我国《可再生能源发展“十二五”规划》中提出光热发电发展目标是到2015年要达到100万千瓦。距离完成“十二五”规划还有不到两年时间，光热发电如何推进规划布局、政策引导、规模化发展等一系列产业化问题成为当下亟待关注的课题。有专家指出，当前的核心问题是尽快出台电价政策，让投资主体吃下一颗定心丸。

　　光热发电优势不可替代

　　同样都是利用太阳能进行发电的可再生能源技术，光伏与光热常被人们同时提起。众所周知，从发电原理上看，光伏是通过光能直接转化为电能，而光热是将光能转变为热能，然后再通过传统的热力循环做功发电。因此，光伏发电产生的是直流电，而光热发电产生的是和传统火电一样的交流电，与传统发电方式和现有电网的匹配性更好，可直接上网。

　　“光热发电是战略性的可再生能源技术，虽然当前尚有技术和经济性的问题需要解决，但发展光热发电并不存在不可逾越的障碍，相对于其他电源，光热发电具有独特的优势。”中国电力企业联合会副秘书长孙永安表示。

　　近几年光热发电技术的进步可谓有目共睹。光热发电蓄热系统时间从最初的0.5小时到现在的10小时（考虑云遮情况）。热发电能量供应时间从早上6时持续到24时，这一优势是光伏无法可比的。让人感到更加吃惊的是，光热发电在西班牙单日全国总用电最大贡献率达到全网的7.7%,目前中国尚未有任何一种清洁能源能够达到这一水平。

　　1.38元/千瓦时电价方案待批复

　　“目前，国内光热产业链包括材料、设备以及集成技术到服务这块，基本上国内都初步建立了，材料设备这块国内供应基本没问题，现在相对比较缺的是集成技术和服务，没有经过实际的建设运营的话是很难在这个行业有所发展。包括我们在内也是，之前做了很多理论上的研究，但是如果不把它落实到建设中去的话，很难讲成熟。目前，光热发电在应用上也是国内最欠缺的一部分。”国内较早涉足太阳能热发电领域的华电工程新能源技术开发公司太阳能中心主任王佩明描述了光热发电在国内的发展现状。

　　光热发展过程中来自于集成技术及服务方面的障碍最终是归结于市场化政策的不明朗。以电价为龙头的市场化激励政策的缺失致使光热发电市场空白、质量体系空白、工程化技术阶段缺少支持等一系列问题。“要解决这一系列问题，我们建议总的路径是试点加规模化发展，先选择支持少数的试点项目，然后规模化发展。这其中，必须要有电价政策做引导。”国家太阳能光热发电产业技术创新战略联盟理事长王志峰说。

　　据了解，在2月18日有关部门召开的光热发展座谈会上，1.38元/千瓦时的建议电价方案已被提交。由于目前我国尚未有太阳能光热电站，只有依据国外已有电站估算一次投资。一个50兆瓦4小时储热电站，一次投资29119元，测算电价即为上述的1.38元/千瓦时。然而相比国际平均的发电设备一次投资，我国与之相差20%，一次投资的下降使电价随之下降成为可能。“按照普通情形2017年可以达到1元/千瓦时，乐观来看2016年可以达到。我们最终到2025年左右可以达到约0.6元/千瓦时，”王志峰表示。

　　无疑，未来规模化发展之后的太阳能热发电，进一步降低度电成本成为趋势。“随着全球光热装机容量的不断增加，到2017年会达到7~11吉瓦，2022年规模会更大，预计电价到2022年亦可下探到0.85元/千瓦时。”中广核太阳能开发有限公司总经理韩庆浩表达了类似的观点。

　　光热光伏需协同发力

　　大规模发展光热发电有助于推动可再生能源的整体发展和电力结构的转型，共同组成清洁发电系统，大大提高可再生能源在电源结构中的比例。

　　“光热发电要求比较低，布局灵活，可以与建筑结合，适合做分布式能源；光热可以利用廉价蓄热，产生比较平稳的电力输出，规模效应要比光伏更好，更适合于做电网的基础性电源，所以光伏光热是互补的关系，而不是一种竞争或者替代的关系，将来光伏光热应该一起来改变未来世界能源消费格局。”王佩明表示。

　　从目前的发展趋势来看，现阶段我国电网需要的是稳定的可再生能源电力，从这一趋势来看，未来的发展一定是朝着储热方向发展。据了解，截至去年底,全球光热发电累计装机3.7吉瓦，90%以上都是储热型电站（CSPPLAZA注：该数据可信度不高）。

　　王志峰预测，今年下半年主要是启动太阳能实验电站市场政策的出台，从而建立产业链基础，建立规模化电站，完善产业链。“国家会对第一阶段补贴35个亿。”光热在技术上不需要高端的制造工艺，我国在制造产业等方面有优势，我国或将成为世界的主导。“中国电力企业联合会未来将发挥好政府与行业、企业的纽带作用，从规划研究、标准制定、调研报告、信息交流等方面为光热的发展做好服务工作。”孙永安表示。