提及太阳能，人们往往只想到太阳能光伏发电，却忽略了还有太阳能光热发电。光热发电通过汇集太阳能热量加热蒸汽发电，且还可以通过储热在没有阳光的夜间发电，可谓十分完美的能源利用形式。
但是，未来十年，刚刚进入大众视野的光热却不得不面临生与死的关键抉择。
按照《能源发展“十三五”规划》的要求，到2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中光热发电500万千瓦。2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，启动首批20个太阳能热发电示范项目建设，总计装机容量近135万千瓦。
但是，由于技术、资金等原因，延期、退出情况屡现，首批光热示范项目并未达到人们的预期，也为后续太阳能光热的发展蒙上了一层阴影。
国际可再生能源署(IRENA)统计数据显示，截至2015年12月底，西班牙在运光热电站总装机容量为230万千瓦，占全球总装机容量近一半，位居世界第一，美国第二，总装机量为177.7万千瓦，两者合计光热装机超过400万千瓦，约占全球光热装机的88%。
对于有着较多经验的西班牙和美国来说，其多年发展下来光热装机也仅为400万千瓦，国内光伏的发展起点不可谓不高。
同为太阳能，光伏已经成为能源体系中不可或缺的一份子，虽然也在经历去补贴的阵痛，但是作为难兄难弟的光热显然步履更加艰难，且难以复制光伏的成功。
“十三五”规划搁浅
按照原本的规划，“十三五”光热发电的规模设定为500万千瓦，首批的示范项目便达到了135万千瓦，但是从已有的发展状况来看，“十三五”光热目标无法实现已成大概率事件。
2017年9月，在首批光热示范项目运作一年之后，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军在一次会议上曾提出：“下一步，我们一方面要推动第一批示范建设加快建设进度，力争2018年底前建成投产，对不能按期投产的研究价格联动机制。并在认真总结第一批示范项目建设情况的基础上，择机启动第二批示范项目建设。”
2018年5月，国家能源局下发《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》，根据示范项目实际情况，首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日，同时明确要建立电价退坡机制、建设内容调整机制、项目退出机制这三项工作机制和失信惩戒等制度。
根据已有的消息，示范项目延期投运的电价政策很可能将分四个梯度执行，具体执行电价梯度为2018年底前并网投运执行1.15元/kWh，2019年6月30日前并网投运执行1.14元/kWh，2019年底前并网投运执行1.12元/kWh，2020年底前并网投运执行1.07元/kWh。
光热虽然没有一个好的开头，但是也未尝不是件好事，及早发现问题，制定发展规划或许对于光热的长远发展更为有利。
光热领域的知名企业浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥将光热的发展分为了四个阶段，四个阶段均为在补贴不拖欠，不弃光的理想状况下。
具体情况为：
第一阶段，2-3年后，光热电价达到0.95元/kWh的水平，每年新装3-5GW;
第二阶段，5-6年后，电价下降到0.8元/kWh的水平，每年新装5-10GW;
第三阶段，7-9年后，电价达到0.65元/kWh，每年新装10GW以上;
第四阶段，10年后，电价下降到0.35-0.45元/kWh，平价上网取代部分火电，成为基荷电源和调峰电源。
难以复制光伏的成功
事实上，光热对于中国来说仍然是一个比较陌生的事物。尽管已经有了首批示范项目的落地，但是从发展光热的条件、技术的选择、融资以及配套政策支持上，国内光热无疑都稍显稚嫩。
在已经发布的《2017年中国光热发电行业发展简析》(下简称“发展简析”)中，国内的光热示范项目开发与国际的环境并不相同，首批示范项目不及预期有着各方面的原因。
首先是自然资源条件不同，中国的辐照资源相较弱，气候条件也与国外有很大的不同，国际上成熟的电站大都建设于资源相对较好的地区，无论是太阳能还是气候资源，不存在国内昼夜温差大、极寒等恶劣天气情况。
其次，据统计，国外所有商业化项目的整体开发进度从项目立项到最终完成建设都超过了两年时间，单纯计算建设耗时，从启动建设到最终投运通常可以在两年之内完成。但国内首批示范项目下发之后，虽然从2016年9月底到2018年有两年多时间，但当时的大多数项目还没有完成项目的前期开发。加之是第一次进行商业化电站的开发，因此时间显得十分匆忙。
而从光伏的发展来看，对于光照资源的要求并没有那么严格，且项目开发建设的难度也相对较小。在补贴政策下发之前，国内光伏制造业已经在给国外光伏提供产品的过程中积累了大量的经验，在补贴政策下发之后，光伏便开始迅速扩张，十年来已经成为能源体系中不可忽视的一部分。
此外，光热是一个资金密集型的产业，而现阶段金融机构对于光热的投资热情显然不高。首批光热示范项目中有一半是以民企为投资商进行主导的，但是大多数民企在融资方面遇到了困难，严重影响了项目的推进。
值得一提的是，光热在发展之初便遇到了同光伏同样的问题——土地，相较于光伏，光热的占地面的更为庞大。尽管电站大多位于西北沙漠戈壁地区，但是首批示范项目仍然暴露出土地利用等非技术因素的问题。
数据来源：CSPFocus
技术还将试错
资料显示，光热发电主要有槽式、塔式、碟式(盘式)、菲涅尔式四种系统。首批20个示范项目中包含9个塔式，7个槽式和4个菲涅尔式电站。
从目前的应用情况来看，塔式和槽式是应用最为广泛的两种光热技术路线。2018年10月，中广核德令哈50兆瓦槽式光热项目正式投运，也是首批光热示范项目中第一个建成并网的电站。
此外，首批光热示范项目中有望按时并网的还有北京首航艾启威节能技术股份有限公司敦煌熔盐塔式10万千瓦光热发电示范项目、青海中控太阳能发电有限公司德令哈熔盐塔式5万千瓦光热发电项目、玉门鑫能光热第一电力有限公司熔盐塔式5万千瓦光热发电项目、深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞5万千瓦熔盐槽式光热发电项目，不难看出均为槽式和塔式技术路线。
上述发展简析中还提出：导热油槽式技术已经经过大规模商业化验证，采用该技术的项目没有受制于技术的问题而迟滞不前;熔盐塔式技术在整个示范项目中，部分项目因为技术问题迟滞不前。选择熔盐塔的项目方，发现全球范围内的熔盐塔项目出现事故，以及发电量不及预期的情况，对技术成熟性产生置疑，因此影响了项目进度。
此外，采用其它技术路线的项目由于欠缺商业化验证，对技术存在担忧，加之技术在全球范围内还没有商业化开发的成功案例，存在较大的技术性风险。
毋庸置疑，未来光热的发展最为核心的仍然是技术的突破，实现高效率、低成本。但是，热电转换效率最高的蝶式以及技术结构简单、传动机构简单且易于操作的菲涅尔式在国内是否也有发展的空间呢?
从能源角度来看，光热对于整个能源结构百利而无一害，但是在光伏、风电先行发展起来之后，光热的未来定位仍然需要顶层的设计;从自身的发展来看，光热发展需要积累更多技术实践、融资以及政策上的经验积累。
责任编辑：肖舟
