最近几年，过去不受人关注的光热发电“不声不响”地发展了起来，成为一支不可小觑的力量。太阳能界广泛流传着这样的说法：做光伏的看不起做光热的，做光热的看不起做热水器的。还有人这样比喻：中国光热处于光伏2004年时的状态，光伏年会如果在五星级酒店享受美食美景的话，那做光热的就该去路边大排档忆苦思甜。
日前，中国太阳能光伏企业的领头羊无锡尚德公司爆出“捐赠门”事件。有业内人士指出，该事件或暗示以光伏起家的“中国首富”风光不再。
而光热似乎开始“热”起来。8月16日～18日，太阳能热发电技术三亚国际论坛（2011）召开，汇集了学界、企业和风投等人士，可谓是太阳能热发电的一次盛会。
处在爆发前夜的光热
北京工业大学教授马重芳曾指出，光热发电也许是继风电和光伏发电之后的第三个能源科技财富神话。
太阳能光热发电的原理是：利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，驱动传统的汽轮发电机发电。太阳能热发电技术是被国际公认的一项可再生能源规模发电技术，在未来的5年内，太阳能热发电将发展成为比风力发电还要大的产业，也是可再生能源的一次大发展机会。
目前太阳能产业中主要是光伏产业，但污染重，原材料在外、价格高企，且光转化率较低。而光热污染很低，能廉价储存，而储电成本比较高。
4月26日，国家发改委发布了《产业结构调整目录（2011年本）》，太阳能热发电技术被列为鼓励类新能源技术中的首位。据科技部高新司能交处处长郑方能介绍，在“十二五”可再生能源规划征求意见稿中提到，太阳能热发电到2015年将达到装机容量1000MW，到2020年将达到装机容量3000MW。
今年，项目总投资达10亿元的鄂尔多斯50MW槽式太阳能热发电开标，标志着中国太阳能热发电技术开始进入快车道，业界称之为“太阳能热发电元年”。尚德、赛维，甚至五大电力集团纷纷投入巨资进入太阳能热发电产业，尤以青海、甘肃、宁夏和内蒙古等西部省份接洽的厂商最多，累计有4000MW的太阳能热发电项目被列入建设计划。
“美国的目标是2020年实现蓄热18小时，成本降低到6美分/度。”美国能源部太阳能技术办公室规划和执行部主任TommyRueckert博士对《科学时报》说，“2008年没有蓄热的是13~16美分/度，将降低到2015年6小时蓄热的9~12美分/度。”
储热和系统集成仍是最大技术障碍
与装机容量位于世界前茅的风电相比，我国光热发电的发展可谓刚刚起步，技术和装备水平落后于德国、西班牙、美国等国，是我国新能源发电产业的短板。
有哪些是一剑封喉的因素？中科院电工所研究员王志峰在论坛闭幕式上分析了技术障碍：储热、节水和系统集成技术三大因素。
储热是个很少涉及的环节。
实际上不仅是夜间发电，在系统早上启动时，也要用储热装置。国外允许一定量的化石燃料和太阳能热发电系统互补，而我国目前的政策是太阳能热发电站中不允许使用化石燃料补燃，这显然对储热提出了更高的技术要求。
“这是个全球都没有很好解决的难题。现在大多用熔融盐介质和导热油，但这是否是最终解决方案，也未可知。目前来看，综合价格、可靠性和危害等因素，还没有一种合适的材料。”王志峰说。前来论坛的蓄热企业确实很少。
其次，就是节水高效发电技术急需突破，王志峰说，中国西部地区大规模建立太阳能热发电站一般需要采用干冷技术，中国西部缺水。不像西班牙南部和北非等电站建在海边，对干冷发电的需求不那么迫切。
更为关键的是系统集成技术难题。一个热发电站装备众多，通过掌握集成设计技术，才能从总体上提出对各个部件的技术规范和要求，才能优化一次投资和运行方式，才能引领产业发展。集成技术要经过长期的经验积累才能掌握。希望政府能多给中国的电力企业集成电站的实践机会。
王志峰笑着说：“希望明年相聚时，蓄热、节水和系统集成技术三大难题会有新的进展。”
2006年，科技部投入4700万元资金，中科院电工所牵头在延庆建设1MW塔式示范电站。8月18日三亚论坛一结束，王志峰就连夜赶回北京，前往延庆组织太阳能热发电站调试。“现在天天都在调试系统，目前还比较顺利”。他认为延庆电站掌握技术、经验总结和示范意义多过于其他。
Rueckert博士也印证了这个观点：“因为有内华达SolarOne这个示范电站，使得美国政府对光热发电的支持力度不断加大。中国延庆示范电站也即将建成，这对中国光热事业的推动帮助极大。”
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