熔盐储热具备单日10小时以上的储热能力，储能规模可达几百兆瓦，理论寿命超过30年。具有储能规模大、储能密度大、安全性能高等优点，整个过程不产生污染排放。

       熔盐储能的工作原理简单，加热熔盐即可储能。加热熔盐可以采用太阳能、余热等热源，也可采用电加热装置，存储的热量可以带动汽轮机发电，也可以直接生成工业蒸汽，是一种用途多变的储能技术。

       截至2022年底，全球熔盐储能累计装机容量为6.1GW。其中，西班牙、美国和中国是熔盐储能市场的三大主要市场，中国市场的增长势头最为迅猛，这得益于光热发电项目的建设以及熔盐储能在其他领域的市场发展。

       熔盐储能的特性使其应用范围广泛，目前最成熟的当推其在光热发电领域的应用。中国目前正在推进风光大基地项目开发，其中多个项目都配置了熔盐型光热发电系统。

       截至目前，青海、甘肃、新疆、内蒙古、西藏、吉林等地已有超4GW在建/拟开发光热发电项目，其中总计28个、含光热装机近3GW的一批风光热一体化项目已进入建设阶段，这些项目均将配置熔盐储热系统，预计从2023年底开始，这些项目将陆续并网投运。同时，其在火电灵活性改造、工业蒸汽等市场的应用也已逐渐起势。作为单独的储能单元模块，熔盐储能可以很好匹配火电灵活改造、工业蒸汽生产需求。通过在火电机组中加入大容量熔盐储能模块，可以实现热电解耦，能耗效率接近抽水蓄能，帮助火电机组增加向下调峰范围到20%，可以获取更多电力辅助收益、蒸汽产出收益。熔盐储能模块可以利用其消纳谷电储能的能力，将电能转换为热能，产出蒸汽、热水或者绿电，实现北方煤改电、工业园区绿色化改造。

       在长时储能技术还不被重视的此前，熔盐储能常被投资商们拿来与大行其道的锂电池储能技术作竞争对标。

       如果用熔盐储能来存储和释放电能，则涉及电到热再到电的二次转化过程，这导致其电电转化效率过低。

       在长时储能技术愈加被重视的当下，锂电池使用寿命较短、无转动惯量、安全性较差、小容量、短时长等天然缺陷凸显。

       但与锂电池的竞争只是第一关。在储能的大市场中，熔盐储能的竞争对手还有很多，并在持续增加中。长时储能领域，压缩空气、液流电池目前是熔盐储能最大的竞争对手。

       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，随着政策暖风频吹、资本密集加持、产能持续扩大、技术连续突破，长时储能已经进入了一个新的时代。

       时下，熔盐储能和光热的集成发展已经非常成熟，压缩空气和液流电池作为独立的储能电站，正处商业化示范阶段。相对于锂电池在短时储能领域的独领风骚，压缩空气、液流电池、熔盐储能这三种目前走在前列的长时储能技术，究竟哪种技术最终将在长时储能领域独占鳌头，目前还很难判断。

       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。例如，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。

       在新能源配储方面，熔盐储能作为光热发电系统的构成单元，其成本不太容易比较，光热发电既能发电又能储能，因此其成本要在整个发电+储能系统中进行量化，需要针对单个项目进行定向分析，比如一个光伏+光热项目的整体经济性和一个光伏+液流电池储能项目的整体经济性进行对比，才更加科学，不同的配比会产生不同的结果。

       但显然，熔盐储能面临的已经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？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。

       在非储电领域，熔盐储能不涉及与其他电储能技术的竞争，在与水储热、固体储热等储热技术的竞争中，熔盐储热的储能密度、占地面积、使用寿命具有显著优势，既适合北方高密集城市地区对热水、蒸汽供应系统进行绿色改造，也适合工业地区工业蒸汽的生产应用，发展前景广阔。