10月19日，连州君汇储能有限公司熔盐储能零碳供热示范项目工程总承包（EPC）（二次）资格预审公告发布。

公告内容显示，一期项目建设规模为77MW/400MWh，利用低谷电力作为能源，通过电加热方式将电能转化为热能，并采用最高储热温度可达565℃的硝酸盐熔盐作为储热介质，实现热能的大规模储存与按需释放，为园区持续、稳定供应高温蒸汽，满足24小时连续供热需求。

这个项目的看点，不在于规模，而是它瞄准了一个明确的应用场景，工业园区零碳供热。

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熔盐储能

瞄准工业园区24小时供热需求

要理解熔盐储能的价值，首先要看工业园区需要什么。

对于不少工业企业而言，电力并不是唯一的能源需求，蒸汽和高温热能同样是生产过程中不可或缺的能源。化工、纺织、食品加工等行业的部分生产环节，需要长时间、连续地供应蒸汽或高温热能，供热一旦中断，就可能影响正常生产。因此，如何在保障热能稳定供应的同时控制能源成本，是工业企业绕不开的问题。

连州的熔盐储能零碳供热项目，瞄准的正是这一需求。它并非单纯地把电能储存起来、再转化为电能输出，而是利用低谷电力进行电加热，将电能转化为热能并储存在熔盐中，再根据园区用热需求释放热量，为生产环节持续供应高温蒸汽。从应用方向来看，这套系统有望替代部分由燃煤锅炉、天然气锅炉承担的工业供热需求。

招标公告截图

这一场景的吸引力，在于工业用热的刚性需求。相比电力可以通过电网调度、储能充放电等方式进行灵活调节，工业生产对蒸汽和高温热能的需求往往与生产节奏紧密绑定，尤其是需要连续运行的企业，很难仅凭调整用能时间来规避能源成本压力。与此同时，燃煤供热面临减排约束，天然气供热则容易受到燃料价格波动影响。

而熔盐能够承担这一任务，与其自身的储热特性有关。硝酸盐熔盐可以在较高温度下储存热量，适合有一定温度要求的工业供热场景。连州项目公告中提到，其储热介质的最高储热温度可达565℃，并计划通过储热与放热过程，为园区提供持续、稳定的高温蒸汽。

这也是熔盐储热与常见电化学储能的一项重要区别，前者可以直接面向热能需求，将电能转化为热能后储存、按需释放；后者主要通过电池充放电实现电能的储存与输出。

不过，项目进入资格预审阶段，并不意味着其经济性已经得到验证。商业模式最终能否跑通，不仅要看技术能否满足供热要求，还要看园区实际热负荷、低谷电价、储放热效率、设备投资，以及最终蒸汽供应成本等因素。

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不止熔盐

长时储能还有这些技术路线

如果说熔盐储热主要瞄准工业热能需求，那么其他长时储能技术，则在电力系统调节、大规模电能存储等领域寻找机会。

先来看备受关注的压缩空气储能，它的基本原理是利用电力驱动压缩机，将空气压缩后储存起来，在需要时再释放压缩空气，通过膨胀做功驱动设备发电。对于大规模、长时间的电力调节需求，压缩空气储能具有一定发展空间。

不过这一技术路线非常依赖地理条件，盐穴、矿井、地下空间，这些都不是随处可得的资源。虽然现在已经有“非补燃”和人工硐室等技术在突破限制，但短期来看，它仍然更适合特定区域的大型项目。

再来看液流电池，这一技术路线属于电化学储能，目前较为主流的有全钒液流、铁铬液流。

全钒液流，安全、寿命长、技术成熟，从当前的落地项目数量和规模来看，它确实领先半个身位。但它的短板同样明显。钒属于稀有金属，价格波动较大，一旦上游涨价，项目成本就会被直接放大。不过，从另一个角度看，随着项目规模逐步放量，上游产能也在被反向拉动，成本曲线正在缓慢下移。

铁铬液流的逻辑很简单，把贵的材料换成便宜的。铁和铬的储量充足、价格稳定，从理论上看，整体成本可以比全钒液流低出约30%。但问题在于，铬离子交叉污染、系统效率偏低，如果这些瓶颈被突破，铁铬液流很可能会成为后来居上的那匹“黑马”。

最后是抽水蓄能，这算是较为成熟的大规模储能方式。它通过电力将水抽至高处，在需要时放水发电，能够承担电力系统中的能量转移和调节任务。其优势在于技术成熟、规模大、储能时长较长，但项目通常需要适宜的地形和水资源条件，建设周期也相对较长，因此并非所有地区都具备开发条件。

所以准确的说，目前长时储能并没有一条能够适用于所有场景的技术路线。不同技术在储能时长、系统效率、建设条件、投资成本和能量转换方式上各有差异，真正决定项目选择的，往往不是单项参数谁更突出，而是技术与应用场景是否匹配。

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要走向规模化

最终还得算清经济账

无论是熔盐储能还是其他长时储能技术路线，都正在从单纯追求装机规模，逐渐转向更具体的应用需求。

但有需求，并不意味着一定能够赚钱。就拿熔盐储能来说，低谷电价是否足够有吸引力、热负荷是否稳定、储热系统能否满足生产要求，都会影响项目的运行收益。如果电价差不足以覆盖设备折旧、运行维护和能量转换损耗，即使技术可行，也未必具备足够的经济性。

其他技术路线同样如此，电力型长时储能需要结合充放电价差、调峰需求、辅助服务等实际收益来源进行测算；压缩空气储能和抽水蓄能还要考虑建设条件、项目周期和投资回收；液流电池则需要在系统成本、效率和使用寿命之间寻找平衡。

这也意味着未来的市场空间不只取决于技术进步，还取决于应用场景能否提供稳定的收益支撑。长时储能的竞争，最终不是比谁的技术名称更新，也不是比谁的储能时长更长，而是谁能把能量存储与真实需求连接起来，并形成可持续的商业回报。

至于能否走得更远，答案最终还要由一个个真实项目的运行表现来验证。