目前国内电力开发企业已规划了十多个大型光热发电项目，光热发电已经在技术和产业上做好准备，即将迈入商业化应用的门槛。

　　光热发电在上世纪80年代形成了建设热潮，之后由于技术和成本障碍出现停滞，近5年来，随着技术的快速进步、产业的发展和对清洁能源需求的增加，光热发电又逐渐在多个国家和地区成为可再生能源领域的投资热点，但与成熟的光伏发电产业相比，光热发电技术处在发展中，产业处于成长中，市场处于开拓中，尚需有效的政策和有利的发展环境予以支持。

　　太阳能光热发电是太阳能高温利用的主要技术形式，是太阳能利用的重要领域之一。根据聚热方式的不同，主要分为塔式、槽式、菲涅尔式和碟式等4种，其共同点是利用不同技术加热工质，再驱动汽轮机发电，也可以在热能转成电能的环节上采用斯特林发动机。

　　随着世界上第一座商业化运行的塔式太阳能热发电站——装机容量11兆瓦的西班牙Abengoa公司PS10在2007年并网发电，世界光热发电市场重新启动，并在全球多个地区升温，近5年来全球市场保持稳步增长。2011年新增装机容量45万千瓦，累计装机176万千瓦，建成在运的项目主要分布在西班牙(114.8万千瓦)和美国(50.75万千瓦)，此外、阿尔及利亚(2.5万千瓦)、摩洛哥(2万千瓦)、埃及(2万千瓦)、伊朗(1.7万千瓦)以及德国、意大利、泰国、澳大利亚也各建设了1座光热发电站。

　　2009年数十个国家和机构联合启动了“沙漠太阳能计划”，计划在北非地区大规模建设光热发电项目并将电力输送到欧洲，但由于欧债危机导致投资无处落实、输电网建设难度和费用高昂等因素，“沙漠太阳能计划”实施受阻，尽管如此，光热发电仍受到投资的青睐，2012年全球已经规划的光热发电项目超过1800万千瓦，其中美国651万千瓦，西班牙108万千瓦;在建项目211万千瓦，其中美国126万千瓦。

　　我国“十一五”863重点项目——1兆瓦塔式光热发电项目2012年8月成功并网发电，同年8月德令哈光热项目1期(1万千瓦)产出蒸汽，10月另一座1.5兆瓦光热发电项目也在三亚竣工投产，这些标志着我国在继美国、德国、西班牙后，探索并开始掌握大型光热电站集成技术。目前国内电力开发企业已规划了十多个大型光热发电项目，装机容量近200万千瓦，但尚没有实际可连续运行的商业化光热电站。

　　技术多条路线，产业初具规模

　　光热技术多条路线发展，各类技术各有优势劣势。槽式光热发电技术相对成熟，占据市场主导地位，在已投运项目中占90%左右。塔式光热发电系统聚光比高，工作温度高，效率高，是近几年比较受推崇的技术，是未来发展方向之一，在建和规划项目中，槽式和塔式分别占据50%和40%左右。菲涅尔式也有较好的前景预期。斯特林发动机转换效率相对高，运行较为灵活，适宜于分布式利用，但经济性相对差。

　　在国内企业开展前期工作和试验的项目中，有槽式、塔式、碟式、槽式和菲涅尔结合等多种技术形式，这些集成技术的商业化运营可行性尚需要长时间的实际运行电站验证。

　　近年来国内外从事光热发电的企业增多，除了德国、美国、以色列、西班牙等几个国家在热发电集热部件、系统集成、传热部件等生产的传统公司外，西门子、阿尔斯通、通用电气等知名企业也相继参与到光热发电行业。

　　但由于近3年光伏发电成本的快速下降，使得光热发电的竞争性削弱，光热企业面临的成本压力增大，一些企业采取了在技术和示范方面增加投入、巩固地位、获得更多项目资金等措施，但也有一些企业急功近利，盲目扩大项目和生产规模，进行资本运作，却在短期内由于资金断链而破产，其中不乏业界的领军企业，如美国斯特林能源公司、德国千年公司先后于2011年底、2012年2月破产。

　　我国光热设备制造起步较晚，但进步显著。槽式热发电的聚焦集热管这一关键部件全球发展近30年，仅有德国肖特和西门子两家企业可以批量生产，但我国仅用2-3年的时间，就有13家企业试制出样管。线性菲涅尔技术和碟式技术的一些部件制造方面也有一些新的进展，高效碟式斯特林技术有待突破，中低温斯特林技术发展快。

　　光热发电发展面临的挑战

　　关键技术尚需商业化电站长期实际运行验证。各类光热发电技术的商业化仍有一些技术上的障碍需要突破，相对于光伏，光热发电关键设备、系统集成、电站运行等技术要求高，虽然近两年我国在槽式集热管、反射镜、聚光器、储热等核心装备上的技术水平有了一定进步，但由于没有实际连续运行的商业化光热发电站的验证，这些技术在可行性和长期运行可靠性方面仍存在较大的风险。此外，我国的自然和气候条件也对光热发电技术提出了不同于国外光热发电发展领先地区(美国南部、西班牙)的要求，如“三北”地区风沙大，温差大，污染重，聚光系统及其跟踪部件需要有很强的抗风、防沙、防尘的能力，集热、传热和储能系统需要适应大温差和温度的快速变化等。因此，完全照搬国外技术、直接使用国外部件和产品集成、套用国外商业化运行的光热电站的运行模式，在我国应用可能会遇到较多问题，可能会使我国的光热发电发展走弯路。因此，集热、传热、储热、系统集成、电站运行技术的创新是必须的。

　　产业存在薄弱环节。国内光热发电产业刚刚开始建立，一些关键零部件还没有完全实现产业化，国内虽然有数十家企业介入光热制造，但由于采用多条技术路径，力量分散，因此各类技术的制造业均存在薄弱环节，支撑实现2015年100万千瓦的光热发电装机目标，光热产业的一些环节尚不具备大批量供货的能力或没有做好准备。

　　政策环境急需改善。光热发电是技术和资金双密集的产业，目前我国已建成的光热电站规模较小，主要是得到了支持技术研发示范的科研经费的资助。但经济性相对较好的数万千瓦的大型光热电站投资动辄十多亿元，电力投资企业一方面希望能够早日介入以期占领先期市场，另一方面又不愿承担投资风险，造成目前大型光热电站项目规划多但在项目实际投资和开工建设上投资企业观望的局面。因此，国家应通过有效的政策引导逐步建立光热投资市场。

　　经济性和竞争力有待提升。技术和产业能否持续健康发展，经济性是必须考虑的问题。随着技术的进步，光热发电成本不断下降，电价需求已从2008年的3元/千瓦时左右降到目前的1.7元/千瓦时左右，成效显著。但一方面，光伏发电近几年成本大幅度下降，一定程度上挤压了光热发电发展的空间;另一方面，由于光热技术本身的不确定性和风险，其经济性提升的预期时间和水平也存在不确定性。光热发电还需要通过技术的不断提升以及通过政策支持启动市场并扩大规模，实现成本的下降。

　　光热发电前景展望

　　其一，大规模发展光热发电有助于推动可再生能源的整体发展和电力供应结构转型。“十八大”提出要推动能源生产和消费革命，可再生能源是不可或缺的途径之一。2012年底我国风电和光伏发电并网装机容量分别达到6237万千瓦和700万千瓦左右，80%以上容量为西部、北部大基地集中开发，由于光伏和风电难以存储，已经呈现了严重的并网和限制出力问题，部分地区的限电比例超过30%，而光热发电可以通过技术可行、成本相对低廉的储热装置实现按电力调度需求发电，既可以作为基础支撑电源，也具备较为灵活的调峰能力。大规模开发光热发电可以缓解西部和北部的风电、光伏限制出力情况，并共同组成清洁发电系统，大大提高可再生能源在电源结构中的比例。

　　其二，发展光热发电对经济和相关产业的拉动作用显著。光伏和光热发电的产业链均很长，但与光伏产业链不同的是，光热发电产业链的绝大部分环节为传统制造业，如太阳集热岛所大量需要的钢材、玻璃、水泥、镀膜、储热材料等，一个5万千瓦装机配4-8小时储热的光热发电系统，约需要钢材10万-15万吨、玻璃6000吨、混凝土1万吨，发展光热发电可以适度缓解我国钢铁、玻璃、水泥等产能过剩问题，此外，汽轮机、发电机也是我国的传统优势产业，光热发电系统集成、运行控制则有潜力成为新兴产业，因此，光热发电不仅仅是提供