“当前太阳能热发电技术已经成熟,国际上商业电站总容量已超过500万千瓦，机组台数已超过100台。我国涉及太阳能热发电工程的设备及材料制造水平和生产能力可以满足建设大规模太阳能热发电工程的需要。当前需要尽快确定光热发电的上网电价政策，启动示范项目，抓紧推动太阳能热发电产业的发展。”电力规划设计总院副院长孙锐在接受记者采访时表示。
我国“十二五”可再生能源规划中，太阳能热发电总装机目标为100万千瓦，但目前实际投运的商业电站只有中控青海德令哈10MW项目。虽然“十二五”目标难以完成，但国家能源局相关人士表示，我国发展光热发电的方向未变。
初步预测，到2020年，我国的太阳能发电装机容量要大于1亿千瓦，届时占全部电源装机比重将高于5%。在孙锐看来，这其中光热发电将扮演重要的角色。
记者：您为何看好太阳能热发电？
孙锐：太阳能热发电的原理是利用太阳的直接辐射，采用聚光技术将太阳光聚焦在吸热器上，加热吸热器中的传热介质，通过高温的传热介质在蒸发器和过热器中使水转变为高温、高压蒸汽，再通过汽轮发电机组进行发电。太阳能热发电厂通过设置足够容量的储热系统，可以实现24小时连续发电。
电力品质是光热发电最大的竞争力。光热发电可以根据电网用电负荷的需要，快速调节汽轮发电机组的出力，参与电网一次调频和二次调频。稳定的电力输出和良好的调节性能，适于集中大规模建设太阳能发电基地。我认为它完全可以替代当前燃煤机组，调节电力系统中风电等其他间歇式电源出力波动造成的功率不平衡，帮助实现可再生能源的稳定外送。
记者：发展光热发电需要具备哪些资源条件？我国是否具有发展光热发电的资源优势？
孙锐：首先是太阳能直接辐射资源。太阳直接辐射强度（DNI）对光热发电成本有较大的影响，根据国际可再生能源署的相关研究，DNI每增加100千瓦时/平方米/a，发电成本下降4.5%。我国的内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏有着丰富的太阳能直接辐射资源。
第二是土地资源。如果用10万平方公里的土地建设太阳能热发电项目，年发电量约为54000×108kWh，相当于我国2014年全国全年的发电量。若按配置储热系统机组的利用小时数为4000计算，装机容量约为13.5亿千瓦。仅青海和内蒙古西部就有超过20万平方公里的土地可用于建设太阳能热发电项目。
第三是水资源。太阳能热发电机组的耗水量要比燃煤机组少一半，青海、西藏具有丰富的水资源；内蒙古西部可以集中建设水库，引黄河等河流的丰水期水量入库。
记者：近年来已有一些企业在进行光热相关技术和产品的创新实践，当前我国光热是否具备产业化的条件？
孙锐：我国有多家太阳能热发电专有技术公司开发了具有自主知识产权的专有技术和专项产品，国外的专有技术公司也在我国寻求合作。光热发电的全产业链已经在我国形成，光热发电工程项目所需的设备和材料国产化率可达90%以上；国内生产的关键设备和材料的技术水平，与国际水平相差不大，只是缺少长期运行的检验。国内设备和材料的生产能力完全可以满足工程需要。
随着光热发电产业的规模化发展和技术水平的不断提高，光热发电的成本一直在下降，目前国际上投标的发电成本已降低到0.15美元/千瓦时。美国能源部制定了SunShot计划，目标是到2020年，使光热发电成本降低到0.06美元/千瓦时。
记者：有预计称2015年全球光伏装机量将增长25%，接近60吉瓦。相比光伏，光热的规模显然小得多。光热和光伏同样是利用太阳能，二者有哪些差异？
孙锐：光伏发电利用太阳能全辐射，因此在地域上不受限制，全国各地都可以建。但光热发电利用的是太阳能法向直接辐射，因此，在太阳直接辐射量较低的地区，不具备建设的经济性。除了光资源外，光热发电对用地的坡度要求也比光伏苛刻。另外，光热发电还需要一定的水资源。
光伏发电的系统相对简单，屋顶、墙面、山坡、水面甚至汽车等交通工具都可以安装光伏系统。光伏发电与光热发电各有各自的优势，他们不是替代关系，相反，它们是互补关系。光热发电最大的优势是电力品质，由于光热发电机组出力的可靠性和良好调节性能，它不需要电力系统中的燃煤机组作为旋转备用。因此，采用光热发电技术，在我国西部地区建设大规模太阳能发电基地，可以实现太阳能发电的稳定外送，大幅提高我国的可再生能源发电比重。
目前阶段，光热发电的装机规模没有光伏发电多，主要是因为光热发电的成本高于光伏发电，更重要的一点是两者之间的电力品质差别被忽略了。现在我国很多已投运的集中式光伏电站，由于电力品质的间歇特性，被电力系统限制出力（通常说的“弃光”），严重的被限制50%—60%的出力。
记者：事实上，当前光伏行业也将储能作为发展的重点方向。按您所说，相比光伏，光热发电的电力品质更多表现在能量存储的经济性上，对吗？
孙锐：是的，储热比储电要经济得多。当前铁锂电池组的造价约4500元/千瓦时，假设光伏电站配套一个5小时的储能系统，造价可能要高于3万元/千瓦，且电池寿命不足八年，从经济性上讲，显然是无法接受的。
对于光热发电而言，配置储热系统，虽然增大了聚光系统、集热系统和储热系统的投资，使电厂的单位千瓦造价增高了，但由于机组的年发电量增加了，发电成本反而降低了。我们做过相关的研究，当然很多条件是假设的，不具有普遍性，但结论可以参考。一台50MW的槽式太阳能热发电机组，储热时间从4小时到8小时，发电成本是下降的，到8小时最低，继续增加储热时长，发电成本会有所上涨；一台50MW的塔式太阳能热发电机组，储热时间从4小时到16小时，发电成本一直在下降，只是后来下降的幅度较小。光热发电的这一特性使发电企业的利益与电力系统的运行要求得到了统一。
记者：光热产业初期发展阶段，需要政策导向支持。
它的发展需要哪些力量推动？
孙锐：最为重要的是电价政策。现在地方政府已经核准很多工程项目，但是，由于没有出台电价政策，工程项目迟迟不能开工建设。因为没有上网电价，工程项目的投资回报具有不确定性，严重影响投资方的决策；另一方面，没有电价，银行不批贷款，也严重影响到工程项目的融资。因此，上网电价政策的缺失已经成为制约太阳能热发电工程建设的关键一环。建议国家主管部门尽快出台太阳能热发电工程项目的上网电价或明确上网电价的确定原则。
记者：从行业管理的角度来看，仅有上网电价政策是不够的，还需要打出哪些“组合拳”？
孙锐：另一项重要的政策支持是给予光热发电工程项目低息贷款。由于光热发电工程项目的单位千瓦造价高达2—3万元，融资成本对于发电成本有很大的影响。有些项目为了降低融资成本，不得不使用亚行的贷款，因此，在设备采购上，必须遵守亚行的采购准则，国内新开发的设备和材料由于缺少应用业绩，被排除在采购范围之外。
记者：您认为国内建设光热发电示范工程，对我国的光热发电设备和材料企业会产生哪些影响？
孙锐：通过示范工程建设，尝试不同的技术路线，寻找出适合中国地理环境和气象条件的最佳方案，积累建设和运行经验，为推广应用打下基础。示范项目的另一个作用就是能够促进国内设备及材料的研发和批量生产，促使其提高产品性能、降低成本，同时，使国内企业拿到工程应用业绩，使其具备参与国际市场竞争的条件。一些国内企业的产品实验性能不比国际知名企业差，但是由于没有国内市场，又无法参与国际市场竞争，产业发展艰难。
记者：事实上，当前的光热发电有不同的技术路线，如果建立示范工程，是否意味着每种技术路线都要示范呢？
孙锐：这个问题对示范工程非常重要，的确光热发电的技术路线很多，有很多仍处于试验阶段。我认为第一批示范工程应该选择目前国际上比较成熟的技术路线。以导热油为吸热介质的抛物面槽式集热系统、配置熔盐储热系统是目前世界上应用最多的成熟技术。塔式技术近年来发展很快，以熔盐为吸热介质的塔式系统具有诸多的优势：吸热介质与储热介质相同，系统简单；吸热器介质的压力与汽轮机进汽压力无关，吸热器管束壁厚薄，且均为液体换热，热应力小；蒸发器、过热器、再热器均布置在地面。正是由于这些优势，这项技术受到了近期国际市场的青睐。
有些尚处在试验阶段、存在较大不确定性的技术路线暂时不适合进行示范，一旦建设失败，不仅是工程项目上的经济损失，也会影响社会对整个产业发展的信心。
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