在实现双碳的道路上，光伏的“孪生子”——光热或扮演关键角色。

作为中国目前最大的槽式光热电站，中核龙腾内蒙古乌拉特100MW槽式光热示范电站位于内蒙古自治区巴彦淖尔市东北部，年发电量达到约3.92亿千瓦时。

该项目申报单位和关键装备与核心技术提供商，是常州龙腾光热科技股份有限公司（下称常州龙腾）。日前，该公司总经理俞科对界面新闻表示，由于蒙西电网具有结构性缺电的特点，每天下午6点到晚上10点左右会出现晚高峰结构性缺电，该光热项目的投运为缓解地区结构性缺电发挥了很大作用。

受到气象条件制约，光伏、风力发电的功率具有间歇性、波动性和随机性，对电力系统的安全性和供电可靠性造成挑战。

今年3月，中国首次提出将构建以新能源为主体的新型电力系统。这一方面要求以高比例可再生能源确保电力电量供应，另一方面需要保障电力系统安全，包括频率、电压安全、功角稳定等。

这意味着对储能容量提出了更大的要求，同时还需要更多的具有交流同步发电机特性的灵活调节电源。

在此背景下，光热的固有优势得以突出。

区别于将光能直接转化为电能的光伏，光热是利用反射镜将太阳光汇聚到收集装置中，装置内的传热介质再进入到换热系统中与水进行换热，提供蒸汽从而驱动发电机发电。按太阳能采集方式划分，光热发电形式有槽式、塔式、碟式、菲涅尔式四种。

光热发电最大的优势在于其天然的储能特质，可先将白天的太阳能以热能形势储存起来，并在晚间或其他用电高峰期再带动汽轮发电。

“光热发电机组配置储热系统，发电功率稳定可靠，可实现24小时连续稳定发电，可替代燃煤电站作为基础负荷，提高风电、光伏等间歇性可再生能源消纳比例，并可作为离网系统的基础负荷电源。”俞科指出，此外，光热发电机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可深度参与电网调峰。

除了储能的先天优势，光热也对电网较为“友好”，它具备风、光缺乏的同步发电装置的转动惯量、调频、调压功能，这一功能对于系统频率与电压调节至关重要。

“电力系统的运行，需要连续、稳定的电源作为支撑。”浙江中控太阳能技术有限公司（下称浙江中控）董事长金建祥对界面新闻表示，光热发电由于自带大规模、低成本、安全环保的储能系统，能够实现自身的平稳发电，可替代火电成为电力系统的基荷电源。

金建祥认为，光热具备了煤电的所有优点，同时也继承了新能源的低碳优势。

“就每度电全生命周期的碳排放而言，根据国外研究机构测算，光热不到10克、光伏50克、煤电800克，天然气400克。”他给出了一组数据。

中控太阳能成立于2010年，主做塔式太阳能热发电技术研究与产业化推广。

但光热项目的上述优势，需要基于配备合适技术路线的储能系统。

“光热发电对光照质量的要求要高于光伏。不加储能的光热，和光伏本质上没有太大差别。”金建祥表示。2016年起，中控太阳能对光热项目进行了熔盐储能改造。

“2016年之前，光热作为新生事物，并没有意识到储能的重要性。当时电网比较欢迎发电机发电的光热，所以我们建设了第一个10MW不带储能的光热电站。”金建祥称，2016年后，光伏成本在竞争中快速下降，但当时光伏发电并不稳定、上网较难，因此中控太阳能决定研究光热储能改造，最终选择了熔盐储能技术路线，这条路线几乎与国外同步进行研究。

“改造前的蒸汽储能仅有半小时储能时间，改造后的熔盐储能可在满负荷情况下达到7小时。通过增大储罐还可以实现更长时间的储能。”金建祥补充道。

基于光热电站的熔盐储能，采用双罐系统，用电加热冷盐罐中的低温熔盐，加热后的高温熔盐进入到热盐罐中进行储存，后进入到换热系统中与水进行换热，释放热量，放热后的熔盐进入到冷盐罐中进行储存。该技术具备储能容量大、安全性高、使用寿命长、环境友好、适用范围广等优势。

金建祥认为，从长远来看，要实现双碳目标，光热储能是不可或缺的新能源。“产业链规模一旦形成，价格将大幅降低。经详细测算，2025年度电成本可以做到7-8毛钱，2028年可以达4毛钱”。

他指出，即使以目前价格，在4小时以上的储能情况下，“光伏+光热储能”与“光伏+其他储能”相比，前者优势已非常明显。

那为何不能将熔盐储能等储换热系统，直接应用于目前成本更低的光伏、风电呢？

金建祥对界面新闻解释称，一因为熔盐储能是新技术，在能源领域并不常见，但全球看，储能量与电化学几乎相当；二是熔盐储能规模较大，要解决目前电力系统中的弃风弃光，只要规模较小的储能就已够了，熔盐储能显得“太高配”。

“但长远看，未来10-20年光热储能是必需的。因此，这可称作是给未来储备的技术。”

第三，光伏、风电若直接配置熔盐储能，由电转化为热的设备工艺较复杂、成本较高，这一环节每千瓦时约增加6分钱的成本；熔盐储能在光热应用场景下，成本则相对较低。

通过首批示范项目的建设投产，中国光热发电相关技术与产业均得到快速发展，但仍处于初期发展阶段，发电装机规模较小，也往往被政策和市场“忽视”，行业发展存在诸多瓶颈。

2016年9月，国家发改委和能源局相继发布太阳能热发电示范项目标杆上网电价（每千瓦时1.15元），以及包含了20座首批光热发电示范项目的《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，中国光热发电示范项目建设的大幕被开启。

参与首批光热示范项目的企业，既包括了中广核、中电建、三峡集团、中节能等央企，也包括中控太阳能、首航高科(002665.SZ)、中海阳能源集团股份有限公司、兰州大成科技股份有限公司、常州龙腾光热科技股份有限公司等民企。

但据统计，2019年中国光热发电新增装机仅20万千瓦，总建成装机仅44.4万千瓦。这与光伏差距巨大。2019年，全国新增光伏发电装机达3011万千瓦。

电力规划设计总院高级顾问孙锐孙锐认为，制约中国光热发电可持续发展的主要因素，在于相关政策缺乏连续性。

自2016年推出首批示范项目后，国家一直未明确光热发电下一步的支持政策。

国家发改委价格司在批复第一批示范项目的上网电价文件中，仅明确了2018年底前并网发电项目的上网电价，但一直未明确以后并网发电项目的上网电价，导致部分投资方放弃项目建设。

2020年初，国家出台《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围。

孙锐认为，在国内光热发电产业的初期阶段，上网电价形成机制尚未完成市场化改革之前，取消电价补贴，意味着抑制了市场需求。

由于政策缺乏延续性，导致当前国内光热发电缺乏明确的市场发展空间，成本也无法通过规模化应用持续降低。

“目前光热唯一的缺点是规模太小、成本太高。这和光伏、风电大规模装机后形成的低成本相比，暴露无遗。”金建祥认为，只要五到十年内，国家适当给予支持，例如每年给予30亿-40亿的补贴，推动光热产业链、规模做大，再通过产品迭代更新，技术逐步成熟，光热成本会显著下降。

为此，金建祥建议，在“十四五”规划中，明确光热发电的战略定位，规划一定装机容量，并在一定期限内继续给予光热发电一定的补贴；在风、光装机规模集中、比例迅速提高的地区，布局建设一批“光热+光伏/风电”多能互补示范项目，以光热发电作为调峰手段；光热储能应参照抽水蓄能两部制电价政策，落实储能型光热电站的价格形成机制。

俞科也认为，政策导向上应发挥光热发电的调峰特性，引导“光热＋光伏/风电”的可再生能源基地建设模式，深入推进源网荷储和多能互补项目建设；完善跨区峰谷分时电价政策，并将销售电价模式向电源侧传导，体现光热发电的基础负荷和调峰价值，推动光热产业可持续发展。