周一那天，光伏等新能源赛道股板块跌幅居前。
但最近“最惨”的新能源企业不是这些你看到的上市公司，而是两家做储能的公司。
5月22日，国家能源局发布《关于开展熔盐储热等能源综合利用项目安全排查的通知》。
《通知》中提到：
2023年5月7日，河南豫能控股股份有限公司所属鹤壁丰鹤发电有限责任公司与华润电力所属润电能源科学技术有限公司合作的熔盐储热项目发生熔盐高温爆裂事故，造成1人死亡，13人受伤。
熔盐储罐示意图，非发生事故装置 熔盐爆裂，什么玩意？
如果我告诉你，这东西很可能跟太阳能有关，你可能就更摸不着头脑了。
事实上，这种熔盐储能项目，往往跟“光热发电”联系在一起。
我们一般说开发利用“太阳能”，除了光伏以外，还有一种方式，就是光热。
农村屋顶的太阳能热水器，就是一种把光能转换为热能的方式。
小时候，男孩子拿着放大镜烧蚂蚁，也是利用太阳能聚光以后的热量。
而大规模利用光热，既可以储热，还可以发电。
这是一种听上去离我们老百姓挺远的新能源利用形式。
但很多人可能都在电视上见过这样恢弘的大场面——
上万块镜子（不是光伏板）立在地面上，像向日葵一样追着太阳的方向，把阳光反射到一座上百米的高塔顶端，把高塔集热器当中的水加热变成高温蒸汽，再通过管道输送，推动汽轮发电机发电。
未来随着碳中和进程的推进，中国会建成越来越多的光热项目。
它优点很多，但缺点也同样明显。
现在各种形式的新能源，最让人头疼的就是间歇性、波动性太大。
比如光伏，白天有，晚上无，甚至来一片云彩，发电功率瞬间就能掉一大截。
而风电也是，风忽大忽小，时有时无。
有人说水电不错，但想想去年四川缺电，以及水电站每年都要面临的枯水期，它也没有我们想象得那么稳定。
核电是个好东西，一年8760个小时，能发7000多个小时的电，非常稳定，但是核电又有安全性问题需要着重考虑。
所以大家都在热议，以后新能源作为电力系统的主体了，得给它配上储能，电发多了就存起来，电不够了就用储能，这样才能做到24小时有电。
于是大家又开始纷纷关注起锂电池、钠电池、抽水蓄能、氢能等等能量储存形式。
但很多人忽略了光伏的兄弟——光热。
它不光能发电，还是一种特别好的储能形式。
说它特别好，是因为它几乎可以24小时发电，而且它的储能，不光能“储电”，还能“储热”——这是锂电池、抽水蓄能电站都不容易做到的。
比方说北方的冬天，几亿人需要供暖，一般是用煤烧水，但现在也可以用光热来给居民供暖。
为啥呢？就是这次出事故的东西——熔盐，在安全的前提下，它是一个宝贝：
白天光热电站收集能量给它加热（不涉及化学反应），从200多度升到600多度，熔盐呈液态流动着，晚上它就可以缓缓地、平稳地释放这些能量，去跟水进行热交换，把水变成蒸气，驱动汽轮机发电，或者供热。
有些人给家里老人热敷肩膀、后背，也能买到内置粗盐的热敷袋，就是类似的功能，释放能量的时间比暖水袋更长。
等到熔盐把热量传递给水了，就会流到冷盐罐里，但不会凝固，再把盐打回到集热器里面重新受热、循环。
它可以这样工作25~30年，熔盐也不会变质。
很多新能源形式，自己没法调整出力（功率）的大小，要么大发要么没有，让电网公司的压力就很大。但光热+熔盐储能却可以主动调节、控制发电的功率，所以对电网非常友好，就像一块大电池。
现在中国短期内最被人看好的储能形式是抽水蓄能，山顶上、山脚下各一个水池，电多了就抽水上山，缺电了就把水放下来发电。
抽水蓄能能做到2~3毛钱/度电，但它的缺点是挑地点，东南省份比较适合，而在西北地区，同时有山有水的环境很少，就建不了。
而光热项目同光伏一样，日照强的地方发电效果好，所以它正适合建在大西北。
光热和抽水蓄能在地域上就刚好形成了互补的关系。
一年8000多个小时，光热电站可以满功率供电3000多个小时，跟水电的发电小时数相当，差不多是光伏的3倍，风电的1.5倍。
而且光热还有个神奇的地方，就是冬天发电量竟然比夏天还要多。
2021年11月发电量最高 冬天太阳直射南半球，但这些像向日葵一样的镜子可以很好地跟踪太阳光变化，减少太阳高度角变小带来的效率损失，所以冬季跟夏季电站效率差异并不大。
而且新疆这种地方，冬天降雨比夏天少多了，所以冬天发电量会反超。
像南方的水电，到了冬天普遍进入枯水期，电网可以调动的资源就不够了，光热反而能给电网助一把力。
光热有这么多明显的优点，地方政府也能看得到。
有些省份出台配套政策，比如建10份光伏要配多少光热。
像新疆，具体是配1份光热，可以拿到9份光伏（的建设指标）。
这个“份”就是按装机容量来计算，1份可以理解成1瓦（W）。
有人说，既然光热这么好，那就玩命建呗。
但它过去很明显的一个缺点就是——贵。
光热项目发一度电，有的项目成本就要1块钱左右。
根据《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，首批光热示范项目的延期电价政策为：
2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行——也就是说光热发一度电，电网公司要用1.1元的价格来收购。
2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行；
2022年1月1日后并网的中央财政不再补贴。
看上去挺贵的，但是在光照条件特别好的地方，建规模很大的光热电站，成本是可以降下来的。
比如在迪拜，光热发一度电能做到4毛多钱，但国内很多地方还做不到。
2010~2020年，由于全产业链上下游的共同努力，全球光热电站的（平准化）度电成本，也就是平均发一度电的成本从0.358美元降到了0.107美元，从2.5元人民币降到了7~8毛钱，下降了70%左右。
但对比一下光伏，在沙特这种地方，最低已经能做到0.06~0.07元人民币/度电；在中国光伏最低是0.1476元/度电，全国平均也降到了0.38元/度电，所以光热同光伏的度电成本还是存在明显差距的。 而且不像光伏，一个板，一根支架，一个逆变器，一根线缆，就可以发电了。
光热项目整个系统还挺复杂，包含好几个环节：
它要先聚光，再吸热，接着传热，然后储热、换热，最后发电。
成本要想进一步下降，各环节设备、原料的国产化进程还需要更彻底。
其中像反射镜这个环节，你可能很难想象，国产化竟然刚刚起步。
日本有家企业叫旭硝子，经常给中国的光热电站供应超白玻璃，价格较贵。
而中国有家企业叫安彩高科，国产替代刚刚开始。
光热适合在国内大力发展，最终一定能进一步降本，有一个重要原因就是——原材料管够。
比如其中非常重要的熔盐，其成分就是硝酸钾和硝酸钠的混合物。
它们俩混合起来，比它们各自熔点更低，导热效果也好。
而这两个东西，就是化肥的主要成分啊！ 只不过光热熔盐对它们的纯度要求比化肥更高，所以早期还得靠进口，但现在国产已经渐渐替代了。
另外光热的一大关键技术——集热器，现在首航高科和可胜技术在国内已经形成了双寡头地位。
整个光热系统的门槛主要就是这两个——光学镜场和集热器传热。
下一步的目标就是推动超白玻璃、熔盐泵、吸热器材料等进口设备材料的国产化。
有人说，这个东西既然短期成本还打不下来，那我们就用光伏+电池储能呗，光热也少弄，就搞搞熔盐储能，搞安全一些就行了。
可是如果光拿光热项目当储能来做的话，它在经济性上可能还不如锂电池这些电化学储能。
在储能中，光热+熔盐的优势胜在寿命和放电时长上。
锂电池的储能，寿命可能也就10年，然后就得换电池。
但光热的项目一旦建好，可以稳定运行25年。
而且锂电池每一次放电的时间比较短，比如2个小时、4个小时就放完了。
但是光热储能一次放电可以放10个小时。
中国2020年新投入使用的光热项目，它们平均的储能时长达到了11个小时。
所以如果以后真的风电、光伏发电的比例很高了，甚至超过煤电了，那么我们就得考虑：
1~2个小时无风、无光怎么办？可能调用锂电池。
10~12个小时无风、无光怎么办？那就可能调用光热储能来解决这种问题了。
各类储能除了比拼成本，在应用的时间跨度范围上也各有特色，所以要因地制宜，不可能一种储能包打天下。
除了一手发电，一手储能，光热在整个碳中和能源体系当中还可以起到一个重要的作用，叫做“热电解耦”。
我们老百姓没有感觉，但是到了冬天，很多热电厂其实是热电联产的，他们烧煤，又供暖，又发电。
但是不难理解，这俩过程是正相关的，供暖供得越多，烧煤发电就得发得更多（不管电网现在需要多少电）。
但冬天里，有时候大家只是需要屋里暖和，用电需求并不会大增，这就有矛盾了。
而且以后风光占比高了，冬天热电厂也得给风电光伏这些绿电“腾地方”，不能由着性子发很多电。
在三北地区，每到冬天供暖季，电网调峰（发电部门改变发电机的出力来适应用电负荷的变化）就很困难：
为了保证供暖，发的火电太多，逼着光伏、风电场站弃风、弃光。
多发的火电/光电/风电可怎么办呢？ 这时候熔盐储能就成了一个好的去处。
在熔盐罐里插一个电加热器，就可以把多余的电能转换成熔盐的热能。
到了冬季夜间，热负荷增大，用电量减少，热电厂就少发电，缺多少供暖的热量就用熔盐换热来补足。
所以熔盐储能系统还可以应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供，提供综合能源服务。
有机构测算过，通过“热电解耦”，供暖季弃风情况得到明显缓解，更多的风电传送给了电网，折合风电场年利用小时数提升了10%。
所以你看，光热发电似乎确实要麻烦、复杂一些，但麻烦也有麻烦的好处——就是如果你把熔盐储能这一部分单拿出来，然后同热电机组、天然气发电机组，甚至是退役的老旧发电机组，还有光伏、风电，以及任何需要储能（储电+储热）的装置结合起来，就能让它发挥更广泛的作用，帮助我们支撑新能源体系中的电网稳定运转。
光热这一整套系统，既可以自己发电，也可以“承接”别人多发了用不完的电和热。
碳中和我们讲过很多期了，这些技术未来都不是孤立存在的，它们尺有所短，寸有所长，必须搭配起来，灵活调用，才能一手减碳，一手保证24小时不断电。
随着新能源装机规模越来越大，国家也很重视光热。今年4月，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，通知中提到：
力争“十四五“期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。
这是个啥概念呢？300万千瓦（30亿瓦）的年新增量目标可以说是雄心勃勃，大概相当于中国已有光热装机量的5-6倍，或者说相当于全球截至2021年光热总装机量（64亿瓦）的近一半。 
但前提是，不管步子迈多大，必须保证安全生产，国家能源局就明确要求：
熔盐材料成分不明的，不得使用，坚决做到“不安全不生产”。
截至2021年，中国光伏累计装机容量306吉瓦（1吉瓦=10亿千瓦），而光热累计装机容量仅为0.58吉瓦，是光伏的一个零头。
同光伏比起来，中国正式上马光热项目的时间并不长，总共也就10来年的时间，现在建成的项目一年可以发电20多亿度，但在中国每年8~9万亿度的用电量当中只是沧海一粟。
希望接下来的十几年，在中国迈过碳达峰、走向碳中和的路上，光热和熔盐储能能在安全、降本、扩容的基础上稳健发展，也为更多的新能源发电项目和传统能源供热项目保驾护航