比较优势明显
事实上，较之光伏、风电等其他新能源形式，光热发电有明显且独特的优势。据中国科学院电工研究所博士姚志豪介绍，光热发电产生的三相交流电可直接接入电网，并可利用蓄热特性实现连续发电，将来有可能完全替代火电、核电。“此外，光热发电整个产业链基本上没有污染很大、耗能很高的环节。”姚志豪在接受《中国能源报》记者采访时表示。
正源于此，业内对光热发电寄予厚望。国际能源署发布的《能源技术展望2010》报告指出，到2050年，太阳能热发电装机容量达到10.89亿千瓦，产生电力占总发电量的11.3%；而截至今年4月，全球光热发电装机量仅为170.27万千瓦。
在北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室、传热与能源利用北京市重点实验室研究员吴玉庭看来，由于光热发电系统由常规的能源技术设备组成，都是中国已掌握或可以快速实现国产化的技术，因此只需对其进行特殊的技术改造和提升，并加以集成利用，便可使光热发电成为具有自主知识产权的新能源技术。他举例说，北京工业大学通过科技攻关，研发出熔盐传热工质技术，小试效果良好，将在未来数年内替代由国外几家公司垄断的导热油工质技术，既能大幅降低产品成本，又能延长使用寿命。
他的这一观点也得到了业内企业的证实。近年来高调进军光热发电行业的中海阳新能源电力股份有限公司董事长薛黎明便对本报表示，中海阳将在短期内消化、吸收从国外引进的先进技术，创新研发出一套具有自主知识产权的光热发电技术。
分析人士指出，光热发电产业链很长，对其他诸多产业的带动作用也较大。“发展光热发电既能推动集热管、反光镜、锅炉、储热材料、气冷发电机等能源设备行业的发展，又能促进玻璃、钢材、水泥等基础产业的发展。”吴玉庭对《中国能源报》记者表示。
“热”行业遇“冷”
尽管光热发电具有上述诸多优势，并有望成为我国拥有自主知识产权的新能源技术，其在国内的产业化进程却步履蹒跚，发展缓慢。
有知情人士向本报透露，大唐集团旗下大唐新能源公司自去年初中标内蒙古鄂尔多斯光热发电项目后，一年多来项目并未获得明显进展。“现在还没有确定开工建成时间，技术设计方案也还没完成。”前述人士说。
究其原因，业内普遍认为是由“中标价格太低”所致。据测算，在西班牙、美国等光热发电大国，即便目前最为成熟和经济的槽式光热发电项目，其度电成本也为2元左右；如果在中国做同类项目，度电成本会低些，但也会大致维持在1.4元左右。“这种情况下，大唐新能源如以当时0.9399元/千瓦时的中标价建成并运营项目，无异于明摆着做亏本的买卖。”前述人士告诉《中国能源报》记者。
几乎与此同时，中广核太阳能公司、浙江中控集团两家企业，也在青海分别进行了50兆瓦光热发电项目的可研报告评审工作。业内人士分析称，因国内尚无商业化光热电站，相关部门对光热电站发电电价政策也不明朗，其所发电量上网电价很可能将按照目前光伏标杆电价（即1元/千瓦时）进行结算。
“这在光热发电成本较高的情况下，缺少对企业参与建设投资光热发电项目的吸引力，最终仍将陷入‘雷声大、雨点小’的尴尬境地。”前述分析人士表示。
亟待出台上网电价政策
对于上述问题，业内人士建议应尽快出台针对光热发电的标杆电价政策，并将电价确定在可使企业具有理想内部收益率的水平。“希望国家能出台分期电价政策，如‘十二五’期间可给光热发电一个比较高的电价，到‘十三五’电价再压下来，因为那时产业已经形成，发电成本将大幅下降。”吴玉庭对记者表示。
姚志豪同样认为，决定光热发电产业发展快慢的关键问题在于是否出台电价政策，但不应按时间出台，而是应该按装机量出台。“如当装机总量达到1000兆瓦时，给出一个电价；当发展到2000兆瓦时，又是另外一个电价，当然电价将呈逐步下调的趋势，直到实现平价上网为止。”姚志豪说。
吴玉庭提醒，在发展光热发电产业时，我国应该吸取发展风电、光伏发电产业的教训，避免盲目引进国外技术，从而造成核心技术的缺失，这也不利于提高整个产业在全球范围内的竞争力。“有鉴于此，国家应出台政策支持自主创新，鼓励企业掌握相关核心技术的知识产权。”吴玉庭坦陈。
令人欣慰的是，相关部门已经注意到这个问题。如2009年，科技部部长万钢曾提出几种最值得关注的新能源技术，其中光热发电排在第一位；2011年，国家发改委调整了新能源产业结构指导目录，也把光热发电列为了新能源鼓励类的第一位。
据了解，姚志豪供职的中科院电工所，承担了国内第一座光热发电示范电站的建设工作，该项目位于北京八达岭，目前正处于调试期，即将竣工。姚志豪告诉记者，“这个项目更主要的目的是用来做试验，在建设过程当中要解决很多科研问题。我们希望通过项目建设，使中国能够完全实现整个光热发电从设计、建设到施工整个过程的自主创新。”
