从独立发电到调节性电源定位的转变，使光热发电在新能源无补贴时代获得了一次新的发展机遇。

时下，以光热发电为调节电源的多个风光储一体化项目正在火热建设中，更多的规划和拟建项目正在前期开发中。

但如果作为一种储能技术而存在，光热发电必然要直面其它储能技术的竞争。光热发电是否是最优的新能源配储技术？这是业主投资商考虑的核心问题。

长期以来，业内探讨最多的是与当前储能技术的主角锂电池的对比，锂电池较短的使用寿命、无转动惯量、安全性较差、小容量短时长的天然缺陷，使之相较优点更全面的光热熔盐储能的竞争力明显不足。

但与锂电池的竞争只是第一关，在储能的大市场中，光热熔盐储能的竞争对手还有很多并在继续增加。伴随长时储能的日渐火热，全钒液流电池、压缩空气储能等多种长时储能技术将可能成为光热熔盐储能的新竞争对手。

长时储能崛起

“我们现在的接待任务非常重，几乎每天都有好几拨客人来访。”一家液流电池储能的新生企业的负责人感叹道，这语气中既有应对繁忙工作的倦怠，又有难以掩饰的兴奋。

“目前来公司拜访的客人大概主要分为两个类别，一种是发电公司即新能源项目的投资商；一种是风险投资机构。”上述负责人进一步解释道。这家公司成立于2021年，在今年刚完成了近亿元Pre-A轮融资。

这只是长时储能火热的一个缩影。政策暖风频吹、资本密集加持、产能持续扩大、技术连续突破，长时储能正在迈入“最好的时代”。

长时储能火热的大背景是，伴随新能源渗透率的快速提升，对储能时长的需求也越来越长。国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚认为，“从碳达峰碳中和的长周期路径来看，越到后期越需要长时储能。”

南方科技大学清洁能源研究院院长刘科更是直言，“没有长时储能，碳中和不可能实现。”中国科学院院士赵天寿亦多次强调，实现碳中和目标需要规模化的长时储能技术。

国际知名咨询公司麦肯锡在2021年11月发布的研报预测，全球范围看，长时储能的市场空间将从2025年开始大规模增长，到2030年，长时储能的装机量就将大比例超越短时储能。

事实上，以全钒液流电池、压缩空气储能为代表的这类长时储能技术在中国的发展已有多年，但一直处于研发示范阶段，未能迎来大规模商业化发展，其主要外在原因是彼时市场对长时储能的需求还不够迫切。

但从当下开始，长时储能进入了一个新的时代，技术上已趋向成熟，市场端已开始响应，政策上开始给予针对性扶持。最具代表性的是今年7月，山东省已首开先河，出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，这是国内首个支持长时储能应用发展的专项政策。

技术间的竞争

光热熔盐储能是一种成熟的长时储能技术，其他长时储能技术正在快速发展中。那么，一个显而易见的问题是，在未来的长时储能市场，新能源配储，是配光热发电？还是全钒液流电池？锌铁液流电池？铁铬液流电池？压缩空气储能？二氧化碳储能？重力储能？还是其他？

浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥此前在CSPPLAZA第十届年会上指出，在项目开发过程中，应因地制宜，在技术经济性对比的基础上优选合适的储能路线。在光资源较好的地区，优先考虑采用光热型熔盐储能技术；在盐穴、废矿井资源较好的地区，优先考虑采用压缩空气储能技术；在水资源丰富且存在较大落差的地区，优先考虑采用抽水蓄能技术。

因地制宜，最终的决策关键依然要归于成本，归于初装成本以及全寿命周期的度电成本。

▲大连百兆瓦级液流电池储能调峰电站去年10月并网

在长时储能的未来市场，光热熔盐储能面临的不再是此前热议的锂电池的竞争，而是更多其他的长时储能技术。这些技术的成本经济性到底如何？光热熔盐储能较之有多大的竞争优势？这种竞争优势能够领先多久？这些都是值得在今天开始考虑的重要问题。

当下，据相关企业的对外公开信息，钒电池的全生命周期成本目前已低于0.2元/kWh；300MW级的盐穴压缩空气储能电站的单位造价低于6000元/kW，全生命周期度电成本亦低至0.2元/kWh左右。诚然，这些数据目前还没有成熟的商业化项目予以佐证，仍然是停留在纸面上的数字，但这些技术正走在降本的道路上却是无疑的。

目前，光热熔盐储能堪称是最成熟的新型长时储能技术，其经过了众多商业化项目的成功验证，其成本降低亦在继续，但其它长时储能技术亦在奋起直追，越来越多的商业化示范项目建设将推动其走向成熟。

▲湖北应城300MW压缩空气储能示范项目预计年底并网

在长时储能技术的大家庭中，整体依然处于市场化的初期，目前还没有到谈竞争的时候，但竞争终有一天会到来。对业主投资商而言，他们最终会在因地制宜的基础上，选择最具经济性的技术方案。

在埋头干事的同时，亦要抬头望天。

相关线下活动：

第十三届光热发电中国聚焦大会2023（2023年11月，中国）

第四届光热发电创新大会2023（时间待定，西班牙马德里）

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