在新型储能市场的广阔舞台上，长期以来“锂电池一枝独秀”的局面正悄然发生变革。随着能源存储需求的日益多元化与长期化，锂电池在1至4小时储能时长的优势区间已难以满足市场对更长储能周期的迫切需求。
当前，压缩空气储能、液流电池储能与熔盐储能作为三大主流技术路径，各自凭借其独特的优势与潜力，成为了业界关注的焦点。
压缩空气储能以其大容量、长寿命、高效率的特点，在大型储能项目中展现出巨大潜力；液流电池储能则以其灵活的容量配置、较长的循环寿命以及对环境友好的特性，在分布式储能和可再生能源并网中占据一席之地；而熔盐储能，凭借其高温储能、热效率高、成本相对较低的优势，在光热发电、工业余热回收等领域展现出广阔的应用前景。
展望未来，谁将最终坐上长时储能技术的“头把交椅”
01.
装机规模及潜力
近日，国家能源局数据显示。
截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。从应用场景看，独立储能、共享储能装机占比45.3%，新能源配建储能装机占比42.8%，其他应用场景占比11.9%。
另有数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，已投运锂电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。
对比可见，近半年来，压缩空气储能的装机增长显著，半年时间占比提高了0.6%，液流电池储能的装机也有一定的增长，但占比未有提升。
2024年上半年，就有21个液流电池储能项目（不含集采）招标启动，涉及全钒液流电池、锌铁液流电池、水系有机液流电池、全铁液流电池等多种技术路线，储能规模共计1.5895GW/5.353GWh。
压缩空气储能方面，截至2024年上半年，新增在建装机2.4GW,建成装机0.6GW/3.3GWh，累计在建装机已高达7.4GW。
熔盐储能主要与光热发电项目捆绑开发，截至2023年12月，我国除去已完成建设的熔盐光热发电项目500MW之外，在建和拟建熔盐光热发电项目约43个，总装机容量4.8GW，均配置8-16h的熔盐储能系统。除此之外，熔盐储能在非光热领域的项目数量和装机容量亦在快速增长。有研究机构预测，到2030年，国内熔盐储能装机容量预计将超过16GW。
02.
经济性对比
经济性方面，这三种主流长时储能技术的大概对比情况如下表所示（以下数据仅供参考，各种储能技术因其技术细分不同，技术方案等不同，数据会存在一定差异）：
从建设周期来看，液流电池储能项目用时最少，选址非常灵活，规模可大可小；从全生命周期度电成本来看，三者的差距并不明显，但由于计算全生命周期度电成本的影响因子众多，如循环次数的取值不同，都会对数据造成较大影响，故以上数据仅供参考；从初始投资来看，三者的初投资相较锂电池都较高，这也是当前阻碍其规模化发展的主要原因。
03.
应用场景对比
从应用场景来看，压缩空气储能、液流电池储能、熔盐储能的适用场景各有侧重。
压缩空气储能，作为电网侧的强大支撑，提供调频调峰等关键服务，与抽水蓄能功能相似且互为补充，特别是在抽水蓄能受限区域，压缩空气储能成为保障电网稳定的重要选择。
液流电池储能，则凭借其快速部署、灵活配置及小占地面积等优势，在电源、电网及用户侧遍地开花，广泛应用于各类场景，并已有诸多成功案例。
熔盐储能则与光热发电项目紧密结合，推动风光一体化开发，同时其在工业蒸汽、余热回收及火电灵活性改造等领域也展现出巨大潜力。
在长时储能技术的选择上，业界共识清晰：电网级优先抽水蓄能，次选压缩空气储能，若均不可行则液流电池储能成为优选。用户侧更倾向液流电池，而电源侧则需根据实际情况灵活选择。
国网新疆经研院专家宋新甫展望，长时储能未来将多元梯级协同发展，近期液流电池与抽水蓄能领先，中期熔盐储能崛起，远期光热、液流电池与压缩空气储能并驾齐驱，抽水蓄能则转型为重要支撑力量。
谁将最终领跑长时储能技术尚待揭晓，但三大技术的快速发展与互补，无疑将共同推动100%可再生能源绿色供能系统的实现。
