风光新能源大基地项目开发已成新能源平价时代的大趋势，今年以来，超百GW的大基地项目陆续进入规划和开发阶段。
但要实现到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦的目标，空间还很大。未来在电源侧，更多的风光大基地项目将陆续上马。
而一个现实是，2021年的光伏装机增速将不及预期，除了硅片价格走高这一影响因素外，电网方面对新能源电站调节电源的配置要求亦是一重要因素。配储能调节电源已经成为必须，但现实是，在电源侧配储能，成本转嫁让投资商很难受。
目前的电化学储能技术在电源侧还没有任何盈利模式，单独的储能电站收益和投资回报无法算得过来，电网公司给新能源投资企业的储能配比要求却在持续攀升，而即使配高比例的储能(普遍要求的15%配比4小时储能)，新能源电站普遍也无法实现日调节。
在必须配储能的前提下，除了电化学储能，光热发电这种既能发电又能储能的技术或许更值得考虑。
光热发电的优势
光热发电最主要的技术优势是通过配置储热系统，机组的发电功率稳定可靠，基本不受光照强度变化的影响，可以实现连续24小时发电，并具有优良的调节性能。
与燃煤发电机组相比，光热发电机组亦具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具有更好的调节性能。
光热发电是能量平移型的调峰储能电源。光热发电配置大容量、低成本储热，出力容易调节，热态20分钟可实现15%-100%发电负荷快速调节。
光热发电是维持电网稳定的支撑电源。随着火电退出，必然体现优质电力的稀缺性，光热发电能提供转动惯量和无功功率支撑;在辅助市场中价值更高。
光热和光伏、风电为代表的可再生能源有很好的互补性，适合在电源侧形成“光热+光伏”的多能互补发电形式。光热电站白天中午前后2～6小时低负荷运行或停机，为光伏让路;用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机，为风电或火电让路;配合光伏和风电发电，成为一种稳定的清洁电源。
更重要的是，经过国家首批光热示范项目的历练，我国的光热发电技术已经非常成熟，在系统集成能力，装备国产化方面都已不存在任何问题，技术和供应链已经得到充分验证，具备产业化规模化发展的基础。
配电池储能还是配光热?
电化学储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题，光热电站自带的熔盐储能则具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的显著优势。特别是在更为可贵的长时储能方面，光热电站的综合储能优势更加突出。
在成本方面，锂电池每度电的储能环节成本在0.7元～0.8元/kWh;运行寿命最多8～10年就要更换电池，报废后还存在环保的后处理问题。
图：光热发电熔盐储能优势
更令人担忧的是，在不得不配置储能的要求下，为了减少储能对项目收益的拖累，有些企业甚至直接采用梯级利用的劣质电池，这恐将造成非常大的安全隐患!
储能的安全问题一直以来广受非议，自2017年以来，全球已发生30起以上储能相关的安全事故。近期的如2021年4月16日北京丰台光储充项目火灾导致三名消防员牺牲;2021年7月30日澳大利亚“维多利亚大电池”项目中的特斯拉电池火灾持续数天。无不在印证着储能的安全之殇。
总体来看，光伏+电池储能在用户侧具有广泛的应用场景和经济可行性，在电源侧，光伏+光热则更具综合竞争优势。
