(记者 陈艳清)同样取自清洁的太阳能，光热发电和光伏发电两种技术路线待遇却大不相同，近几年，光伏发电“风景独好”，光热发电行业却遭冷遇。去年9月30日《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目》一文点燃光热企业申报热情，据统计，申报项目总量约8.8GW。然而时隔近半年，示范项目名单和光热电价却仍未落地，光热发电当真“生不逢时”？

发展困境：高成本压力

光热发电是将太阳能转化为热能，再将热能转化为电能的过程，光热发电系统分成集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统四部分。按聚焦方式及结构的不同，光热技术可以分为塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四种。

虽然光热发电技术多样，但每种技术路线都有自身的缺陷。水电水利规划设计总院新能源部谢宏文主任认为，塔式电站安装难度比较大，增加了研发成本和建设成本；槽式电站工作温度比较低、核心部件真空管技术没有完全成熟，影响了槽式太阳能发电系统的推广；碟式开发时间比较短，现在仍然处于实验示范的阶段。还有在太阳能热发电非常重要的储能系统，现在也是处于研究起步的阶段，复合性、工作特性和化学以及物理的稳定性都处于研究阶段，尚没有形成比较成熟的技术成果。

更为主要的是来自建设成本的压力，国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，“十二五”风电光伏成本下降非常的明显，我国能源价格和电力价格、煤电价格也是处于下行轨道。而相对的，我国光热电站建设成本却“居高不下”，目前我国光热电站建设约30元/W，而光伏发电成本为7-8元/W，这也是众多企业对光热发电望而却步的原因之一。

她认为，“十三五”期间风电光伏成本存在比较大下浮的潜力。这就意味着“十三五”不仅要启动光热发电，还要形成电站长期运行验证，以规模化推进经济竞争力的提升，这对光热行业是个考验。

特有优势：稳定可调节

虽然目前光热发电建设成本过高，但是光热发电却具有独特优势，即可调节性。

近年来，消纳问题成为新能源的发展痛点，据统计，2015年我国弃风率达到15%，弃光率约为20%。电力规划设计总院副总工程师陈铮认为，高弃风弃光率，除体制机制的限电外，与风电光伏出力间歇性和低能量密度有关。

“下午两点的时候不属于光伏发电的系统高峰期，下午7、8点光伏又没有出力，所以是不可能成为系统的助力电源。光热发电技术在下午7、8点还可以通过储热释放的能力发电，是完全可以作为系统主力机组的。”陈铮解释。

光热发电自带储能系统，将太阳能以热能的方式储存起来，并在必要时转化为电能输送到电网，使其可以输出稳定电力，克复了随机性和间歇性的问题，对电网的调峰能力具有非常重要意义；并且，光热发电利用小时数通过储热可以到5000小时以上，克服了能量密度低的问题，光热的这两个特性克服了风电和光伏受诟病两个缺点。

前景广阔：千亿市场待启

虽然近年来光热行业发展不尽如人意，但是其发展前景依旧为业内人士看好。在“十三五”规划中，从光热发电装机为10GW，以1GW示范电站有300亿元的市场规模来测算，光热发电将形成2000亿至3000亿元的市场规模。根据国际能源署IEA预测，2050年全球光热发电的装机规模有望达到983GW，将占全球电力供应的11%，其中，我国的光热发电装机有望提升至100GW以上，达到全球电力供应的4%，市场规模有望进一步扩大。

对于光热电价建设成本高这一问题，部分专家认为随着产业的发展，光热的建设成本会大大下降。陈铮认为，“在一个行业刚起步的时候，这是不可避免的，光伏刚起步的时候也是近40元一瓦。国际上来看太阳能热发电电价已经降到15美分，美国将降到6美分左右。而光热示范工程电价为1.09到1.4元/W左右，如果后续大面积铺开，对造价应该有比较大的影响，会快速下降。”

时璟丽对此表示认同，“2013-2015年，国际上先投运大型的光热发电电价水平，都降的是比较低的，普遍降到了0.15-0.18美分每度电。不管是南非还是印度、美国，招标的定价也都呈现了逐步下降的趋势。总体上来看，国际上光伏发电的电价，基本上乘以1.3倍以上是我们光热发电电价，按照这个趋势推光热是1.1-1.2元的水平。”

此外，我国光热发电核心部件的国产化率已经达到90%，年供货能力达到近1吉瓦，这表明我国光热发电具有成长空间和竞争力，在十三五期间，光热行业将实现“从0到1”，步入成长期。