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一直以來，與成本下降迅速且應用廣泛的蓄電池相比，熔鹽儲熱在業界的受關注度還存在一定差距。但國際可再生能源局(IREA)最新發布的一份研究報告顯示，這一局面已明顯扭轉。
這份名為《電力存儲與可再生能源：2030年成本與市場預測》的報告表明，目前，儲熱系統的總容量實際上已超過所有在運行中的蓄電池容量。而如今光熱發電行業的再次興起無疑將助推熔鹽儲能技術發揮更大優勢。
據研究報告稱，在全球所有配備儲熱設施的電力系統中，采用熔鹽儲熱技術的占比達四分之三。而這一儲熱技術主要應用于光熱發電項目中，以更好滿足電網調峰的需求。
與此同時，報告還援引了美國能源部發布的數據——截止到2017年年中，并網電力中的熔鹽儲能容量已超越電池儲能。按照電力輸出功率來統計，配置熔鹽儲能系統的項目裝機已達2.5GW，而采用其他形式的化學儲能技術的項目總裝機僅1.9GW。
按照儲能容量來對比，這一差距則預計會更大，因為大部分的蓄電池組在實際應用中的儲能時長大多在數秒到數分鐘的范圍內，而熔鹽系統的儲能時長一般不會少于30分鐘。IEA在2017年發布的一份報告佐證了這一說法，即以2016年進入調試階段的槽式光熱發電項目為例，其儲能系統的儲熱時長往往長達7-9個小時。
塔式電站對儲能時長提出新要求
回顧光熱發電技術的發展史，曾經一度占據主流地位的拋物面槽式技術逐漸被風頭更為強勁的塔式技術所趕超。塔式技術的發電特點又對儲能時長提出了更高的要求。
例如，美國SolarReserve裝機110MW的新月沙丘熔鹽塔式光熱電站配置了儲能時長為10小時的儲熱系統;SolarReserve與沙特ACWA計劃開發的裝機100MW的RedStone塔式光熱發電項目的儲熱系統設計時長為12個小時;裝機260MW的智利Copiapo塔式項目的儲能設計時長則高達13小時。
能夠問鼎儲熱時長之首的要屬西班牙Abengoa和美國資產管理公司EIGGlobalEnergyPartner(簡稱EIG)共同開發的Atacama1光熱發電項目——裝機110MW的CerroDominador塔式熔鹽電站，計劃配置長達17.5小時的超長儲熱系統。由于Abengoa此前陷入破產危機，該項目的建設進程曾被擱置并于2016年宣布重啟。目前EIG正在積極尋求大約8億美元的貸款以推進該項目，而隨著多家國際銀行主動問詢，業主方表示有望在今年重新啟動項目的建設工作。(了解詳情請點擊：智利Atacama1光熱發電項目擬貸款8億美元以重新啟動建設工作)。
美國知名電動車及能源公司特斯拉(Tesla)此前曾表示，將通過為南澳大利亞的光伏項目配備儲電容量達129MWh的蓄電池，來打造全球最大的鋰離子電池系統。而已建成的新月沙丘光熱電站的儲能容量則已達到1.1GWh，更不必提那些即將建成的裝機規模更大的光熱發電項目了。
“光熱發電項目對儲能時長的要求在不斷增加”，SolarReserve首席執行官KevinSmith表示，“如今10-15分鐘的短時間儲能是遠遠不夠的，8-12小時甚至更長時間的儲能將逐漸成為可再生能源項目的標配。智利、澳大利亞、中東、南非等多個國家的光熱發電項目都對儲熱時長提出了類似的要求。”
此外，KevinSmith補充道，“美國加利福尼亞州也意識到了大容量儲能對實現其2030年50%的能源來自可再生能源的目標有著重要意義，而僅依靠發展間歇性的風電和光伏的話則很難實現該目標。事實上，目前加州在一年之中的某些時段正在經歷這種周期，那就是：在非用電高峰期的電力輸出價值可能為零，而在用電高峰時刻的用電價格則不斷攀升。”
中國有望開啟最大的熔鹽儲能市場
中國在去年9月發布了首批20個光熱示范項目名單，裝機規模總計1.35GW。
IEA可再生能源部高級能源分析師CedricPhilibert對此表示，“中國這些示范項目的開展將為2020年前完成光熱發電裝機量5GW的發展目標積累經驗，并且這些項目全部配置了儲能系統，這就意味著未來最大的熔鹽儲能市場或在中國開啟。”
Philibert認為，5GW的裝機目標充滿野心，無論這一目標能否最終達成，可以肯定的一點是，中國企業的參與將為光熱發電行業成本下降帶來更多希望。而熔鹽儲能系統的成本已處于相對較低的水平，因此成本再度下降的空間或許有限，可能無法像鋰離子電池一樣，通過規模化生產使成本顯著下降。
智利熔鹽產品供應商SQM銷售總監GiuseppeCasubolo表示，“在熔鹽產品主要的市場——化肥領域，熔鹽產品的價格會受市場供求情況影響而出現波動，而在光熱發電市場中，熔鹽產品價格受供求關系影響較小。”
另外，有觀點表示，光熱發電站的開發成本雖然比光伏、風電高出許多，但目前很多項目的中標結果，都顯示了光熱發電項目成本正在逐漸下降，而這些項目的順利開展或將促使光熱發電更加平價。
進一步講，如果這些項目得到成功開發，同時中國能夠在繼推動光伏快速發展后，再次助力光熱發電產業，那么熔鹽儲能在太陽能并網電力中發揮的調峰作用或將遠超預期。
這份名為《電力存儲與可再生能源：2030年成本與市場預測》的報告表明，目前，儲熱系統的總容量實際上已超過所有在運行中的蓄電池容量。而如今光熱發電行業的再次興起無疑將助推熔鹽儲能技術發揮更大優勢。
據研究報告稱，在全球所有配備儲熱設施的電力系統中，采用熔鹽儲熱技術的占比達四分之三。而這一儲熱技術主要應用于光熱發電項目中，以更好滿足電網調峰的需求。
與此同時，報告還援引了美國能源部發布的數據——截止到2017年年中，并網電力中的熔鹽儲能容量已超越電池儲能。按照電力輸出功率來統計，配置熔鹽儲能系統的項目裝機已達2.5GW，而采用其他形式的化學儲能技術的項目總裝機僅1.9GW。
按照儲能容量來對比，這一差距則預計會更大，因為大部分的蓄電池組在實際應用中的儲能時長大多在數秒到數分鐘的范圍內，而熔鹽系統的儲能時長一般不會少于30分鐘。IEA在2017年發布的一份報告佐證了這一說法，即以2016年進入調試階段的槽式光熱發電項目為例，其儲能系統的儲熱時長往往長達7-9個小時。
塔式電站對儲能時長提出新要求
回顧光熱發電技術的發展史，曾經一度占據主流地位的拋物面槽式技術逐漸被風頭更為強勁的塔式技術所趕超。塔式技術的發電特點又對儲能時長提出了更高的要求。
例如，美國SolarReserve裝機110MW的新月沙丘熔鹽塔式光熱電站配置了儲能時長為10小時的儲熱系統;SolarReserve與沙特ACWA計劃開發的裝機100MW的RedStone塔式光熱發電項目的儲熱系統設計時長為12個小時;裝機260MW的智利Copiapo塔式項目的儲能設計時長則高達13小時。
能夠問鼎儲熱時長之首的要屬西班牙Abengoa和美國資產管理公司EIGGlobalEnergyPartner(簡稱EIG)共同開發的Atacama1光熱發電項目——裝機110MW的CerroDominador塔式熔鹽電站，計劃配置長達17.5小時的超長儲熱系統。由于Abengoa此前陷入破產危機，該項目的建設進程曾被擱置并于2016年宣布重啟。目前EIG正在積極尋求大約8億美元的貸款以推進該項目，而隨著多家國際銀行主動問詢，業主方表示有望在今年重新啟動項目的建設工作。(了解詳情請點擊：智利Atacama1光熱發電項目擬貸款8億美元以重新啟動建設工作)。
美國知名電動車及能源公司特斯拉(Tesla)此前曾表示，將通過為南澳大利亞的光伏項目配備儲電容量達129MWh的蓄電池，來打造全球最大的鋰離子電池系統。而已建成的新月沙丘光熱電站的儲能容量則已達到1.1GWh，更不必提那些即將建成的裝機規模更大的光熱發電項目了。
“光熱發電項目對儲能時長的要求在不斷增加”，SolarReserve首席執行官KevinSmith表示，“如今10-15分鐘的短時間儲能是遠遠不夠的，8-12小時甚至更長時間的儲能將逐漸成為可再生能源項目的標配。智利、澳大利亞、中東、南非等多個國家的光熱發電項目都對儲熱時長提出了類似的要求。”
此外，KevinSmith補充道，“美國加利福尼亞州也意識到了大容量儲能對實現其2030年50%的能源來自可再生能源的目標有著重要意義，而僅依靠發展間歇性的風電和光伏的話則很難實現該目標。事實上，目前加州在一年之中的某些時段正在經歷這種周期，那就是：在非用電高峰期的電力輸出價值可能為零，而在用電高峰時刻的用電價格則不斷攀升。”
中國有望開啟最大的熔鹽儲能市場
中國在去年9月發布了首批20個光熱示范項目名單，裝機規模總計1.35GW。
IEA可再生能源部高級能源分析師CedricPhilibert對此表示，“中國這些示范項目的開展將為2020年前完成光熱發電裝機量5GW的發展目標積累經驗，并且這些項目全部配置了儲能系統，這就意味著未來最大的熔鹽儲能市場或在中國開啟。”
Philibert認為，5GW的裝機目標充滿野心，無論這一目標能否最終達成，可以肯定的一點是，中國企業的參與將為光熱發電行業成本下降帶來更多希望。而熔鹽儲能系統的成本已處于相對較低的水平，因此成本再度下降的空間或許有限，可能無法像鋰離子電池一樣，通過規模化生產使成本顯著下降。
智利熔鹽產品供應商SQM銷售總監GiuseppeCasubolo表示，“在熔鹽產品主要的市場——化肥領域，熔鹽產品的價格會受市場供求情況影響而出現波動，而在光熱發電市場中，熔鹽產品價格受供求關系影響較小。”
另外，有觀點表示，光熱發電站的開發成本雖然比光伏、風電高出許多，但目前很多項目的中標結果，都顯示了光熱發電項目成本正在逐漸下降，而這些項目的順利開展或將促使光熱發電更加平價。
進一步講，如果這些項目得到成功開發，同時中國能夠在繼推動光伏快速發展后，再次助力光熱發電產業，那么熔鹽儲能在太陽能并網電力中發揮的調峰作用或將遠超預期。
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