最近国家能源局副局长吴吟在公开场合讲话指出，“十二五”期间，太阳能可能呈现出类似风能在“十一五”期间的高速发展态势。北京工业大学教授马重芳表示，光热发电是可再生能源领域继风电、光伏发电之后的第三个科技神话。
而目前光热发电产业现状如何？光热发电能够向风电的发展寻求哪些精神财富？科技部首席科学家黄湘接受了采访。
风电为光热发电提供镜鉴
黄湘表示，化石能源发电是一种可控的发电形式，而可再生能源的发电，绝大多数是不可控或有条件可控的发电形式。风力发电的历史对太阳能利用提供了很多参考。
黄湘指出，风电就是一种典型的不可控发电形式，用风力发电只完成了工作的一半，风电输出功率随风力的变化而变化。电网的接纳是有限度的，随着风力发电装机容量的增加，电网的消纳将越来越难。这两年全国风电运行小时数不断下降，就是不得已弃风造成的，这种状态会由于风电装机容量的增大而越来越严重。近来，气象预测法提高风电并网规模，风—光—电互补的形式和分布式等技术的应用，就是为了解决风电无序上网的难题。但是，这些都无法从根本上解决大规模风电上网的境况。一些有识之士也提出采用风电—压缩空气储气的方式，用来调整风电的波动，使风电上网比例进一步增加。
黄湘认为，将来太阳能发电普及了，这一困难也会出现。因为太阳能发电过程输出负荷和电网负荷的波形基本吻合，即电网出现最大负荷时，也是太阳能发电的最大输出负荷时间。因此，如果太阳能光伏发电和热发电的发展规模类似当前的风电时，电网对太阳能发电的容纳程度会大大高于风电；其次，太阳能的利用要解决连续发电问题，即晚上如何发电，太阳能热发电通过储热和延时利用，将白天的太阳能用于夜晚发电，这就是近10年国际上和中国正在积极技术攻关的难题。国际上在中小型机组上应用已经成功了，中国要加紧努力。
“这种储热—延时发电的技术，在热电转换过程中是效率最高的发电形式，与电能—压缩空气转换、抽水蓄能等相比，具有更高的转换效率和更低的制造和运行成本，这一点决定了太阳能热发电具有的研究价值。”黄湘强调说。
太阳能储能发电的最佳形式
“最佳的太阳能储能发电形式尚未被证实，现阶段大家正在探索和寻找。”黄湘介绍说，要解决储能和发电的最佳结合，研究重点要放到发电介质上，目前蓄热介质有蒸汽、导热油和熔融盐等，而储能采用蒸汽成本太高，技术上已证明是不经济的。全球各地的太阳能电站实验过各种形式，比如以蒸汽为介质的无蓄热发电，导热油为介质的无蓄热、少蓄热发电，熔融盐为介质的大容量蓄热发电。其中采用熔融盐蓄热的有西班牙Andasol1电站可储热7.5小时发电量，意大利Archimede和西班牙Andasol电站可储热15小时发电量，目前均已经投入运行，后两座电站可连续24小时发电。
但是，目前用于太阳能热发电的熔融盐，在运行温度范围内，常温下为固体，到达一定温度（如200度左右）成为液体，这就给电站运行带来了安全隐患，我们需要找到液态熔点更低的熔融盐，国内学者已经研究出熔点接近100度的熔融盐。最佳的介质是在常温下就是液体，工作温度范围和常压下不发生气化，同时单位储热量要大，导热性能要好，流动性要好。这些条件对材料来讲太苛刻，但这样的蓄热介质才是太阳能热发电的最佳储热介质，现代科技发展很快，万一实际环境中没有或制造不出这样的介质，我们仍希望有更接近这些条件的新材料被发现。
太阳能热发电成本的降价空间
太阳能热发电产业实现大规模商业化后，上网电价将有较大幅度下降，并逐步接近现行风电标杆电价。黄湘指出：光热发电的成本决定了其前途。
按照科技部的规划，2011年底将验收1兆瓦实验电站及研究基地。技术可行性得到证实之后，将逐步在2015年建设10兆瓦~100兆瓦示范电站，在2020年建成荒漠地区100兆瓦~1000兆瓦商业实用电站。如实施顺利，预计2020年后，光热发电开始规模化建设。
去年国际能源署（IEA）发布了聚光型太阳能热发电（CSP）路线图报告，预计到2050年CSP能够满足全球11.3%的电力需求，其中9.6%来自太阳能热发电。
黄湘指出，任何一种可再生能源发电形式的成本都有其极限值，不同发电方式的极限值是不同的。根据研究，风力发电形式的极限成本最低，光热发电站建设成本则相对较高，这是因为风能和太阳能的能流密度接近，但风力发电单位千瓦钢材耗量是常规火电站的1.5倍，而光热发电是8倍。因此，光热发电的极限成本肯定不可能低于风电。但是，如果考虑到光热发电的储热能力及负荷输出特性，其成本优势将会体现出来。
另一方面，任何可再生能源发电初期阶段，其成本都较高，随着时间，效率会进一步提高，成本会逐步下降，国外预测光热发电每年的成本降幅约6%。目前，风电和太阳能光伏发电国内都经历了10年以上发展，单位千瓦造价才达到目前的程度。黄湘表示：“虽然目前光热发电的单位造价较高，但成本下降空间大，一旦光热发电产业步入正轨，且实现规模化、商业化发展后，建设成本将会到达合理程度。”
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