火電廠短期內不可能消亡
在可再生能源產業逐漸發展壯大的今天，從表面上看其似乎正開始與傳統火電形成正面競爭。但事實絕非如此，越來越多的證據開始證明，至少在當前甚至未來30~50年內，傳統火電都不應該成為可再生能源的取代對象，實現100%的可再生能源供應在未來幾十年內還是一個難以實現的夢想。
以可再生能源發電占比領先全球的德國為例，截止2012年底，德國風電、太陽能、生物質能等可再生能源電站的總裝機容量已經超過7000萬千瓦，年發電量占總發電量的25%，但與之相對的是，火電裝機不降反增，德國今年已經批準和正在建設的新火電廠達近1500萬千瓦。為何會出現這種怪異的現象呢？其根本原因在于風電、光伏之類的新能源因其本質上的缺陷，并非可以承擔基礎負荷的電力來源，在晚間，光伏將停止供電，而對于電力市場而言，晚間一般正是社會用電的高峰期，此時又當如何？我們依然需要依靠傳統火電。在新能源電力占據電網供電容量相當比例的時候，某一天傳統火電廠可能不再是最主要的供電源，但其依然不可或缺，其重要性將體現在電力調節方面，承擔新能源發電無法滿足特殊時段的電力需求的備用電源等。這將成為傳統火電廠在新能源時代的獨特價值。
德國能源署主席StephanKohle曾通過媒體呼吁：“我們仍然需要傳統的火電廠！即使是到了2050年，屆時德國的新能源比例已經高達80%，我們依然需要5000萬千瓦（50GW）左右的火電廠容量，除非人類可以發展到控制太陽光和風的地步。”
德國的案例給予我們啟示，對于中國而言，風電、光伏的大規模棄風、棄光現象早已不是新聞，依賴這樣的不穩定電源滿足電力市場的持續性需求是不可能的。因此我們也不可避免的需要傳統火電廠。煤電和天然氣發電作為我國傳統火力發電的兩大類別，煤電要排放大量二氧化碳、氮氧化物和二氧化硫、粉塵，是大氣污染的罪魁禍首，天然氣發電雖然相對清潔很多，但依然要排放一定量的溫室氣體，而且目前的天然氣價格正在直線攀升，經濟性開始下降，即便如此，我們仍不得不繼續應用這兩種電力來源，而我們可以做的是在不影響電網安全和供電質量、在技術可行的前提下盡可能地降低傳統火電的容量，提高可再生能源發電的容量。
一條新的綠色解決之道
光熱發電為此提供了一個可行的解決方案，基于長時間儲熱的光熱電站將可以滿足電力終端用戶的即時電力需求。德國因不具備開發光熱電站的光照資源而放棄了這一路線，而中國則完全可以利用西部地區的光照資源推進大型光熱電站的建設，以提高可再生能源在電網中的容量，這一點目前已經在相當的范圍內形成共識。但囿于我國光熱發電的商業化大門尚未打開，光熱電站的建設當前在我國的推進極為緩慢。
而在當前我國大力削減燃煤排放的大形勢下，地方政府為完成節能減排指標，正大量推行“煤改氣”，導致燃氣供應緊張，價格上漲。中國石油大學工商管理學院副院長董秀成此前在接受媒體采訪時表示，“按照目前1.95元/立方米的全國平均門站價格以及發改委到2015年最終的提價設想，預計未來三年我國天然氣門站價格的漲幅可能達到70%~80%。”而另一方面，為緩解一哄而上的新增燃氣發電裝機現狀，國家發改委主任徐紹史12月15日已經明確表示，燃氣發電要暫停上馬。
我們可以很清楚地看到，我們一方面要削減燃煤排放，一方面又面臨燃氣發電成本上漲和政府的限制，再一方面單純地增加不穩定的風電和光伏的上網容量的弊端正在愈加顯現。面對這樣一個三難的局面，又該如何應對？在當前已知的所有的可再生能源發電形式中，光熱發電是唯一一種可產出穩定可調電力且沒有任何污染的綠色能源，現階段在建設單純的光熱電站面臨較大未知投資風險的情況下，大范圍推廣光熱與傳統火電站混合發電是較為可行的解決方案。無論是與煤電還是天然氣進行混合發電，從實際應用的角度來看，世界范圍內都已經有多個成功案例予以證明。對于我國而言，雖然技術層面尚有不確定性存在，但仍十分值得推進該技術的示范和商業化應用。
我國首個光熱燃氣聯合循環示范項目華能三亞南山菲涅爾示范項目和首個光煤互補示范項目大唐天威803電廠示范項目已經相繼建成，為此類光熱混合發電技術積累了實踐經驗，此時正是推進該技術商業化發展的契機。對于有光照資源條件進行此類技術應用的傳統電廠，政府通過節能減排等相關政策的落實鼓勵其推進光熱互補發電，將為傳統火電站實現燃煤削減找到一條很好的出路。
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