周一光伏等新能源轨道股跌幅居前。
但是最近“最惨”的新能源公司并不是你看到的上市公司，而是两家做储能的公司。
5月22日，国家能源局发布《关于熔盐蓄热等能源综合利用项目安全检查的通知》。
通知中提到:
2023年5月7日，河南豫能控股有限公司下属鹤壁丰和发电有限公司、华润电力有限公司下属润电能源科技有限公司熔盐蓄热工程发生高温爆裂事故，造成1人死亡，13人受伤。
熔盐储罐示意图，非事故装置
熔盐爆裂，什么鬼？
如果我告诉你这个东西很可能和太阳能有关，你可能会更疑惑。
事实上，这种熔盐储能项目往往与“光热发电”联系在一起。
我们一般说的“太阳能”的开发利用，除了光伏，还有一种方式，就是光热。
农村屋顶上的太阳能热水器是一种将光能转化为热能的方式。
小时候男生用放大镜烧蚂蚁，也是利用太阳能集中后的热量。
光和热的大规模利用，不仅可以储热，还可以发电。
这是一种听起来离我们老百姓很遥远的新能源利用形式。
但很多人可能在电视上看到过这样的盛况——
地面上立着几万面镜子(不是光伏板)，像向日葵一样追逐着太阳的方向，将阳光反射到百米塔顶，将塔集热器里的水加热成高温蒸汽，再通过管道输送出去，推动涡轮发电机发电。
未来，随着碳中和的推进，国内将会建设越来越多的光热项目。
它有许多优点，但它的缺点也同样明显。
目前各种形式的新能源，最麻烦的就是间歇性和波动性。
比如光伏，白天存在，晚上不存在，甚至来了一片云，发电量瞬间就能大幅降低。
风电也是一样，风有大有小，有时候也不是。
有人说水电好，但是考虑到去年四川缺电，水电站每年都要面对的枯水期，并没有我们想象的那么稳定。
核能是个好东西。一年8760小时能发电7000小时以上，非常稳定。但是，核电有需要考虑的安全问题。
所以，大家都在议论。未来新能源作为电力系统的主体，必然要配备储能。电多了就储存起来。如果电不够，就用储能，这样可以24小时有电。
于是人们开始关注锂电池、钠电池、抽水蓄能、氢能等各种形式的储能。
但是很多人忽略了光伏的兄弟——光热。
它不仅能发电，还是一种特别好的储能形式。
它之所以特别好，是因为它几乎可以24小时发电，它的储能不仅可以“储电”，还可以“储热”——这对于锂电池和抽水蓄能电站来说并不容易。
比如北方的冬天，有几亿人需要供暖，通常是用煤烧水，现在也可以用光和热给居民供暖。
为什么？是意外——熔盐，在安全的前提下，它是一个宝藏:
白天光热电站收集能量加热(不涉及化学反应)，温度从200多度上升到600多度，熔盐以液态流动。在夜间，它可以缓慢而稳定地释放这种能量与水进行热交换，将水变成蒸汽，驱动汽轮机发电，或提供热量。
有人给家里老人的肩背部热敷，也可以买内置粗盐的热敷袋，也是类似的功能，而且比暖水袋释放能量的时间更长。
当熔盐将热量传递给水时，会流入冷盐罐，但不会凝固，然后盐会返回集热器被加热，再次循环。
可以这样工作25~30年，熔盐不会变质。
很多新能源形式无法自行调节输出(功率)，要么功率大，要么功率小，给电网公司带来很大压力。但是光热+熔盐储能可以主动调控发电的功率，所以对电网非常友好，就像一个大电池。
目前，中国短期内最有前景的储能形式是抽水蓄能。山顶和山脚各有一个水池。电多了就抽上山，电少了就放下发电。
抽水蓄能可以做到2~3分钱/千瓦时，但缺点是适合东南省份，而在西北地区，很少有同时有山有水的环境，所以不能建。
光热项目和光伏一样，在日照强的地方发电效果很好，适合建在西北地区。
光热和抽水蓄能在地理上刚刚形成互补关系。
一年8000多个小时，光热电站可以满负荷供电3000多个小时，相当于水力发电的小时数，几乎是光伏的3倍，风电的1.5倍。
而且光热还有一个神奇的地方，就是冬天的发电量甚至比夏天还要多。
发电量最高是在2021年11月。
冬季太阳直射南半球，但这些类似向日葵的镜子可以很好地跟踪太阳光的变化，减少太阳高度角减小带来的效率损失，所以冬季和夏季的电站效率没有太大差别。
而且像新疆这样的地方，冬天的降雨量比夏天少很多，所以冬天的发电量会反超。
像南方的水电，冬天一般进入枯水期，电网能调动的资源不够，但是光热可以帮助电网。
光热优势非常明显，地方政府都能看到。
一些省份出台了配套政策，比如建设10个光伏机组需要多少光热。
比如在新疆，光热1份，可以得到光伏9份。
这个“份”是按照装机容量计算的，一份可以理解为1瓦(W)。
有人说，既然光热这么好，就要努力建设。
但它过去的一个明显缺点是价格昂贵。
光热项目发电一次，有的项目1元左右。
根据《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，第一批光热示范项目延期电价政策如下:
2019年和2020年，满负荷并网时，上网电价为每千瓦时1.10元，也就是说，电网公司以1.1元的价格收购。
2021年，如果全容量并网，上网电价为每千瓦时1.05元；
2022年1月1日以后，并网的中央财政不再补贴。
看起来挺贵的，但是在采光条件特别好的地方，可以通过建设大型光伏电站来降低成本。
比如迪拜，太阳能热发电40多美分就能发电，国内很多地方都做不到。
从2010年到2020年，由于全产业链上下游的共同努力，全球火电厂的(归一化)千瓦时成本，即发电千瓦时的平均成本，从0.358美元下降到0.107美元，从2.5元人民币下降到7-8美分，降幅约为70%。
但是对比光伏，在沙特这样的地方，最低可以0.06~0.07人民币/千瓦时；在中国，光伏成本最低为0.1476元/千瓦时，全国平均水平也降至0.38元/千瓦时。所以太阳能热的成本和光伏电还是有明显差距的。
而且不像光伏，一个面板，一个支架，一个逆变器，一根电缆，就可以发电。
光热工程的整个系统相当复杂，包括几个环节:
它先聚光，再吸热，再传热，再蓄热换热，最后发电。
如果要进一步降低成本，各环节的设备和原材料的国产化过程需要更加彻底。
对于反射器这样的环节，你可能很难想象国产化才刚刚开始。
有一家日本公司叫旭硝子，经常给中国的火电站供应超白玻璃，价格比较贵。
中国有一家公司叫安财高科，国内的替代才刚刚开始。
光热适合在中国大力发展，最终能够进一步降低成本。还有一个重要原因——原材料的管理就够了。
例如，非常重要的熔盐是硝酸钾和硝酸钠的混合物。
当它们混合在一起时，它们的熔点比自己的低，导热效果好。
而这两样东西就是化肥的主要成分！
而光热熔盐对纯度的要求比化肥高，早期不得不进口，现在逐渐被国产取代。
此外，光热关键技术集热器，目前已经与首航高科、科盛科技在国内形成双寡头地位。
整个光热系统的门槛主要就是这两个双光学镜场和集热器。
下一步目标是推进超白玻璃、熔盐泵、吸热体材料等进口设备和材料的国产化。
有人说，既然这个东西短期成本打不下来，那我们就用光伏+电池储能，光和热少了，就搞熔盐储能，更安全。
但光热项目如果作为储能，可能不如锂电池等电化学储能经济。
在储能方面，光热+熔盐的优势比寿命和放电时间更好。
锂电池的能量储存可能持续10年，然后电池就得更换。
但是光热项目一旦建成，可以稳定运行25年。
此外，锂电池的每次放电时间相对较短，例如2小时或4小时。
但是光热储能一次可以放电10个小时。
我国2020年新建光热项目平均储能时间长达11小时。
所以如果未来风电和光伏发电的比例真的很高，甚至超过煤电，那么我们就不得不考虑:
1~2小时无风无光怎么办？可以称为锂电池。
10~12小时无风无光怎么办？那么就有可能调用光热储能来解决这个问题。
除了成本竞争，各种储能在应用的时间跨度上也各有特点，不可能因地制宜，用一个储能包征服世界。