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  我國《可再生能源發展“十二五”規劃》中提出光熱發電發展目標是到2015年要達到100萬千瓦。距離完成“十二五”規劃還有不到兩年時間，光熱發電如何推進規劃布局、政策引導、規模化發展等一系列產業化問題成為當下亟待關注的課題。有專家指出，當前的核心問題是盡快出臺電價政策，讓投資主體吃下一顆定心丸。

　　光熱發電優勢不可替代

　　同樣都是利用太陽能進行發電的可再生能源技術，光伏與光熱常被人們同時提起。眾所周知，從發電原理上看，光伏是通過光能直接轉化為電能，而光熱是將光能轉變為熱能，然后再通過傳統的熱力循環做功發電。因此，光伏發電產生的是直流電，而光熱發電產生的是和傳統火電一樣的交流電，與傳統發電方式和現有電網的匹配性更好，可直接上網。

　　“光熱發電是戰略性的可再生能源技術，雖然當前尚有技術和經濟性的問題需要解決，但發展光熱發電并不存在不可逾越的障礙，相對于其他電源，光熱發電具有獨特的優勢。”中國電力企業聯合會副秘書長孫永安表示。

　　近幾年光熱發電技術的進步可謂有目共睹。光熱發電蓄熱系統時間從最初的0.5小時到現在的10小時（考慮云遮情況）。熱發電能量供應時間從早上6時持續到24時，這一優勢是光伏無法可比的。讓人感到更加吃驚的是，光熱發電在西班牙單日全國總用電最大貢獻率達到全網的7.7%,目前中國尚未有任何一種清潔能源能夠達到這一水平。

　　1.38元/千瓦時電價方案待批復

　　“目前，國內光熱產業鏈包括材料、設備以及集成技術到服務這塊，基本上國內都初步建立了，材料設備這塊國內供應基本沒問題，現在相對比較缺的是集成技術和服務，沒有經過實際的建設運營的話是很難在這個行業有所發展。包括我們在內也是，之前做了很多理論上的研究，但是如果不把它落實到建設中去的話，很難講成熟。目前，光熱發電在應用上也是國內最欠缺的一部分。”國內較早涉足太陽能熱發電領域的華電工程新能源技術開發公司太陽能中心主任王佩明描述了光熱發電在國內的發展現狀。

　　光熱發展過程中來自于集成技術及服務方面的障礙最終是歸結于市場化政策的不明朗。以電價為龍頭的市場化激勵政策的缺失致使光熱發電市場空白、質量體系空白、工程化技術階段缺少支持等一系列問題。“要解決這一系列問題，我們建議總的路徑是試點加規模化發展，先選擇支持少數的試點項目，然后規模化發展。這其中，必須要有電價政策做引導。”國家太陽能光熱發電產業技術創新戰略聯盟理事長王志峰說。

　　據了解，在2月18日有關部門召開的光熱發展座談會上，1.38元/千瓦時的建議電價方案已被提交。由于目前我國尚未有太陽能光熱電站，只有依據國外已有電站估算一次投資。一個50兆瓦4小時儲熱電站，一次投資29119元，測算電價即為上述的1.38元/千瓦時。然而相比國際平均的發電設備一次投資，我國與之相差20%，一次投資的下降使電價隨之下降成為可能。“按照普通情形2017年可以達到1元/千瓦時，樂觀來看2016年可以達到。我們最終到2025年左右可以達到約0.6元/千瓦時，”王志峰表示。

　　無疑，未來規模化發展之后的太陽能熱發電，進一步降低度電成本成為趨勢。“隨著全球光熱裝機容量的不斷增加，到2017年會達到7~11吉瓦，2022年規模會更大，預計電價到2022年亦可下探到0.85元/千瓦時。”中廣核太陽能開發有限公司總經理韓慶浩表達了類似的觀點。

　　光熱光伏需協同發力

　　大規模發展光熱發電有助于推動可再生能源的整體發展和電力結構的轉型，共同組成清潔發電系統，大大提高可再生能源在電源結構中的比例。

　　“光熱發電要求比較低，布局靈活，可以與建筑結合，適合做分布式能源；光熱可以利用廉價蓄熱，產生比較平穩的電力輸出，規模效應要比光伏更好，更適合于做電網的基礎性電源，所以光伏光熱是互補的關系，而不是一種競爭或者替代的關系，將來光伏光熱應該一起來改變未來世界能源消費格局。”王佩明表示。

　　從目前的發展趨勢來看，現階段我國電網需要的是穩定的可再生能源電力，從這一趨勢來看，未來的發展一定是朝著儲熱方向發展。據了解，截至去年底,全球光熱發電累計裝機3.7吉瓦，90%以上都是儲熱型電站（CSPPLAZA注：該數據可信度不高）。

　　王志峰預測，今年下半年主要是啟動太陽能實驗電站市場政策的出臺，從而建立產業鏈基礎，建立規模化電站，完善產業鏈。“國家會對第一階段補貼35個億。”光熱在技術上不需要高端的制造工藝，我國在制造產業等方面有優勢，我國或將成為世界的主導。“中國電力企業聯合會未來將發揮好政府與行業、企業的紐帶作用，從規劃研究、標準制定、調研報告、信息交流等方面為光熱的發展做好服務工作。”孫永安表示。