不久前，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。通知提到，建立保障性并网、市场化并网等多元化并网保障机制。

市场化并网是指保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力。

现有大规模光伏和风电存在“极热无风”和“极寒无光”的先天短板，导致其在冬夏季节的用电晚高峰时段都难以提供有效出力。

公开信息显示，去年入冬以来，受极寒天气影响和电取暖的增加，全国用电负荷超过夏季高峰，创历史新高，特别是1月7日晚高峰的负荷比2020年夏季峰值增长了10%以上。当日晚间全国光伏发电出力是零，且当天全国大部分地区无风，导致风力发电装机出力只有正常情况下的10%，即1月7日的用电晚高峰时段，全国有5.3亿千瓦风电和5亿千瓦的光伏电力没有出力。

另外，冬季枯水期使得我国3.7亿千瓦水电装机在当天晚高峰时段有2亿千瓦没有出力。而且，冬季也是天然气的用气高峰，当时我国的1亿千瓦天然气发电装机中有一半左右没有出力。再加上全国发电装机的区域布局和停机检修情况，于是出现了我国20多亿千瓦电力装机却难以保障12亿千瓦用电负荷的现象。

可以预见，随着“双碳”目标下光伏和风电装机继续迅猛增长，今后每年冬夏季的全国用电紧张类似局面只会不断加剧，需马上采取强力的应对措施。

今年3月1日，国家电网发布《“碳达峰、碳中和”行动方案》，提出要加快能源技术创新，提高新能源发电机组涉网性能，加快光热发电技术推广应用；提升灵活调节电源的比重，建设调峰电源，发展“新能源+储能”、光热发电，提高系统调节能力。

光热电站自带长周期、大规模、安全可靠的热储能，可适当配置天然气补燃以实现几乎全年昼夜不间断稳定发电及为光伏、风电提供灵活调峰辅助服务。光热发电通过蒸汽推动汽轮发电机组发电，还能为系统提供可靠的转动惯量，能在高比例光伏、风电渗透的电力系统中承担类似燃煤和燃气火电的“压舱石”角色。

我国西部地区大多水资源匮乏，受枯水期及漫长冬季冰冻影响，并不适合大规模建设抽水蓄能电站，并且，抽水蓄能电站建设工期往往在5年以上，而光热电站建设期平均只需18个月。西部的火电厂很多都是“以热定电”的热电联供机组，每年有近半年需保障民生供暖，可额外用于为光伏、风电调峰的空间并不大。另外，西部地区已几乎不能再新建专门用于调峰辅助服务的燃煤火电厂。

场地布置灵活的电化学储能响应速度快，在分布式新能源领域的1~2小时储能时长以内调用具有一定优势，但最近国内外连续发生了多起安全事故，及存在的电站30年寿命期内因效率衰减而需批次更换的问题，使得业界短期内对其在大型新能源电站中的长周期、规模化应用存在顾虑。

电化学储能在超过4小时以上的长周期储能应用时，会导致其度电成本成倍增加，目前离经济可行性有较大差距。而从电网的角度，真正能满足实现“早晚高峰”及其它时段可随时响应调峰指令的储能系统，一般需具备8~10小时左右的储能时长。

光热电站中，目前采用的物理热储能介质熔盐是硝酸钾和硝酸钠的混合物，工艺成熟，早已在工农业领域量应用，在电站30年寿命周期内都没有损耗，也无需更换。硝酸钾和硝酸钠在位于我国西部地区的青海盐湖和新疆吐鲁番等地的矿山中都有巨大储藏。因此，在西部地区大规模发展光热发电，可实现熔盐化工原料在西部就地生产及应用，形成绿色低碳循环化工。

因此，目前看来，若选择在西部地区能规模化满足电网8~10小时储能时长的调峰要求，且能在数年内完成相当规模装机的发展方式，光热发电应是重要发展方向。光热电站的常规发电岛装备和技术与燃煤火电站基本相同，火电的全产业链装备和技术基本都能应用于光热电站。

在笔者看来，为实现党中央提出的“双碳”目标及构建以新能源为主体的新型电力系统，我国在2060年碳中和前需新增几十亿千瓦新能源装机。中东部地区受制于场地空间、风光资源等核心要素限制，新能源大发展的主战场重归西部已是大势所趋。西部有几十万平方公里戈壁、荒漠等地形，可满足“双碳”目标的几十亿千瓦新能源发电装机，且西部地区的太阳能、风能资源条件都好于中东部地区，即使加上往中东部地区的输电成本，其综合度电成本依然低于中东部地区的太阳能和风能发电。

所以，笔者认为，能否以最低成本、最快速度、最大规模实现“双碳”目标下的新能源发电装机，关键是能否在合适配套政策支持下，尽快全面推进西部多个与特高压外送通道配套的光热、光伏和风电多能互补大型基地建设。发展光热发电不仅能带动传统火电装备产业链，替代节省宝贵的调峰电站用天然气，且能协同促进更多光伏、风电装机，可谓一举多得。

经过近20年的产学研结合和国家首批光热示范项目政策的支持，国内目前已建成10多座规模化光热电站，已实现95%以上关键技术装备全国产化。光热电站是资金、技术和人才密集型的高精尖产业，在首批示范项目推进过程中，各方已积累了诸多宝贵经验和教训，多项国产核心技术产品的关键指标已处于世界先进水平，部分中国企业已走向海外承接大型工程光热电站工程。海外中东北非及拉美智利等地的多个光热项目开发商都已认可中国光热企业的技术产品实力，邀请中国企业参与项目的实施，以推动海外光热发电的成本下降并开发更大市场。未来，随着超临界二氧化碳、高温颗粒吸热储热等创新技术的成熟应用，光热发电成本将大幅下降。但当前自带长周期、规模化储能的光热发电度电成本仍显著高于光伏、陆上风电等间歇性新能源，这就导致了对光热发电的专项电价补贴目前看来难有持续性。

笔者建议尽快出台政策细则，支持在西部建设大型光热、光伏、风电多能互补基地，建议第一阶段给予多能互补互补中的光热发电不低于国内天然气发电价格的政策支持，促成千万千瓦级互补基地建成并网，第二阶段给予多能互补中的光热发电不低于国内火电调峰电价的政策支持，促成数千万千瓦级互补基地建成并网。

在此基础上，随着更多先进光热发电技术产品的成熟应用，未来有望实现光热发电的度电成本和灵活可调度性能都能与燃煤燃气火电竞争，成为同时具备基础电源和灵活调峰电源特性的重要新能源品种。整个传统火电行业的装备、技术和人员都可准确匹配到光热发电产业链，以最低代价实现传统能源链的清洁转型。届时，我国西部及海外高辐照地区完全可能实现新增10亿千瓦级光热电站，同时又可带动几十亿千瓦光伏、风电的装机消纳，为全球实现碳中和做出来自中国光热发电产业的贡献。

注：本文作者为恒基能脉新能源科技有限公司和首航节能光热技术股份有限公司创始人姚志豪。