作为电力系统友好型电源，光热发电可以有效缓解光伏和风电的出力波动，减少弃风弃光的矛盾，大幅提高电力系统的消纳能力，对于加快提高可再生能源在能源结构中的比重起到积极作用。然而就在不久前，光热发电还在静默徐行，直到太阳能热发电标杆电价落地。
对于光热产业来说，2016年9月非比寻常。继9月1日国家发展改革委下发通知，核定太阳能热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元后，9月14日国家能源局又公布了20个光热发电示范项目，总计装机容量134.9万千瓦。至此，行业热情高涨，项目密集推进。
同样是向太阳要能量，与利用半导体硅将光能直接转变为电能的光伏发电不同，光热发电则是通过聚光装置将太阳光聚集到吸热装置，加热吸热装置内的熔盐，经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功转化为交流电。业界资深人士官景栋指出，与风能、光伏等新能源发电技术相比，光热发电的优势显而易见。除了发电时长优势之外，光热发电的效率较传统风能、光伏发电一般平均要高出近10个百分点。
“出于对24小时稳定发电并提高收益的渴望，我们选定高温熔盐槽式发电技术作为突破方向。”官景栋解释说，根据聚光方式的不同，光热发电可分为四种技术路线：槽式、塔式、碟式、菲涅尔式。其中，槽式和塔式是目前两种主流的光热利用技术。更为利好的消息是，“光热电站适合我国西部地区太阳能直接辐射强度高的地区，也能配备足够储能系统。而光伏则对地域要求不高，是城市分布式发电主要选择，两者可以协同发展。”业内人士称。
据公开资料，截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模约18.1MW，约20个试验项目处于前期阶段，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热发电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh。正如中电联专职副理事长魏昭峰所说，“眼下光热产业正迎来发展的良好契机，继电价政策出台后，业界高度关注的光热示范项目名单也随后公布，这些都预示着光热发电已经开启了新的历史转折。”
但与明朗前景形成鲜明对比的是，处于起步阶段的我国光热发电仍旧面临一系列困难。“一是成本高，高性能核心设备部件需要进口，国产化制造水平较低。二是实际运营的成功经验较少，可借鉴的历史数据有限，需要进一步探索和积累。三是标准体系和标准缺乏，具备设计、施工、调试与运营的全流程标准体系尚未建立。”中国能源建设集团有限公司工程研究院党委书记许继刚说。
据电力规划设计总院副院长孙锐介绍，目前国际市场上光热上网电价是0.12-0.15美元，国际机构预测到2020年，商业电站发电成本可降低到0.08-0.09美元。我国开展前期项目的上网电价基本在1.18-1.25元，此次国家发改委批复第一批示范项目上网电价为1.15元。在电价构成中，投资成本和融资成本占60%以上。
预计到2020年，光热发电项目的工程造价可降低到15000元/千瓦以下，电价可以降低到0.75元/千瓦时以下。加之到今年年底，我国可再生能源的补贴缺口将达600亿，如何在逐步摆脱补贴依赖的情况降本增效将是产业必须面对的难题。由于我国弃风弃光问题突出，而太阳能热发电地区恰恰又是消纳比较困难的地区。在这种情况下，如何将光热产业和消纳结合、和新能源产业整体形势结合是当下亟待需要解决的问题。
此外，“光热产业发展应避免扎堆过热。”清华大学公共管理学院副教授李应博警示说，企业和地方政府一定要做好全局分析，包括光热产业竞争的格局、产业发展的特性以及地方的资源禀赋优势，选好项目和技术路线，避免投资风险。在这方面，光伏产业之前已经有了前车之鉴，最后导致产能过剩，许多企业遭受重大损失。光热产业发展一定要避免这一点。
而行业的理性发展离不开国家的整体规划。光热发电相对于风力发电、光伏发电等可再生能源，其国家层面的产业和市场规划研究还极其薄弱，亟需研究、制定光热发电的产业和市场规划，包括对光热发电的定位、产业体系、产业结构、产业链、空间布局、经济社会环境影响、实施方案等做出系统规划。
显然，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链，而这也给国内光热产业投资带来机遇。新能源代替火电的时代终将到来。官景栋打了个形象的比方：“如果把新能源比成是一个皇冠，那么光热发电就是皇冠上的明珠。”
对于光热产业来说，2016年9月非比寻常。继9月1日国家发展改革委下发通知，核定太阳能热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元后，9月14日国家能源局又公布了20个光热发电示范项目，总计装机容量134.9万千瓦。至此，行业热情高涨，项目密集推进。
同样是向太阳要能量，与利用半导体硅将光能直接转变为电能的光伏发电不同，光热发电则是通过聚光装置将太阳光聚集到吸热装置，加热吸热装置内的熔盐，经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功转化为交流电。业界资深人士官景栋指出，与风能、光伏等新能源发电技术相比，光热发电的优势显而易见。除了发电时长优势之外，光热发电的效率较传统风能、光伏发电一般平均要高出近10个百分点。
“出于对24小时稳定发电并提高收益的渴望，我们选定高温熔盐槽式发电技术作为突破方向。”官景栋解释说，根据聚光方式的不同，光热发电可分为四种技术路线：槽式、塔式、碟式、菲涅尔式。其中，槽式和塔式是目前两种主流的光热利用技术。更为利好的消息是，“光热电站适合我国西部地区太阳能直接辐射强度高的地区，也能配备足够储能系统。而光伏则对地域要求不高，是城市分布式发电主要选择，两者可以协同发展。”业内人士称。
据公开资料，截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模约18.1MW，约20个试验项目处于前期阶段，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热发电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh。正如中电联专职副理事长魏昭峰所说，“眼下光热产业正迎来发展的良好契机，继电价政策出台后，业界高度关注的光热示范项目名单也随后公布，这些都预示着光热发电已经开启了新的历史转折。”
但与明朗前景形成鲜明对比的是，处于起步阶段的我国光热发电仍旧面临一系列困难。“一是成本高，高性能核心设备部件需要进口，国产化制造水平较低。二是实际运营的成功经验较少，可借鉴的历史数据有限，需要进一步探索和积累。三是标准体系和标准缺乏，具备设计、施工、调试与运营的全流程标准体系尚未建立。”中国能源建设集团有限公司工程研究院党委书记许继刚说。
据电力规划设计总院副院长孙锐介绍，目前国际市场上光热上网电价是0.12-0.15美元，国际机构预测到2020年，商业电站发电成本可降低到0.08-0.09美元。我国开展前期项目的上网电价基本在1.18-1.25元，此次国家发改委批复第一批示范项目上网电价为1.15元。在电价构成中，投资成本和融资成本占60%以上。
预计到2020年，光热发电项目的工程造价可降低到15000元/千瓦以下，电价可以降低到0.75元/千瓦时以下。加之到今年年底，我国可再生能源的补贴缺口将达600亿，如何在逐步摆脱补贴依赖的情况降本增效将是产业必须面对的难题。由于我国弃风弃光问题突出，而太阳能热发电地区恰恰又是消纳比较困难的地区。在这种情况下，如何将光热产业和消纳结合、和新能源产业整体形势结合是当下亟待需要解决的问题。
此外，“光热产业发展应避免扎堆过热。”清华大学公共管理学院副教授李应博警示说，企业和地方政府一定要做好全局分析，包括光热产业竞争的格局、产业发展的特性以及地方的资源禀赋优势，选好项目和技术路线，避免投资风险。在这方面，光伏产业之前已经有了前车之鉴，最后导致产能过剩，许多企业遭受重大损失。光热产业发展一定要避免这一点。
而行业的理性发展离不开国家的整体规划。光热发电相对于风力发电、光伏发电等可再生能源，其国家层面的产业和市场规划研究还极其薄弱，亟需研究、制定光热发电的产业和市场规划，包括对光热发电的定位、产业体系、产业结构、产业链、空间布局、经济社会环境影响、实施方案等做出系统规划。
显然，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链，而这也给国内光热产业投资带来机遇。新能源代替火电的时代终将到来。官景栋打了个形象的比方：“如果把新能源比成是一个皇冠，那么光热发电就是皇冠上的明珠。”
