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風光新能源大基地項目開發已成新能源平價時代的大趨勢，今年以來，超百GW的大基地項目陸續進入規劃和開發階段。

但要實現到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦的目標，空間還很大。未來在電源側，更多的風光大基地項目將陸續上馬。

而一個現實是，2021年的光伏裝機增速將不及預期，除了硅片價格走高這一影響因素外，電網方面對新能源電站調節電源的配置要求亦是一重要因素。配儲能調節電源已經成為必須，但現實是，在電源側配儲能，成本轉嫁讓投資商很難受。

目前的電化學儲能技術在電源側還沒有任何盈利模式，單獨的儲能電站收益和投資回報無法算得過來，電網公司給新能源投資企業的儲能配比要求卻在持續攀升，而即使配高比例的儲能（普遍要求的15%配比4小時儲能），新能源電站普遍也無法實現日調節。

在必須配儲能的前提下，除了電化學儲能，光熱發電這種既能發電又能儲能的技術或許更值得考慮。

光熱發電的優勢

光熱發電最主要的技術優勢是通過配置儲熱系統，機組的發電功率穩定可靠，基本不受光照強度變化的影響，可以實現連續24小時發電，并具有優良的調節性能。

與燃煤發電機組相比，光熱發電機組亦具有啟停時間更短、負荷調節范圍更廣、負荷調節速率更快等優點，具有更好的調節性能。

光熱發電是能量平移型的調峰儲能電源。光熱發電配置大容量、低成本儲熱，出力容易調節，熱態20分鐘可實現15%-100%發電負荷快速調節。

光熱發電是維持電網穩定的支撐電源。隨著火電退出，必然體現優質電力的稀缺性，光熱發電能提供轉動慣量和無功功率支撐；在輔助市場中價值更高。

光熱和光伏、風電為代表的可再生能源有很好的互補性，適合在電源側形成“光熱+光伏”的多能互補發電形式。光熱電站白天中午前后2～6小時低負荷運行或停機，為光伏讓路；用電高峰過后的夜間低負荷運行或停機，為風電或火電讓路；配合光伏和風電發電，成為一種穩定的清潔電源。

更重要的是，經過國家首批光熱示范項目的歷練，我國的光熱發電技術已經非常成熟，在系統集成能力，裝備國產化方面都已不存在任何問題，技術和供應鏈已經得到充分驗證，具備產業化規模化發展的基礎。

配電池儲能還是配光熱？

電化學儲能目前受制于成本高、壽命短和安全性較低等問題，光熱電站自帶的熔鹽儲能則具有大容量、長時間、低成本、安全、環保的顯著優勢。特別是在更為可貴的長時儲能方面，光熱電站的綜合儲能優勢更加突出。

在成本方面，鋰電池每度電的儲能環節成本在0.7元～0.8元/kWh；運行壽命最多8～10年就要更換電池，報廢后還存在環保的后處理問題。

圖：光熱發電熔鹽儲能優勢

更令人擔憂的是，在不得不配置儲能的要求下，為了減少儲能對項目收益的拖累，有些企業甚至直接采用梯級利用的劣質電池，這恐將造成非常大的安全隱患！

儲能的安全問題一直以來廣受非議，自2017年以來，全球已發生30起以上儲能相關的安全事故。近期的如2021年4月16日北京豐臺光儲充項目火災導致三名消防員犧牲；2021年7月30日澳大利亞“維多利亞大電池”項目中的特斯拉電池火災持續數天。無不在印證著儲能的安全之殤。

總體來看，光伏+電池儲能在用戶側具有廣泛的應用場景和經濟可行性，在電源側，光伏+光熱則更具綜合競爭優勢。

當然，單單一篇文章定然還無法很好地回答這一關鍵問題，中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、CSPPLAZA光熱發電平臺共同主辦的2022中國風光熱互補新能源基地開發大會提供了一個深度洞察該問題的平臺。大會將邀請行業相關的領導、專家，光熱、光伏和風電行業的主流企業，共同探討風光熱互補新能源基地項目的開發之道。

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