习近平主席于去年9月22日的联合国大会上宣布，中国将力争2030年前碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和。30年内实现碳达峰到碳中和（“双碳”），不仅是中国应对全球气候变化的郑重承诺，也是中国面向“零碳经济”时代，加速经济结构调整、持续提升经济竞争力的战略部署。
响应国家绿色低碳发展的号召，伴随着新能源风电太阳能的装机高速增长，化石能源经过近些年的大气污染防治、蓝天保卫战的行动治理，逐步有了非常大的实效。低碳绿色发展的路还很长，遏制“两高”（高污染、高能耗）项目上马，能耗总量和强度“双控”的任务还是十分艰巨，新能源需要更快更高的发展也遇到了并网（实际上是）消纳的未有之大困难，如何实现低碳未来绿色发展之路，是摆在我们面前的重大课题。
从现在开始，我们需要考虑新能源的增长和化石能源的减少，如何协同开展能耗增减挂钩，是摆在我们面前能源互联协同的一条路径。按照总书记能源“四个革命一个替代”的战略方针，需要能源政策体系制定者、执行者、参与者、使用者的思想革命，跨越现有体制困境的藩篱，突破跨越融合创新思维，抓住制约能源转型跨域式高质量发展的痛点堵点。
随着各省市“碳达峰”的目标设定，2030年前的新能源（风电、太阳能）装机超过燃煤化石能源的装机总量，如何保障电力安全绿色高效的协同应用，是需要共同解决的相关难题。
图1新能源科技创新助力能耗增减挂钩（网络照片）
针对电源侧、电网侧的储能解决方案已经深入人心，我们重点讨论如何利用需求（用户）侧的新增储能来平抑新能源高速增长，实现新能源增长与化石能源（供热）减少的能耗增减挂钩。如何利用光热熔盐新型储能技术，来实现燃煤、燃气锅炉工业蒸汽（供热）能耗的快速减少。
首先光热熔盐储能技术来源于成熟的光热发电应用领域，我们通过技术创新、产业融合、产业链整合，开展设计适用于工业（蒸汽）供热、清洁供暖领域新技术应用，满足工业园区、乡村振兴绿色科技农业生产制造低碳发展需要。下面图2和图3为目前太阳能光热集热最成熟的两种技术类型。
图2槽式聚光集热系统（网络照片）
槽式太阳能聚光集热系统全称为槽式抛物面反射镜聚光太阳能热发电系统，是将多个抛物面槽式聚光集热器经过串并联的排列，加热工质，产生高温蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。
图3塔式聚光集热系统（网络照片）
塔式太阳能热发电技术是利用中央集热塔作为吸热体的承载基础，在塔四周设置一定数量的定日镜，将太阳光反射至中央集热塔上的吸热器加热内部的热流体，热流体经过蒸汽发生器产生蒸汽后驱动汽轮机进行发电。
储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。
熔盐储能技术蒸汽系统主要由熔盐材料、熔盐储罐、熔盐泵、电加热器、换热器、除氧器、控制系统和各种水泵以及管道阀门等组成。图4熔盐储能系统采用冷热熔盐双罐设计，根据不同的运行模式，通过改变熔融盐的流向，来决定系统是储热还是放热。
图4熔盐储能系统参考图（网络照片）
光热熔盐储能技术利用白天太阳能光热直接产生蒸汽利用，光热转换效率超过65%，是太阳能高效热利用最佳应用方式。熔盐储能系统充分利用低谷电、弃风弃光电、余热等收集储存能量，耦合热泵等提高效能应用技术满足夜间温度运行需要。
熔盐储能技术可满足大规模、高安全、低成本、长寿命、易回收的诸多优势，有效解决未来新能源电力为主体的新型电力系统可控负荷调峰稳定运行。
为实现能源生产领域低碳发展,必须加快以清洁能源替代化石能源，提高清洁能源在一次能源总用量的比例。落实新能源增长能耗双控降低增减挂钩，推进新能源电力和化石能源热力绿色电能替代。
虽然清洁替代为实现“碳达峰、碳中和”目标提供了高效可行的系统解决方案，但是清洁替代发展也面临来自清洁能源发电负荷不稳定、我国大部分地区清洁能源发电成本仍高于传统火电及新能源补贴缺口不断扩大等方面的阻力。
清洁能源发电具有波动性、间歇性和不可预测性,清洁能源高比例接入电网后，增加了电网调峰、调频的压力，因此，需要大力发展储能技术为能源生产转型的深入推进提供技术保障。
储能，主要是指电能的储存，即将电力转化成其他形式的能量储存起来，并在需要时释放。参考图5我们针对电能替代重点从用户侧角度看，熔盐储热是目前降低工业、农业生产领域“两高”项目能耗总量和强度双控的最直接替代解决方案。
图5绿色电能替代模式
绿色电能替代虽然是非常有效的办法，也面临诸多问题，在我看来这些仅仅只是某些能源体系当中惯性陈旧思想的问题，在一个环节里面的难题，其实如果拿到能源体系里面来解决可能是变为相对简单的事情，只是针对某些环节会觉得动了自己的奶酪。
突破思想维度，穿越环节走向能源体系，是能源体制目前最亟需推动的思想革命。看最近国家发改委能源局关于加快推进新型储能发展意见的通知，积极支持用户侧储能多元化发展，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。
可以看出，新能源的高速增长，最有效的解决方案，是加快建设能够平抑适应间歇性、波动性、随机性的需求侧储能（或储热），荷随源动，加速用户侧储能及可控负荷的增减挂钩，加速推进工业、农业清洁生产绿色电能替代。
我们以目前山西省现存7.6万蒸吨燃煤、燃气锅炉来看，“十四五”期间仅仅拿出8%比例的绿色电能替代，即可平抑“十四五”新增430万风电太阳能发电10%储能的要求，对于“两高“项目双控的下降是最直接最有效的解决方案。
在燃煤、燃气锅炉企业用户（用热）侧，布局第三方独立储能综合能源站，推进绿色电能替代能耗增减挂钩，作为电网可控负荷解决电网调峰，消纳高速增长新能源装机后的弃风、弃光。只需考虑减免变压器容量费和减半输配电价，就可以开启市场化应用模式。
另外咱们再看看山东省最近开展的89台35蒸吨/小时燃煤锅炉，政府指导综合建议是采用燃气锅炉替代，一边是全国新能源近年装机最快的省份，更是装机最大的省份，或许也是燃煤锅炉保有量（是否最大）较大的省份；目前天然气气源不足成本较高也是影响企业抉择的疑问，为什么不能采取新能源增长和化石能源减少增减挂钩呢？
山东省是最早提出来新旧动能转换示范先行区，也是较早提出来电能替代的省份之一。采用光热熔盐储能技术，不需要担心化学储能的安全风险，仅仅是考虑对于熔盐储能综合能源站电能替代项目，免收变压器容量费，减半电网输配电价即可（参考抽水蓄能的抽水电量政策）。
当然了，这里面是要求这类熔盐储能项目，作为可控负荷只能消纳新能源电力和低谷时段的电量，不仅仅是解决新能源消纳难题，还可以消纳低谷电量，同时又会作为一批独立储能和可控负荷响应电网的随时调配，是能源体系综合多赢的解决方案。
另外根据山东省《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》也给出了新业态、新模式、新机制的建议，针对新增新能源风电、太阳能项目配套储能的10%最小比例，创新就近消纳机制，完善分布式发电试点市场化交易，按照稳妥有序、试点先行、发用协同、曲线耦合原则，选择多能互补、调节能力强的可再生能源场站开展“隔墙售电”交易试点，在工业负荷大、新能源条件好的地区，就近消纳结合增量配电（热）网，开展源网荷储用一体化示范项目。
再比如，国家发改委刚刚出台的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，以现有的政策方式，如果大家都按照要求建设相应小时的储能，针对光伏高发时段的电力消纳，仅仅是是延后2-4个小时而已，只有耦合配套更大规模的用户侧储能，才能消减电网调峰的困境。
我们再看看2020年某X西电网发电量预期调控目标，全年安排直调太阳能光伏发电量140.8亿千瓦时。其中：“保量报价”发电量114.7亿千瓦时（常规集中式光伏机组“保量保价”利用小时数1200小时，平价、竞价集中式光伏项目“保量保价”利用小时数300小时，国家明确的领跑者项目“保量保价”利用小时数1500小时，直调光伏扶贫、分布式项目按全额保障性收购原则安排）；“保量竞价”电量26.1亿千瓦时。
引用数据不是为了贬低指责某X西电网的意思，也希望相关的部门不要小题大做，只是想了解新能源高速发展后，电网承受能力受限后大家能否有更低成本更好的解决建议策略。
三北地区是风光资源比较丰富的地区，随着政策的推动现在的弃风弃光率都非常低了，我们需要深深的探索，我们的弃风弃光率是按照保障小时数来计算，还是按照实际出力来计算？
参考某西北电网某茂旗地区，2020年风电测算，按照年等效利用小时数2385小时，限电约计10亿千瓦时，如果按照全年等效利用小时数3000小时，限电约计20亿千瓦时，风电利用率80%左右。
我们还是希望能够推进绿色电能替代，还是希望政策制定者、电网输配企业能够给予电能替代的独立储（热）能或者可控负荷提供调峰补贴电价，参考抽水蓄能抽水电量免收（变压器）容量费，减少电网输配电价；或者允许新能源企业自建消纳弃风弃光型应用微电网；目标是先充分利用本区域内的新能源或者叫弃掉的大部分新能源电力，优先把区域内的燃煤、燃气锅炉绿色电能替代。
只有在用户侧加速增大独立储（热）能综合能源站，才能作为电网的可控负荷促进新能源电力的消纳。也是能源企业开展综合能源市场最佳的历史机遇，自建储热综合能源站，从电力提供商到冷、热、电综合能源提供商，充分利用用户侧光热熔盐储热技术，加速开展需求侧绿色电能替代是有效解决双控、双碳目标的有效路径。
如何落实能耗总量和强度双控，通过新能源代替旧化石能源，新业态代替旧业态，新技术代替旧技术，新材料新能源代替旧材料旧能源，实现产业升级，实现数量增长型向质量增长型、外延增长型向内涵增长型、劳动密集型向知识密集型经济增长方式转变，推动各省市新旧动能转换是实现“双控、双碳”有效发展模式。
充分利用绿色电能替代的同时，开展光热熔盐储能绿色热能替代，助力各地市双控低碳绿色发展。新能源电力高速增长下用户侧储能（储电和储热）技术与工业融合新业态发展。
参考图5光伏光热熔盐储能工业热利用效率对比，通过推进光热熔盐储能工业热直接利用比例，能够有效解决大规模新能源装机后电网安全运行和调峰稳定能力，更能解决电能替代工业低碳发展的目标，作为耗能最大的工业和电力能源的产业创新储能技术融合发展，为早日实现绿色转型提供技术支撑保障。
图6太阳能光伏光热耦合熔盐储能工业热利用效率
电力和工业是目前碳排放比例最大的领域，新能源电力如何发挥储能技术优势助力工业领域低碳发展路径，探讨新型储能技术储电、储热在工业用户侧直接储存利用的最佳模式；基于工业领域的热利用占到能源消耗的50%以上，如何利用新能源技术的熔盐储能技术解决工业领域热能的新能源电力替代，助力工业用户低碳发展。
近期启动的整县推进分布式光伏（太阳能应该包含光热）试点工作，需要在新能源高速发展的机遇期，如何探讨与化石能源的增减挂钩，电能替代、助力实现乡村振兴的新旧动能转换。
面对县域的工业园区需要抓住新能源的整县推进增长机会实现燃煤燃气锅炉的绿色电能替代；农业生产、粮食干燥等的化石能源锅炉也需要抓住最后整县开展新能源发展的机会，错过机会就很难再有大规模推进新能源的政策机遇了；居民清洁供暖的新能源增长和化石能源减少增减挂钩的机会，也需要在整县推进分布式光伏（光热）的机遇期，利用政策开展绿色电能替代实现清洁供暖。
作为政府部门更应该利用此次新能源整县开展的机会，充分考虑“双控、双碳”的有机融合，实现绿色能源本地化消纳利用，建设美丽乡村的新旧动能转换增减挂钩机制，绿色低碳发展的乡村振兴目标。
