光热发电正在浮出水面。说起可再生能源，2016年最火热的话题可能不再是光伏和风电，由于示范项目和电价的正式公布，步入发展“元年”的光热发电，无疑已经成为当下能源圈的“新宠”。
在国家能源局此前印发的《太阳能发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)中明确指出，到2020年底，太阳能热发电装机达到500万千瓦，太阳能热利用集热面积达到8亿平方米，太阳能年利用量达到1.4亿吨标准煤以上。按照“统筹规划、分步实施、技术引领、产业协同”的发展思路，《规划》明确光热发电的重点任务为，组织光热发电示范项目建设，发挥太阳能热发电调峰作用，建立完善太阳能热发电产业服务体系。
业界资深人士项晓东指出，人们对理想能源的标准已有三项共识：可再生，低成本，无伤害，以及为了强化应用而衍生出来的可兼容性。所谓“可兼容”，即与传统能源设施兼容、与化石能源功能兼容。目前，最有可能满足上述理想能源四项标准，特别是“可兼容”标准的主要技术途径是太阳能光热技术，因为光热技术实质上是以“太阳能集热器”替代燃煤锅炉，它直接实现了对太阳的光能和热能的利用。
与其他可再生能源相比，光热发电是目前唯一有望替代火电作为基础电力的清洁能源形式，解决了新能源领域的“最大难题”——能量储存，从而实现了电力输出“连续、稳定、可控”，而且直接输出交流电，并网友好。中国工程热物理学会副理事长马重芳指出，在储能领域，目前基本上都是用化学储能(蓄电池)，做不到“大规模、长寿命、低成本”。光热发电的“熔盐储热”是一种物理储能的方法，通过数以万吨计的高温熔盐可以储存数以百万千瓦时的能量。
光热发电被看好的另一个原因是源于它的效率优势。光热发电是可再生能源利用的一种，一般认为，光热发电比光伏发电具有转化效率高、24小时不间断发电等优势。据悉，一般的光伏发电转化效率为10%—20%，而此次中海阳玉门槽式光热电站项目的承诺转化效率为24.6%。简言之，光热发电的特点是先将太阳能转化为热能再进行发电，一定程度上可以平抑日照波动，对电网相对友好，同时热能可以有效储存且具有一定的经济性，热源可与火电等热电厂互补，提高发电小时数和调峰，并提供可供调度的电力。
更为值得关注的是，2011年光伏标杆电价政策出台后，当年光伏电站的装机容量同比增长超过700%，以此可以预测，所处类似发展阶段的光热行业，或将在“十三五”时期迎来行业爆发期。业内专家预计，“十三五”时期，光热产业对经济产值的贡献将突破万亿元。其中，光热发电产业对经济产值的贡献将达到6000亿元，平均每年拉动经济需求1200亿元，同时带动高端制造、新材料、电子工业、互联网等相关产业发展。
但与此同时，作为未来我国多元能源结构的重要组成部分，尽管光热发电还存在技术等方面的困难，但自从今年9月初发改委将光热发电1.15元/千瓦时的标杆电价公布后，产业投资和发展已提速。国家863项目1MW槽式示范项目首席专家和课题负责人徐二树认为，光热发电未来具有很大潜力，但在“十三五”期间仍将处于技术摸索和逐渐成熟阶段。
据21世纪可再生能源政策网络近日发布《2016年全球可再生能源现状报告》显示，截至2015年末，可再生能源电力占全球发电量的23.7%，其中地热能、光能、海洋能总共占比0.4%。徐二树认为，尽管光热发电具有较大潜力，但目前尚有部分技术难题待解决，在“十三五”阶段，我国光热发电仍将处于技术摸索阶段，暂时难以成为满足国民经济生产需求的主要能源。
除行业技术掣肘外，市场竞争、成本和可靠性寿命、运营经验缺乏等问题，同样对光热产业能否大规模发展形成挑战。“光热发电最致命的问题是初始投资费用高。”光热发电资深学者张建城指出，“第一批光热发电示范项目初始投资在每千瓦3万至4万元，而光伏发电初始投资目前已步入每千瓦万元以下，风力发电初始投资大概也在每千瓦1万元以内。燃煤电站的初始投资则更低，每千瓦仅为4000至5000元，经济性差异一定程度上将影响投资热情。”
尚处于起步阶段的光热发电除了面临成本高企的困难外，“国产化率不高、电力市场改革、竞价上网等因素也是产业发展必须面对的问题。”张建城说，“镜场关键技术中的集热管、集热器、控制系统国内的产能基本满足当前的需求，但国产化率普遍较低。这也加大了发电成本。”
此外，运营经验缺乏也是目前国内光热产业面临的一大困难。由于缺乏成熟的配套体系和实际的运营经验，为避免拖延完工等问题，国家发改委要求享受示范电价的首批光热发电项目要在2018年12月31日前全部投入运行。“若以2018年底并网发电这个时点看，预计2019年行业将步入较成熟的市场化阶段。”中海阳实际控制人薛黎明介绍说。
“尽管光热发电产业有更高的资金和技术门槛，将使得进入的玩家更少、更加理性。但在2-3年以后，光热发电产业仍或将迎来一波大浪淘沙 ，设备供应商和大量拿地的项目运营商或将经历一次整合。”薛黎明补充道。
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