光熱發電之門已開啟
　　
　　　日前，亞洲首座塔式太陽能熱發電站已在北京延慶動土興建。該電站由中科院、皇明太陽能股份有限公司和華電集團聯合開發建設，總投資1.2億元，是中國首個自主知識產權高溫熱發電項目，也是亞洲第一座塔式太陽能熱發電站。
　　　企業家良好的市場嗅覺使得光熱發電產業迅速升溫，大有和光伏產業一決高下的勢頭。目前，包括華電在內的諸多央企開始涉足光熱產業，以國內當前最大的太陽能熱發電項目――內蒙古50兆瓦項目的特許權招標為始，正式打開了光熱發電之門。
　　　今年3月，國家能源局批準內蒙古發展改革委建設鄂爾多斯50兆瓦的太陽能熱發電站項目，明確要求其設備國產化率達到60%以上。而國電寧夏石嘴山發電公司10兆瓦太陽能熱發電站、新疆華冉集團公司50兆瓦太陽能熱發電站、海南太陽能海水淡化等項目的實施，充分說明我國太陽能熱發電設備市場已經形成并將迅猛發展。
　　　而中航通用公司在湖南沅陵建廠生產，僅是國內太陽能熱發電產業化發展的前奏。只有生產出工程化產品，才能進一步形成推動光熱發電產業化的可能，才能降低電站投資造價、產生市場需求和市場規模效益。
　　　“我國太陽能光熱發電產業還有很長的路要走。”中國能源研究會節能與企業能源管理專業委員會主任鮑云表示，目前存在的一些問題需要得到政府的政策支持以及社會各界的積極關注。他說：“政府如果能夠在政策導向、稅收等方面給太陽能熱發電的發展營造良好氛圍，就能促進產業的快速發展。”
　　
　　三大瓶頸待破
　　
　　　目前國外的光熱電站已有數十萬千瓦建設運行，而國內光熱發電還處在兆瓦級示范階段。之所以與光伏電站相差這么多，技術、成本、政策三大問題不可小覷。
　　　首先，加快技術升級是關鍵。我國2007年頒布的《可再生能源中長期發展規劃》提出，到2010年，太陽能熱發電總容量達到5萬千瓦，太陽能光伏發電總容量達到2萬千瓦；到2020年，太陽能熱發電總容量達到20萬千瓦，將與光伏發電相當。然而，目前國內在建和已簽約的太陽能光伏發電總容量已達140萬千瓦，而太陽能熱發電還沒有形成市場，兩者形成巨大反差。
　　　國家發展改革委能源研究所副所長李俊峰說：“從太陽能熱發電發展戰略來看，提升太陽能光熱發電的自主創新能力和技術升級速度，才能為太陽能光熱發電提供強有力的支撐。”太陽能熱發電系統的核心設備，是聚光集熱裝置及反射鏡傳動和跟蹤系統，目前國內僅有極少數企業掌握相關技術及具有設備制造能力。
　　　在系統技術上，太陽能光熱產業必須要走中高溫路線。中溫太陽能真空集熱管和中溫真空管太陽能集熱器的研制成功，突破了2010年歐洲太陽能會議上歐洲專家所說的全玻璃真空太陽集熱管集熱器120攝氏度的熱利用極限，極大地拓展了太陽能光熱的應用領域。
　　　2010年8月24日，目前世界上可生產用槽式熱接收器太陽能發電的兩家公司之一的德國 SIEMENSCSPLTD，與力諾就今后一個時期高硼硅玻璃管等供貨情況進行了溝通，并重點了解了光熱發電產業及玻璃生產行業。雙方將進一步加深合作，實現強強聯合，以技術提升共同推動光熱發電產業健康持續發展。
　　　其次，一切取決于降低成本。我國近年在太陽能熱發電關鍵技術上取得突破性進展，塔式、槽式和碟式系統均有示范項目處于建設中。太陽能光熱發電產業從技術源的成功，到最后在全球普遍使用，是一個非常漫長的過程。不過，實現太陽能光熱轉換的聚光接收器能否做到高效率、低成本，是太陽能熱發電能否實現商業化的關鍵。
　　　美國、西班牙、德國等國在光熱發電技術產業化方面推進的速度非常快。目前，太陽能光熱發電在全球已運行裝機容量近70萬千瓦，在建的近100萬千瓦。西班牙規劃在2012年以前建成180萬千瓦。美國也提出了宏偉計劃，在最近幾年規劃建設480萬千瓦的項目，其中320萬千瓦已簽訂建設合同。我國的光熱產業近幾年也開始蓬勃發展，但太陽能熱發電目前面臨的最大困惑和挑戰仍是成本。
　　　太陽能發電單位投資如果在5萬元/千瓦以上，這種高投資將難以推廣；如果說能夠降到3萬元/千瓦，則市場開始出現；如果再降到1.5萬元/千瓦，它的市場將是非常大的；若降到1萬元/千瓦，那么其市場就不可估量。因此，實現大規模太陽能光熱發電必須突破太陽能光熱發電中的效率低、成本高這兩個瓶頸。
　　　技術進步、規模化應用和市場競爭，可以使發電成本逐漸下降。目前光熱發電產業處于啟動期，國內廠商前期生產裝備投入較大，隨著項目的逐步增加，設備價格有較大下降空間，未來有望將投資成本控制在1萬元/千瓦以內，對應電價能夠接近目前的風電水平。
　　　據歐美國家預計，15年至20年之后太陽能熱發電成本將接近煤電成本。光熱發電遵循著規模越大成本越低的規律。目前，業界普遍認可的規模是1000兆瓦，規模達到1000兆瓦的光熱電站發電成本能降低至0.7到0.8元每千瓦時。光熱發電的技術問題已經解決，但是前期投入非常大，像1000兆瓦規模的建設需要200億的前期投資，這是很多企業難以承受的。
　　　再次，政策支持必不可少。如今，在全國范圍內，由于太陽能發電的電價還沒有確定下來，直接影響了市場的發展，影響了投資者的積極性，結果是產業制造發展很快，但應用市場發展很慢，對行業的長久健康發展極為不利。
　　　太陽能光熱發電要健康發展，國家政策很重要，上網電價及政府補貼政策一定要出臺。太陽能光熱發電產業發展完全可以效仿光伏及風電產業的發展路線圖。
　　
　　有規模電價就有望降至1元以下
　　
　　　太陽能光熱發電產業實現大規模商業化后，上網電價有望跌至1元/千瓦時以下，并逐步接近現行風電標桿電價。8月17日，973(國家重點基礎研究計劃)太陽能熱發電項目首席科學家、中國電氣協會副理事長黃湘作出了上述預測，但是他并沒有給出成本下降幅度和時間表。
　　　太陽能發電分為光伏發電和光熱發電，此前多指光伏發電。光伏發電是通過半導體將光能直接轉化為電能，光熱發電則通過太陽光加熱介質的方式發電。國內光熱發電項目仍處試驗階段。
　　　按照科技部的規劃，2010年底將建成1兆瓦實驗電站及研究基地。技術可行性得到證實之后，將逐步在2015年建設10兆瓦~100兆瓦示范電站，荒漠地區2020年建成100兆瓦~1000兆瓦商業實用電站。如實施順利，預計2020年后，光熱發電開始規模化建設。
　　　國際能源署最新報告顯示，到2050年，太陽能熱發電將提供全球11%的供電量，成本則會降至現在的20~25%。
　　　光熱發電站建設成本直接影響熱電并網價格。如果每千瓦單位造價為2萬元，則上網電價維持在1.5元左右。如果每千瓦單位造價降至1萬元以下，上網電價就可降到1元/千瓦時以內，并逐漸接近現行風電標桿電價。
　　　國家發展改革委在2009年下發的《關于完善風力發電上網電價政策的通知》中規定，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價，電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
　　　雖然現實中光熱發電的單位造價較高，但建設成本的下降空間很大。一旦太陽能熱發電產業步入正軌，且實現大規模商業化后，建設成本會大幅下降。
　　　光熱發電產業中關鍵一環為反射鏡制造，反射鏡制造商多由玻璃生產商轉變而來，玻璃售價是每平方米50元，而反射鏡的售價則高達每平方米300元。反射鏡的生產成本并不高，價格下降空間巨大。