可再生能源大规模发展下的“刚需”，天辰app带动多种储能储热技术火热出圈。其中，熔盐储能的爆发式增长尤为亮眼。

 

根据行业智库CSPPLAZA数据，天辰app截至2021年底，国内光热发电装机规模约为590MW，约占全球光热发电装机总量6.69GW的9%。由于近两年项目批复节奏明显加快，截至今年年初，国内存量的规划、签约、招标、在建光热发电项目高达4.5GW，集中在青海、甘肃、新疆等地。这意味着，目前光热发电的发展空间是存量的近十倍起步。

 

作为光热发电公认的“最佳拍档”，熔盐储能亦受到市场的强烈关注。上述项目中，以熔盐为传热储热介质的光热发电项目占据了绝对的主流。目前公认的传热储热介质包括水、混凝土、导热油以及熔盐等，其中熔盐因工作温度高、传热性能好、安全性强、使用寿命长等优势成为项目方的首选。这引得多家券商机构纷纷调高了相关公司的评级和预期。

 

尽管市场形势良好，但多位行业资深人士仍对第一财经记者表达了担忧。一是光热发电的上网电价传导机制尚未形成，多能互补项目的打捆方式存在弊端。二是现有的熔盐原料产能不能满足项目规划需求，亟须协同厂商和审批部门扩大产能规模。此外，部分人士表示，期待现有的政策能有效衔接推动熔盐储能的快速发展，例如园区中的熔盐储能不宜认定为大工业用户收取费用。

 

光热发电，曲折中发展

 

国内光热发电的发展并非一帆风顺，而是在近一年才驶入快车道。

 

作为我国最早的光热项目，青海中控太阳能德令哈10MW塔式光热电站于2013年7月成功并网，是亚洲首个投入商业运行的光热项目、全球第六座实现商业化运营的塔式光热电站。

 

2016年9月，国家能源局发布第一批20个太阳能热发电示范项目名单，包括9个塔式电站、7个槽式电站和4个菲涅尔电站，总装机134.9万千瓦，上网电价1.15元/千瓦时。但是，这批项目此后真正建成的只有不到一半。

 

和其他新能源技术一样，经济性是决定项目发展前景的重要因素。据业内人士测算，新建光热发电度电成本每千瓦时约为0.9~1元，远高于陆上风电和光伏发电。雪上加霜的是，2020年和2021年出台的两份文件明确，2021年以后新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，新核准的光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

 

成本高昂的光热发电，突然没有了补贴，必须直面与煤电、风光项目的价格竞争，这使得产业链上的企业感到岌岌可危。曾经在光热发电领域工作十余年的王洪国第一次感受到“冬天来了”。转眼两年过去，王洪国从光热发电转型到了熔盐储能赛道，成为山西沃锦新材料股份有限公司营销技术总监，而过去看似要“被抛弃”的光热发电也“爆发了”。