光热能否走出新路?
光热和光伏，不同在于发电原理。光伏利用的是“光电效应”(太阳光射到硅材料上产生电流)直接将光能转化为电能，“光生伏特”故为“光伏”。光热则将发电分解为两步，一是光能转化为热能，二是热能转化为电能，第二步和火力发电过程并无不同。
看上去，光伏比光热更“高级”，其实不然。太阳能发电最高的成本是能量存储，光伏直接将光能转化为电能，但存储却是大问题。简单讲，就是晚上、阴天，便可能无法发电或电量不稳定。但光热是先把热能储存起来，然后再发电，所以发电稳定很多。
国内光伏发电困于并网难，很大程度就在于光伏发电在电量稳定上的缺陷。深圳金钒能源科技有限公司董事长助理胡洋对记者透露，按照电网系统相关规定，不稳定电量不能达到电网系统10%的负荷以上，这意味着大多数光伏电站的电都很难上网。另外一位业内人士也表示，从其接触范围来看，光伏电站无法并网的超过50%，即有超过一半的光伏电站只是“晒太阳”。
光伏并网难，很大程度还在于光伏发电的技术特征和特殊的政经环境产生了糟糕的“化学反应”，这是产业的本质缺陷，基本无解。光伏发电崛起，一种常见模式是地方政府和企业先上项目，至于是否能达到并网要求，并不优先考虑。但光热产业一开始走的路就不同。
今年9月，国家能源局宣布将国内20个项目纳入太阳能热发电示范项目，总装机容量134.9万千瓦，分布在青海、甘肃、河北、内蒙古、新疆等地，原则上应在2018年底前建成投产。此前，国家发改委已发布通知，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/kWh，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。换言之，光热走的路比光伏更“谨慎”，即对项目技术水平和并网前景更看重，而项目审批较为严格。
在这20个项目中，由金钒能源实施的甘肃阿克塞太阳能热发电项目已实现首期并网投运，这是全世界首个独立运行的高温熔盐槽式光热电站。所谓熔盐型槽式光热发电，通俗解释就是，当光能被转化为热能之后，要由特殊介质来传导和储存，而熔盐作为一种优良介质，储热高达580度，是目前最好的光热储存模式。
目前，熔盐型槽式光热发电技术已被金钒能源从欧洲“全产业链式”引进消化，未来将通过天津滨海光热产业园实现产业化。产业园由金钒的母公司将提供技术支持，将建设反射镜、集热管、驱动器等设备生产制造工厂，技术将全套国产化。目前，产业园已被财政部列入PPP示范项目。业内认为，PPP主要支持交通类基建，而光热项目入选充分说明国家已认识到光热发展的重要性。
一个有意思的现象是，全球光伏电站发电使用率最高的，很多是落后地区，如撒哈拉沙漠以南非洲。光伏电量不稳定，但家庭也能运营一台小型电站。但在中国，光伏“分布式发电”的优势很难发挥。中国多数农村都“村村通电”，这未必符合成本收益原则，但这却在挤压光伏的“零售市场”。
其实，越是发达国家，光热被重视程度更高。以美国为例，该国光热发电机组已逾3GW。数据显示，到2020年，数字将达到30GW，即翻10倍。同样，中国也在转向。2015年12月，能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，中国要实现光热发电总装机容量10GW。
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