CSPPLAZA光热发电网报道：雾霾肆虐、煤改气、燃气价格上涨、发改委暂停燃气发电上马，最近一段时间以来，这几个关键词频频见诸报端，地方政府迫于节能减排压力，火电厂不得不削减燃煤排放，可再生能源供应又无法充当替代者的角色，对于供应我国电力需求绝大部分的传统火电厂，削减燃煤排放的出路又在哪里？

　　以可再生能源发电占比领先全球的德国为例，截止2012年底，德国风电、太阳能、生物质能等可再生能源电站的总装机容量已经超过7000万千瓦，年发电量占总发电量的25%，但与之相对的是，火电装机不降反增，德国今年已经批准和正在建设的新火电厂达近1500万千瓦。为何会出现这种怪异的现象呢？其根本原因在于风电、光伏之类的新能源因其本质上的缺陷，并非可以承担基础负荷的电力来源，在晚间，光伏将停止供电，而对于电力市场而言，晚间一般正是社会用电的高峰期，此时又当如何？我们依然需要依靠传统火电。在新能源电力占据电网供电容量相当比例的时候，某一天传统火电厂可能不再是最主要的供电源，但其依然不可或缺，其重要性将体现在电力调节方面，承担新能源发电无法满足特殊时段的电力需求的备用电源等。这将成为传统火电厂在新能源时代的独特价值。

　　德国能源署主席Stephan Kohle曾通过媒体呼吁：“我们仍然需要传统的火电厂！即使是到了2050年，届时德国的新能源比例已经高达80%，我们依然需要5000万千瓦（50GW）左右的火电厂容量，除非人类可以发展到控制太阳光和风的地步。”

　　德国的案例给予我们启示，对于中国而言，风电、光伏的大规模弃风、弃光现象早已不是新闻，依赖这样的不稳定电源满足电力市场的持续性需求是不可能的。因此我们也不可避免的需要传统火电厂。煤电和天然气发电作为我国传统火力发电的两大类别，煤电要排放大量二氧化碳、氮氧化物和二氧化硫、粉尘，是大气污染的罪魁祸首，天然气发电虽然相对清洁很多，但依然要排放一定量的温室气体，而且目前的天然气价格正在直线攀升，经济性开始下降，即便如此，我们仍不得不继续应用这两种电力来源，而我们可以做的是在不影响电网安全和供电质量、在技术可行的前提下尽可能地降低传统火电的容量，提高可再生能源发电的容量。

　　光热发电为此提供了一个可行的解决方案，基于长时间储热的光热电站将可以满足电力终端用户的即时电力需求。德国因不具备开发光热电站的光照资源而放弃了这一路线，而中国则完全可以利用西部地区的光照资源推进大型光热电站的建设，以提高可再生能源在电网中的容量，这一点目前已经在相当的范围内形成共识。但囿于我国光热发电的商业化大门尚未打开，光热电站的建设当前在我国的推进极为缓慢。

　　而在当前我国大力削减燃煤排放的大形势下，地方政府为完成节能减排指标，正大量推行“煤改气”，导致燃气供应紧张，价格上涨。中国石油大学工商管理学院副院长董秀成此前在接受媒体采访时表示，“按照目前1.95元/立方米的全国平均门站价格以及发改委到2015年最终的提价设想，预计未来三年我国天然气门站价格的涨幅可能达到70%~80%。”而另一方面，为缓解一哄而上的新增燃气发电装机现状，国家发改委主任徐绍史12月15日已经明确表示，燃气发电要暂停上马。

　　我们可以很清楚地看到，我们一方面要削减燃煤排放，一方面又面临燃气发电成本上涨和政府的限制，再一方面单纯地增加不稳定的风电和光伏的上网容量的弊端正在愈加显现。面对这样一个三难的局面，又该如何应对？在当前已知的所有的可再生能源发电形式中，光热发电是唯一一种可产出稳定可调电力且没有任何污染的绿色能源，现阶段在建设单纯的光热电站面临较大未知投资风险的情况下，大范围推广光热与传统火电站混合发电是较为可行的解决方案。无论是与煤电还是天然气进行混合发电，从实际应用的角度来看，世界范围内都已经有多个成功案例予以证明。对于我国而言，虽然技术层面尚有不确定性存在，但仍十分值得推进该技术的示范和商业化应用。

　　我国首个光热燃气联合循环示范项目华能三亚南山菲涅尔示范项目和首个光煤互补示范项目大唐天威803电厂示范项目已经相继建成，为此类光热混合发电技术积累了实践经验，此时正是推进该技术商业化发展的契机。对于有光照资源条件进行此类技术应用的传统电厂，政府通过节能减排等相关政策的落实鼓励其推进光热互补发电，将为传统火电站实现燃煤削减找到一条很好的出路。