不久前，國家能源局發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》。通知提到，建立保障性并網、市場化并網等多元化并網保障機制。

市場化并網是指保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等靈活調節能力。

現有大規模光伏和風電存在“極熱無風”和“極寒無光”的先天短板，導致其在冬夏季節的用電晚高峰時段都難以提供有效出力。

公開信息顯示，去年入冬以來，受極寒天氣影響和電取暖的增加，全國用電負荷超過夏季高峰，創歷史新高，特別是1月7日晚高峰的負荷比2020年夏季峰值增長了10%以上。當日晚間全國光伏發電出力是零，且當天全國大部分地區無風，導致風力發電裝機出力只有正常情況下的10%，即1月7日的用電晚高峰時段，全國有5.3億千瓦風電和5億千瓦的光伏電力沒有出力。

另外，冬季枯水期使得我國3.7億千瓦水電裝機在當天晚高峰時段有2億千瓦沒有出力。而且，冬季也是天然氣的用氣高峰，當時我國的1億千瓦天然氣發電裝機中有一半左右沒有出力。再加上全國發電裝機的區域布局和停機檢修情況，于是出現了我國20多億千瓦電力裝機卻難以保障12億千瓦用電負荷的現象。

可以預見，隨著“雙碳”目標下光伏和風電裝機繼續迅猛增長，今后每年冬夏季的全國用電緊張類似局面只會不斷加劇，需馬上采取強力的應對措施。

今年3月1日，國家電網發布《“碳達峰、碳中和”行動方案》，提出要加快能源技術創新，提高新能源發電機組涉網性能，加快光熱發電技術推廣應用；提升靈活調節電源的比重，建設調峰電源，發展“新能源+儲能”、光熱發電，提高系統調節能力。

光熱電站自帶長周期、大規模、安全可靠的熱儲能，可適當配置天然氣補燃以實現幾乎全年晝夜不間斷穩定發電及為光伏、風電提供靈活調峰輔助服務。光熱發電通過蒸汽推動汽輪發電機組發電，還能為系統提供可靠的轉動慣量，能在高比例光伏、風電滲透的電力系統中承擔類似燃煤和燃氣火電的“壓艙石”角色。

我國西部地區大多水資源匱乏，受枯水期及漫長冬季冰凍影響，并不適合大規模建設抽水蓄能電站，并且，抽水蓄能電站建設工期往往在5年以上，而光熱電站建設期平均只需18個月。西部的火電廠很多都是“以熱定電”的熱電聯供機組，每年有近半年需保障民生供暖，可額外用于為光伏、風電調峰的空間并不大。另外，西部地區已幾乎不能再新建專門用于調峰輔助服務的燃煤火電廠。

場地布置靈活的電化學儲能響應速度快，在分布式新能源領域的1~2小時儲能時長以內調用具有一定優勢，但最近國內外連續發生了多起安全事故，及存在的電站30年壽命期內因效率衰減而需批次更換的問題，使得業界短期內對其在大型新能源電站中的長周期、規?；瘧么嬖陬檻]。

電化學儲能在超過4小時以上的長周期儲能應用時，會導致其度電成本成倍增加，目前離經濟可行性有較大差距。而從電網的角度，真正能滿足實現“早晚高峰”及其它時段可隨時響應調峰指令的儲能系統，一般需具備8~10小時左右的儲能時長。

光熱電站中，目前采用的物理熱儲能介質熔鹽是硝酸鉀和硝酸鈉的混合物，工藝成熟，早已在工農業領域量應用，在電站30年壽命周期內都沒有損耗，也無需更換。硝酸鉀和硝酸鈉在位于我國西部地區的青海鹽湖和新疆吐魯番等地的礦山中都有巨大儲藏。因此，在西部地區大規模發展光熱發電，可實現熔鹽化工原料在西部就地生產及應用，形成綠色低碳循環化工。

因此，目前看來，若選擇在西部地區能規?；瘽M足電網8~10小時儲能時長的調峰要求，且能在數年內完成相當規模裝機的發展方式，光熱發電應是重要發展方向。光熱電站的常規發電島裝備和技術與燃煤火電站基本相同，火電的全產業鏈裝備和技術基本都能應用于光熱電站。

在筆者看來，為實現黨中央提出的“雙碳”目標及構建以新能源為主體的新型電力系統，我國在2060年碳中和前需新增幾十億千瓦新能源裝機。中東部地區受制于場地空間、風光資源等核心要素限制，新能源大發展的主戰場重歸西部已是大勢所趨。西部有幾十萬平方公里戈壁、荒漠等地形，可滿足“雙碳”目標的幾十億千瓦新能源發電裝機，且西部地區的太陽能、風能資源條件都好于中東部地區，即使加上往中東部地區的輸電成本，其綜合度電成本依然低于中東部地區的太陽能和風能發電。

所以，筆者認為，能否以最低成本、最快速度、最大規模實現“雙碳”目標下的新能源發電裝機，關鍵是能否在合適配套政策支持下，盡快全面推進西部多個與特高壓外送通道配套的光熱、光伏和風電多能互補大型基地建設。發展光熱發電不僅能帶動傳統火電裝備產業鏈，替代節省寶貴的調峰電站用天然氣，且能協同促進更多光伏、風電裝機，可謂一舉多得。

經過近20年的產學研結合和國家首批光熱示范項目政策的支持，國內目前已建成10多座規模化光熱電站，已實現95%以上關鍵技術裝備全國產化。光熱電站是資金、技術和人才密集型的高精尖產業，在首批示范項目推進過程中，各方已積累了諸多寶貴經驗和教訓，多項國產核心技術產品的關鍵指標已處于世界先進水平，部分中國企業已走向海外承接大型工程光熱電站工程。海外中東北非及拉美智利等地的多個光熱項目開發商都已認可中國光熱企業的技術產品實力，邀請中國企業參與項目的實施，以推動海外光熱發電的成本下降并開發更大市場。未來，隨著超臨界二氧化碳、高溫顆粒吸熱儲熱等創新技術的成熟應用，光熱發電成本將大幅下降。但當前自帶長周期、規?；瘍δ艿墓鉄岚l電度電成本仍顯著高于光伏、陸上風電等間歇性新能源，這就導致了對光熱發電的專項電價補貼目前看來難有持續性。

筆者建議盡快出臺政策細則，支持在西部建設大型光熱、光伏、風電多能互補基地，建議第一階段給予多能互補互補中的光熱發電不低于國內天然氣發電價格的政策支持，促成千萬千瓦級互補基地建成并網，第二階段給予多能互補中的光熱發電不低于國內火電調峰電價的政策支持，促成數千萬千瓦級互補基地建成并網。

在此基礎上，隨著更多先進光熱發電技術產品的成熟應用，未來有望實現光熱發電的度電成本和靈活可調度性能都能與燃煤燃氣火電競爭，成為同時具備基礎電源和靈活調峰電源特性的重要新能源品種。整個傳統火電行業的裝備、技術和人員都可準確匹配到光熱發電產業鏈，以最低代價實現傳統能源鏈的清潔轉型。屆時，我國西部及海外高輻照地區完全可能實現新增10億千瓦級光熱電站，同時又可帶動幾十億千瓦光伏、風電的裝機消納，為全球實現碳中和做出來自中國光熱發電產業的貢獻。

注：本文作者為恒基能脈新能源科技有限公司和首航節能光熱技術股份有限公司創始人姚志豪。