在實現雙碳的道路上，光伏的“孿生子”——光熱或扮演關鍵角色。

作為中國目前最大的槽式光熱電站，中核龍騰內蒙古烏拉特100MW槽式光熱示范電站位于內蒙古自治區巴彥淖爾市東北部，年發電量達到約3.92億千瓦時。

該項目申報單位和關鍵裝備與核心技術提供商，是常州龍騰光熱科技股份有限公司（下稱常州龍騰）。日前，該公司總經理俞科對界面新聞表示，由于蒙西電網具有結構性缺電的特點，每天下午6點到晚上10點左右會出現晚高峰結構性缺電，該光熱項目的投運為緩解地區結構性缺電發揮了很大作用。

受到氣象條件制約，光伏、風力發電的功率具有間歇性、波動性和隨機性，對電力系統的安全性和供電可靠性造成挑戰。

今年3月，中國首次提出將構建以新能源為主體的新型電力系統。這一方面要求以高比例可再生能源確保電力電量供應，另一方面需要保障電力系統安全，包括頻率、電壓安全、功角穩定等。

這意味著對儲能容量提出了更大的要求，同時還需要更多的具有交流同步發電機特性的靈活調節電源。

在此背景下，光熱的固有優勢得以突出。

區別于將光能直接轉化為電能的光伏，光熱是利用反射鏡將太陽光匯聚到收集裝置中，裝置內的傳熱介質再進入到換熱系統中與水進行換熱，提供蒸汽從而驅動發電機發電。按太陽能采集方式劃分，光熱發電形式有槽式、塔式、碟式、菲涅爾式四種。

光熱發電最大的優勢在于其天然的儲能特質，可先將白天的太陽能以熱能形勢儲存起來，并在晚間或其他用電高峰期再帶動汽輪發電。

“光熱發電機組配置儲熱系統，發電功率穩定可靠，可實現24小時連續穩定發電，可替代燃煤電站作為基礎負荷，提高風電、光伏等間歇性可再生能源消納比例，并可作為離網系統的基礎負荷電源。”俞科指出，此外，光熱發電機組啟動時間、負荷調節范圍等性能優于燃煤機組，可深度參與電網調峰。

除了儲能的先天優勢，光熱也對電網較為“友好”，它具備風、光缺乏的同步發電裝置的轉動慣量、調頻、調壓功能，這一功能對于系統頻率與電壓調節至關重要。

“電力系統的運行，需要連續、穩定的電源作為支撐。”浙江中控太陽能技術有限公司（下稱浙江中控）董事長金建祥對界面新聞表示，光熱發電由于自帶大規模、低成本、安全環保的儲能系統，能夠實現自身的平穩發電，可替代火電成為電力系統的基荷電源。

金建祥認為，光熱具備了煤電的所有優點，同時也繼承了新能源的低碳優勢。

“就每度電全生命周期的碳排放而言，根據國外研究機構測算，光熱不到10克、光伏50克、煤電800克，天然氣400克。”他給出了一組數據。

中控太陽能成立于2010年，主做塔式太陽能熱發電技術研究與產業化推廣。

但光熱項目的上述優勢，需要基于配備合適技術路線的儲能系統。

“光熱發電對光照質量的要求要高于光伏。不加儲能的光熱，和光伏本質上沒有太大差別。”金建祥表示。2016年起，中控太陽能對光熱項目進行了熔鹽儲能改造。

“2016年之前，光熱作為新生事物，并沒有意識到儲能的重要性。當時電網比較歡迎發電機發電的光熱，所以我們建設了第一個10MW不帶儲能的光熱電站。”金建祥稱，2016年后，光伏成本在競爭中快速下降，但當時光伏發電并不穩定、上網較難，因此中控太陽能決定研究光熱儲能改造，最終選擇了熔鹽儲能技術路線，這條路線幾乎與國外同步進行研究。

“改造前的蒸汽儲能僅有半小時儲能時間，改造后的熔鹽儲能可在滿負荷情況下達到7小時。通過增大儲罐還可以實現更長時間的儲能。”金建祥補充道。

基于光熱電站的熔鹽儲能，采用雙罐系統，用電加熱冷鹽罐中的低溫熔鹽，加熱后的高溫熔鹽進入到熱鹽罐中進行儲存，后進入到換熱系統中與水進行換熱，釋放熱量，放熱后的熔鹽進入到冷鹽罐中進行儲存。該技術具備儲能容量大、安全性高、使用壽命長、環境友好、適用范圍廣等優勢。

金建祥認為，從長遠來看，要實現雙碳目標，光熱儲能是不可或缺的新能源。“產業鏈規模一旦形成，價格將大幅降低。經詳細測算，2025年度電成本可以做到7-8毛錢，2028年可以達4毛錢”。

他指出，即使以目前價格，在4小時以上的儲能情況下，“光伏+光熱儲能”與“光伏+其他儲能”相比，前者優勢已非常明顯。

那為何不能將熔鹽儲能等儲換熱系統，直接應用于目前成本更低的光伏、風電呢？

金建祥對界面新聞解釋稱，一因為熔鹽儲能是新技術，在能源領域并不常見，但全球看，儲能量與電化學幾乎相當；二是熔鹽儲能規模較大，要解決目前電力系統中的棄風棄光，只要規模較小的儲能就已夠了，熔鹽儲能顯得“太高配”。

“但長遠看，未來10-20年光熱儲能是必需的。因此，這可稱作是給未來儲備的技術。”

第三，光伏、風電若直接配置熔鹽儲能，由電轉化為熱的設備工藝較復雜、成本較高，這一環節每千瓦時約增加6分錢的成本；熔鹽儲能在光熱應用場景下，成本則相對較低。

通過首批示范項目的建設投產，中國光熱發電相關技術與產業均得到快速發展，但仍處于初期發展階段，發電裝機規模較小，也往往被政策和市場“忽視”，行業發展存在諸多瓶頸。

2016年9月，國家發改委和能源局相繼發布太陽能熱發電示范項目標桿上網電價（每千瓦時1.15元），以及包含了20座首批光熱發電示范項目的《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，中國光熱發電示范項目建設的大幕被開啟。

參與首批光熱示范項目的企業，既包括了中廣核、中電建、三峽集團、中節能等央企，也包括中控太陽能、首航高科(002665.SZ)、中海陽能源集團股份有限公司、蘭州大成科技股份有限公司、常州龍騰光熱科技股份有限公司等民企。

但據統計，2019年中國光熱發電新增裝機僅20萬千瓦，總建成裝機僅44.4萬千瓦。這與光伏差距巨大。2019年，全國新增光伏發電裝機達3011萬千瓦。

電力規劃設計總院高級顧問孫銳孫銳認為，制約中國光熱發電可持續發展的主要因素，在于相關政策缺乏連續性。

自2016年推出首批示范項目后，國家一直未明確光熱發電下一步的支持政策。

國家發改委價格司在批復第一批示范項目的上網電價文件中，僅明確了2018年底前并網發電項目的上網電價，但一直未明確以后并網發電項目的上網電價，導致部分投資方放棄項目建設。

2020年初，國家出臺《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍。

孫銳認為，在國內光熱發電產業的初期階段，上網電價形成機制尚未完成市場化改革之前，取消電價補貼，意味著抑制了市場需求。

由于政策缺乏延續性，導致當前國內光熱發電缺乏明確的市場發展空間，成本也無法通過規模化應用持續降低。

“目前光熱唯一的缺點是規模太小、成本太高。這和光伏、風電大規模裝機后形成的低成本相比，暴露無遺。”金建祥認為，只要五到十年內，國家適當給予支持，例如每年給予30億-40億的補貼，推動光熱產業鏈、規模做大，再通過產品迭代更新，技術逐步成熟，光熱成本會顯著下降。

為此，金建祥建議，在“十四五”規劃中，明確光熱發電的戰略定位，規劃一定裝機容量，并在一定期限內繼續給予光熱發電一定的補貼；在風、光裝機規模集中、比例迅速提高的地區，布局建設一批“光熱+光伏/風電”多能互補示范項目，以光熱發電作為調峰手段；光熱儲能應參照抽水蓄能兩部制電價政策，落實儲能型光熱電站的價格形成機制。

俞科也認為，政策導向上應發揮光熱發電的調峰特性，引導“光熱＋光伏/風電”的可再生能源基地建設模式，深入推進源網荷儲和多能互補項目建設；完善跨區峰谷分時電價政策，并將銷售電價模式向電源側傳導，體現光熱發電的基礎負荷和調峰價值，推動光熱產業可持續發展。