编者按：本文由曾履职政府部门分管科技工作的退休公务员张建城先生所作，旨在抛砖引玉，促进探讨交流。文章阐述其个人观点，欢迎大家在留言讨论。
自2021年以来，国家发展改革委和国家能源局多次发文，强调光热发电在我国新能源建设中的重要地位，对光热发电发展寄予厚望，尤其是2023年4月，国家能源局综合司在《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》中强调，“发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行，进而提升新能源发电的稳定性和可靠性。”总之，在这些文件中“风光热储一体化”摆在突出位置。显然，“风光热储一体化”作为新质生产力的代表预示了我国新能源的发展方向。不过我认为，将不稳定、不连续的风电光伏和光热发电简单集合在一起，并非优势互补。因为风电也好，光伏也罢，包括光热发电，年发电时数都超不过3000小时，本质还是间歇性能源，即使规模扩大，也摆脱不了这一现实。显然，这就给我们提出一个新课题，即如何定义“风光热储一体化”？如何在技术上实现可再生能源的优势互补。
其实，光热发电与燃煤发电和核电同属“热发电”，特别是与核电为近亲，只要能够提供足够的外热源，就能保证“热发电”连续运行，从而克服间歇性弊端。笔者就此谈谈个人看法供参考。
一、对“风光热储一体化”定义的探讨”
“风光热储一体化”应是根据资源性、技术性、经济性三原则将风电、光伏和光热发电有机组合在一起，以光热发电的热储能设施为中心，以发电为基本职能的技术经济体。这一经济体的目标是成为电网友好型的基荷电源，向电网提供高质量稳定电力，承载电网调峰职能，或为氢化工基地提供可靠稳定电力，与燃煤电站、水电站及核电站共同保证电网安全。
基于定义，“风光热储一体化”基地建设的规模至少在GW以上，根据国家能源局的要求，“可提前规划百万千瓦、千万千瓦级光热发电基地。”在“风光热储一体化”基地，运行模式将改以“电热电”为主，即将风电和光伏的不稳定不连续电力全部通过电加热装置或电热锅炉提供给附属于光热发电的热储能设施，以电转热技术形式通过热发电机组直接消纳风电光伏电力，除非储热量满足预先设定的时长为星期或月的机组运行时间，方允许余电上网。显然，在“风光热储一体化”基地，热储存设备的数量和规模必须与热发电机组相匹配，以满足动力机组基本运行。
基于规模要求，光热发电的动力机组单机功率至少在10万kW以上，最好为35~70万kW。蒸汽朗肯发电和超临界二氧化碳布雷顿发电机组根据储热温度梯次配置，优化组合，实现热能充分利用。
在“风光热储一体化”基地里，光热发电站的聚光镜场设计不与太阳能倍数挂钩，为减少无效投资，最多为1.5倍设置，因为相比“电转热”，聚光集热不仅效能低且投资昂贵，因此，“风光热储一体化”基地的热源其主力军是风电和光伏，其次才是聚光集热和配套的补热设施。
“风光热储一体化”的传热介质或储热介质的工况温度可根据配属的动力机组设定，例如朗肯蒸汽动力机组的工况可在600℃以内，超临界二氧化碳发电机组则在700~900℃。电转热模式下，传热介质温度可通过电加热装置人为设定，因此，“风光热储一体化”的热电工况温度可选择的空间很大。
“风光热储一体化”基地的年发电时数设计要仿效核电，可确定在6500至7000小时，相比传统光热发电的年发电时数增加了不止一倍，也比燃煤电站的5500小时多。我国当前核电投资成本与光热发电大体相仿，差距不大，为何单位发电成本相距很大？关键在于发电时数，核电站年发电时数设计为7000小时，尽管工况温度低，只有300℃，与槽式电站差不多，但它不靠天吃饭，一年或一年半换一次料，作为基荷电源但不参与调峰，而光热发电站无论是塔式还是槽式，也无论是国外的还是国内已投运的，实际年发电时数均低于3000小时。其实，塔式电站最早的如西班牙的吉玛索（GEMASOLAR）电站，号称“太阳能3号”，年发电时数设计为6450小时，只是无法实现。
二、长时储能设施和储热介质的选择
“风光热储一体化”基地的储能设施是实现可靠运行的关键。基于“电热电”运行模式，其热储罐的储热温度应提高至700~900℃，以适应超临界二氧化碳发电。笔者认为，储能设施工况温度的设计应灵活，可根据传热介质和储热介质规划分为3个档次，分别为400℃、600℃和900℃，梯度组合，以便循环利用。
储热介质的选择需要根据需要有所区别，熔盐显然不是唯一选择。储热介质既有显热的，也有潜热的，既有固体的，也有液体的，热储能设备的设计和选材要与其相适应。其中适于700-900℃高温的储热介质如单质硫、金属钠、金属铝或其他液态金属等，固体储热介质如陶瓷、金属钢渣、硅沙颗粒、粉煤灰、耐高温水泥等。适于300~600℃的储热介质如传统的硝酸类熔盐或固体储热介质等。
近期，SolarPACES 在其网站介绍了很多储热技术，例如由欧盟资助的Next-CSP项目，紧跟美国能源部（DOE）的固体粒子储热和传热技术，目标成本为 5美分/千瓦时，其中包括太阳能或风能发电预计成本2.5美分/千瓦时，要求存储成本不超过2.5美分/千瓦时。瑞典的Azelio则将太阳能和风能以热能的形式储存在回收铝中，并率先在Noor Energy 1号应用实验。德国联邦经济事务和能源部资助卡尔斯鲁厄理工学院（KIT）和德国航空航天中心（DLR）采用液态金属作储热介质。西门子歌美飒则在德国开展采用风电制热的1000吨岩石的储热发电示范等。而我国各大电力集团除了研究熔盐储能技术外，其它类型的热储能技术成果鲜有报道，或未透露。总之，热储能是实现长时储能的基本手段，而且国际同行的研究都处在探索阶段，我国刚刚在中科院工程热物理所成立“规模化长时储能研究室”，相信只要群策群力，各显其能，我国完全有能力有机会在热储能技术领域实现引领和超跑。
三、热源多元化
热发电依托充足的热，那么热从哪里来呢？
“风光热储一体化”基地除了依托风电光伏电转热外，传统光热发电站配属专用燃气锅炉用于补热的技术仍可沿用。配属燃气锅炉其目的是防止储罐低温结晶和管道堵塞，也是应对低温气候的安全应急手段。但美国NREL在2011年曾提出在光热发电系统中配置燃气发电装置，其目的是将产生的高温余热用于储热，但因为使用天然气，不符合零碳要求而弃用，但欧盟则在2018年组织几个国家进行了创新型HYSOL光热混合电站实验，针对欧洲南部地区DNI较低的现状，提出沼气与光热发电互补研发课题，实验效果很理想，至少证明可平衡季节性发电。
试想，如果采用最新的以绿氢作为燃料的燃气发电技术取代传统燃气发电，或者移植航天的氢氧发动机技术，是完全可行的，或配置固体燃料电池如固体氧化物燃料电池(SOFC)和熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)，在利用绿氢发电的同时，其排出的高温余热为储热装置补热。
再或者采用二氧化碳加氢反应生产甲烷，其费托合成产生的强放热反应直接用于存储，虽然投资成本高了一点，但可彻底解决光热发电不稳定不连续的弊端。其实，这种“过程热”也表现在氢氮反应中，采用哈伯工艺生产氨，传统方法都是将反应炉产生的高温热用于发电，这在化肥厂很常见。那么是否还有其它可利用的过程热用于“风光热储一体化”基地里的热储能呢？
目前，采用风电光伏制氢已经成为绿氢生产的唯一手段，近期报道，国内投资数十亿甚至上百亿的以风电光伏生产绿氢的“液态阳光”氢化工项目揭幕，殊不知，风电光伏发电时数太少，间歇性强，决定其电解槽设备利用率很低，超过30%就是高的。据中科院大连化物所测算，电价每降低0.1元/kWh，液态阳光甲醇成本将下降1000元/t，当绿电低于0.15元/kWh时，液态阳光甲醇将初步具备竞争力。但是如果放在“风光热储一体化”基地里，基于稳定的电力保障，即可提高制氢设备利用率，提高甲醇等氢化工产品竞争力。
太阳能热化学储能是光热发电技术领域的重要课题，但仍停留在实验室内，这与寻求可控核聚变热并无二致，但是投资成本要低得多。科幻一下，当某些人吹嘘核聚变能产生上亿度高温时，可不可以集中力量搞一个“可控化学热聚变”，我们仅需要产生700度高温即可满足超临界二氧化碳高效率发电，若能实现，堪比昂贵的托克马克核聚变。显然，在“风光热储一体化”基地里，我们寻求的是低成本的化学反应热，而且尽可能采用“电加热”模式进行反应，通过实时还原，将产生的高温热直接应用于存储或发电。
四、国际竞争
“风光热储一体化”并非我国独有，欧盟在地平线2020计划中曾资助西班牙阿本戈公司光热发电创新项目，西班牙塞维利亚大学为其做了论证，（论文：D5.1 - Report on Best Available Technologies (BAT) for central receiver systems），其中论证了通过电加热将风电和光伏融合到槽式或塔式熔盐储能系统中的可行性。如下图：
2020年欧盟公开SOLARSCO2OL项目，其中核心创新技术有两项，一是风电光伏通过电加热与光热互补储能技术，另一个是超临界二氧化碳布雷顿发电技术。根据第952953号赠款协议，该项目获得欧盟地平线2020研究和创新计划资助。参与该项目的国家包括西班牙、意大利、摩洛哥、希腊、德国、比利时、瑞典等国的企业和研究机构，技术原理如下图，其中关键设备即电加热锅炉和超临界二氧化碳布雷顿发电机组。
与此同时，南非、沙特、摩洛哥等国也相继提出光热发电与风电或光伏的互补储热技术，均认为通过电加热储能技术可从根本上解决风电光伏等不稳定电力的入网问题。这些技术方案均与上述“风光热储一体化”类似。
五、结语
2024年1月27日，国家发展改革委 国家能源局在《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中提到，“充分发挥光热发电的调峰作用。推动系统友好型新能源电站建设，通过加强高精度、长时间功率预测技术和智慧集控技术的应用，实现风光储协调互补，推动电站具备一定的电网调峰和容量支撑能力。支撑风光水火储等多能打捆送出。提升可再生能源高比例送出和消纳能力。充分发挥各类新型储能的技术经济优势，结合电力系统不同应用场景需求，选取适宜的技术路线。围绕高安全、大容量、低成本、长寿命等要求，开展关键核心技术装备集成创新和攻关，着力攻克长时储能技术，解决新能源大规模并网带来的日以上时间尺度的系统调节需求。探索推动储电、储热、储冷、储氢等多类型新型储能技术协调发展和优化配置，满足能源系统多场景应用需求。”
另外，2022年6月，国家发展改革委 国家能源局 财政部 自然资源部 生态环境部 住房和城乡建设部 农业农村部 中国气象局 国家林业和草原局九部门联合印发的“十四五”可再生能源规划，进一步明确了中国“十四五”时期光热发电行业的发展主基调：“要有序推进长时储热型太阳能热发电发展，推进关键核心技术攻关以及太阳能热发电成本的明显下降。”那么如何落实呢？目前对于“风光热储一体化”基地的建设仅是一个思路，光热+光伏是八仙过海，技术路线也不清晰，显然这需要政府提供顶层设计，需要明确科技攻关方向，只有这样才能把建立可再生能源大基地变成现实。
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