在全球能源结构加速向低碳转型的背景下，如何在现有基础设施的基础上，提升可再生能源的接入与储存能力，成为国际能源科技领域的重要研究方向。近年来，德国航空航天中心（DLR）、美国国家可再生能源实验室（NREL）以及比尔·盖茨资助的初创企业Malta，正在探索将传统燃煤电厂改造为电网级热能储存综合体的方案，构建以“热电池”为核心的低成本、长时储能系统。

图片来源：Aalborg CSP

该方案以成熟的熔盐储热技术为核心，对原有燃煤电厂的资产进行高效利用，保留汽轮机、发电机、开关设备、变压器与输电网络等关键设备，通过新增的熔盐储热与蒸汽发生子系统，实现电-热-电的“充放电”循环。其充能阶段由电网富余的风电与光伏供能，通过电加热器将熔盐由冷罐泵入热罐；放电阶段则通过蒸汽发生器释放热能驱动原有汽轮机，形成可调度的绿电。

图片来源：Aalborg CSP

丹麦Aalborg CSP A/S公司作为该领域的先行者，已率先完成从技术验证到商业化服务的探索。其综合能源系统（IES）部门目前提供涵盖方案设计、可行性评估、系统工程与集成供货在内的整体改造服务。凭借在太阳能热能系统、大规模储热、电热耦合等方向的多年积累，Aalborg CSP在全球多个项目中展现了系统设计与工程落地能力，如澳大利亚首个海水淡化太阳能温室、覆盖西藏浪卡子县90%年度采暖负荷的季节性储热系统等。

在2020年SolarPACES大会上，IES销售与研发经理Hammam Soliman展示了4GWth热储能规模的典型改造案例，该项目对应电厂约占丹麦燃煤电力碳排放总量的30%。尽管该方案在技术路线上采用的组件，均为成熟的商业化部件（如CSP用熔盐储热罐、高温蒸汽发生器、汽轮机再利用等），但由于整体系统的“煤改热储”尚属全球首例，其在实际收益、系统响应与商业化的可行性，亟需通过首套示范工程进行双重验证。

在政策层面，当前市场环境缺少差价机制、峰谷套利、电网溢价等机制，导致当前储能系统在“现货市场”中无法实现稳定盈利。Aalborg CSP高管Peter Badstue Jensen指出，若能通过调降输电费用、降低储能税负或提升碳税水平，将显著增强绿电及储能系统的收益率，为工业化推广奠定基础。

从能源系统整体效率优化与基础设施绿色改造的视角看，传统燃煤电厂增加可再生能源的接入与储存能力，不仅具有成本与系统兼容优势，也符合全球碳中和战略，具备在国际范围内复制推广的广阔前景。