛江基地采用高温储热系统回收钢渣余热，年节能率达25%，减少碳排放12万吨。

　　在偏远地区和海岛，热储能与光伏、柴油发电机组成混合系统，实现能源自给。浙江大陈岛项目采用“光伏+熔盐储热”，可再生能源渗透率超90%，供电成本较柴油发电降低40%。

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　　《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，到2025年热（冷）储能技术需取得突破，百兆瓦级压缩空气储能实现工程化应用。2025年中央财政对储能示范项目的补贴额度提升至50亿元，重点支持热储能与多能互补项目。

　　：临港新片区打造“氢+储热”综合能源基地，规划到2026年热储能应用规模80万千瓦，带动产业规模近千亿；

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　　：依托风光资源建设10个“光热+储热”一体化项目，单站规模不低于50 MW。

　　欧盟《新电池法规》将储热系统纳入绿色技术目录，中国企业的熔盐储热设备已进入中东市场（如沙特NEOM新城项目），2025年出口规模预计突破20亿元。

　　尽管热储能度电成本持续下降，但百兆瓦级系统初始投资仍超10亿元，较电化学储能高30%。中小型企业因资金压力更倾向于选择锂电池等成熟技术。

　　储热系统集成商与设备供应商技术接口不兼容，导致项目调试周期延长20%-30%。例如，某光热电站因熔盐泵与换热器匹配问题，投运时间推迟6个月。

　　：开发氯盐/硝酸盐混合体系，将储热材料成本降至800元/吨以下（当前约1200元/吨）；

　　：上海松江打造“研发-制造-应用”一体化储能产业园，吸引上下游企业超百家。

　　2025年将是热储能技术从“示范验证”迈向“规模盈利”的转折点，三大趋势值得关注：

　　热储能技术的2025年，是政策、技术与市场共振的“黄金窗口期”。尽管成本与标准化的挑战犹存，但工业低碳转型的刚性需求、电力系统灵活性缺口以及国际能源博弈的战略诉求，共同为热储能打开了万亿级市场空间。未来，唯有通过全产业链的协同创新，才能将“热能”转化为“动能”，真正解锁能源革命的下一站。

　　（数据来源：国家发改委、上海市人民政府、中央研究院、行业峰会报告及企业公开资料）