这份名为《电力存储与可再生能源：2030年成本与市场预测》的报告表明，目前，储热系统的总容量实际上已超过所有在运行中的蓄电池容量。而如今光热发电行业的再次兴起无疑将助推熔盐储能技术发挥更大优势。
据研究报告称，在全球所有配备储热设施的电力系统中，采用熔盐储热技术的占比达四分之三。而这一储热技术主要应用于光热发电项目中，以更好满足电网调峰的需求。
与此同时，报告还援引了美国能源部发布的数据——截止到2017年年中，并网电力中的熔盐储能容量已超越电池储能。按照电力输出功率来统计，配置熔盐储能系统的项目装机已达2.5GW，而采用其他形式的化学储能技术的项目总装机仅1.9 GW。
按照储能容量来对比，这一差距则预计会更大，因为大部分的蓄电池组在实际应用中的储能时长大多在数秒到数分钟的范围内，而熔盐系统的储能时长一般不会少于30分钟。IEA在2017年发布的一份报告佐证了这一说法，即以2016年进入调试阶段的槽式光热发电项目为例，其储能系统的储热时长往往长达7-9个小时。
塔式电站对储能时长提出新要求
回顾光热发电技术的发展史，曾经一度占据主流地位的抛物面槽式技术逐渐被风头更为强劲的塔式技术所赶超。塔式技术的发电特点又对储能时长提出了更高的要求。
例如，美国SolarReserve 装机110MW的新月沙丘熔盐塔式光热电站配置了储能时长为10小时的储热系统;SolarReserve与沙特ACWA计划开发的装机100MW的RedStone塔式光热发电项目的储热系统设计时长为12个小时;装机260MW的智利Copiapo塔式项目的储能设计时长则高达13小时。
能够问鼎储热时长之首的要属西班牙Abengoa和美国资产管理公司EIG Global Energy Partner(简称EIG)共同开发的Atacama1光热发电项目——装机110MW的Cerro Dominador塔式熔盐电站，计划配置长达17.5小时的超长储热系统。由于Abengoa此前陷入破产危机，该项目的建设进程曾被搁置并于2016年宣布重启。目前EIG正在积极寻求大约8亿美元的贷款以推进该项目，而随着多家国际银行主动问询，业主方表示有望在今年重新启动项目的建设工作。(了解详情请点击：智利Atacama1光热发电项目拟贷款8亿美元以重新启动建设工作)。
美国知名电动车及能源公司特斯拉(Tesla)此前曾表示，将通过为南澳大利亚的光伏项目配备储电容量达129MWh的蓄电池，来打造全球最大的锂离子电池系统。而已建成的新月沙丘光热电站的储能容量则已达到1.1GWh，更不必提那些即将建成的装机规模更大的光热发电项目了。
“光热发电项目对储能时长的要求在不断增加”， SolarReserve首席执行官Kevin Smith表示，“如今10-15分钟的短时间储能是远远不够的，8-12小时甚至更长时间的储能将逐渐成为可再生能源项目的标配。智利、澳大利亚、中东、南非等多个国家的光热发电项目都对储热时长提出了类似的要求。”
此外，Kevin Smith补充道，“美国加利福尼亚州也意识到了大容量储能对实现其2030年50%的能源来自可再生能源的目标有着重要意义，而仅依靠发展间歇性的风电和光伏的话则很难实现该目标。事实上，目前加州在一年之中的某些时段正在经历这种周期，那就是：在非用电高峰期的电力输出价值可能为零，而在用电高峰时刻的用电价格则不断攀升。”
中国有望开启最大的熔盐储能市场
中国在去年9月发布了首批20个光热示范项目名单，装机规模总计1.35GW。
IEA可再生能源部高级能源分析师Cedric Philibert对此表示，“中国这些示范项目的开展将为2020年前完成光热发电装机量5GW的发展目标积累经验，并且这些项目全部配置了储能系统，这就意味着未来最大的熔盐储能市场或在中国开启。”
Philibert认为，5GW的装机目标充满野心，无论这一目标能否最终达成，可以肯定的一点是，中国企业的参与将为光热发电行业成本下降带来更多希望。而熔盐储能系统的成本已处于相对较低的水平，因此成本再度下降的空间或许有限，可能无法像锂离子电池一样，通过规模化生产使成本显著下降。
智利熔盐产品供应商SQM销售总监Giuseppe Casubolo表示，“在熔盐产品主要的市场——化肥领域，熔盐产品的价格会受市场供求情况影响而出现波动，而在光热发电市场中，熔盐产品价格受供求关系影响较小。”
另外，有观点表示，光热发电站的开发成本虽然比光伏、风电高出许多，但目前很多项目的中标结果，都显示了光热发电项目成本正在逐渐下降，而这些项目的顺利开展或将促使光热发电更加平价。
进一步讲，如果这些项目得到成功开发，同时中国能够在继推动光伏快速发展后，再次助力光热发电产业，那么熔盐储能在太阳能并网电力中发挥的调峰作用或将远超预期。
