太阳能光伏产业方兴未艾，一些地方政府和企业已经开始觊觎太阳能热发电(Concentrating Solar Power，简称CSP，又称光热发电)，产业可能带来的机会。中国科学院电工研究所可再生能源研究中心主任马胜红预测，2015年到2020年，我国CSP产业将进入初步商业化运作阶段，太阳热发电项目将快速进入区域性发展。业内人士认为，CSP产业的当务之急是通过设备国产化和技术进步等降低成本。

　　“四步走”发展

　　马胜红表示，中国电力需求在未来仍然会快速增长，同时中国的碳排放空间却将越来越小，而水电、风电、生物质发电等新能源的资源有限，无法满足中国快速增长的电力需求，因此， 构建电网友好型可再生能源发电系统需要发展太阳能热发电。

　　据了解，我国幅员广阔，太阳能资源十分丰富。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古中部和西部、甘肃河西、宁夏北部、四川西部等广大地区的太阳辐射强，适于太阳热发电。

　　在马胜红看来，中国太阳能热发电的发展将经过四个阶段。2010年到2015年为示范和项目开发前期准备阶段，建设了1MW的北京延庆塔式科研示范项目；内蒙古巴拉贡50MW的工程示范项目也在准备招标。开发前期准备的地区主要在甘肃河西走廊、内蒙古西部、新疆南疆、青海、西藏等地，有可能再建3-5个百MW级电站。

　　2015年到2020年为初步商业化运作阶段。受国内外发展的推动，经示范和产业推动，中国的太阳热发电项目将以每年500-800MW的速度增长，其电力市场为所在区域。

　　2020年到2030年为规模化发展阶段，随着超高压电力输送走廊的建设，资源优势明显的地区将建设较大规模的太阳能集热电站，并向距离较远的负荷中心输送电力，太阳能热发电会以平均每年1-2GW左右的速度发展。

　　2030年到2050年太阳能热发电以其可调峰、可储能等优势成为可再生能源电力体系中的重要成员，进入大规模发展时期，在2030年的规模基础上，以年平均15%或更高的速度增长。

　　降成本亟待政策支持

　　与光伏上网电价近两年来的快速下降相比，太阳能热发电成本还是一道很高的门槛，而目前来看，由于国内还没有成规模的示范项目，CSP的上网电价为几何还不得而知。

　　据了解，全国示范项目内蒙古自治区50MW槽式太阳能热发电项目计划总投资16亿元，年发电1.2亿度，目前已经完成可行性研究报告，国家能源局已批准进行特许权招标，上网电价仍然是评标的重要指标。“这个项目的竞标价格出来以后，就可以了解目前CSP的大致成本。”一位业内人士告诉中国证券报记者。

　　CSP技术的关键是储热系统，通过储热设备将光场收集到超过发电机组所需的热能储存起来，在辐射强度出现波动时，输出这些热能，平衡光场收集的热能不足，只要储热容量足够大，光热电站可以24小时运行。不过，据天威（成都）太阳能热发电开发有限公司总工程师周学斌介绍，储热系统造价昂贵，而且光场规模也必须和储热规模同等增加，从而导致整个电站投资直线上升。

　　周学斌指出，由于太阳能热发电系统与常规火力发电机组都是用热作为中间能量的载体，可以考虑将储热系统取消，使光场与常规火电结合，降低成本。中海阳(北京)新能源电力股份有限公司董事长薛黎明在接受中国证券报记者专访时也表示，中海阳正研究将CSP与煤炭资源枯竭区的坑口电站结合起来，利用坑口电站的火电机组建设CSP电站。

　　一位长期关注太阳能热发电产业的专家指出，降低成本主要依靠技术的不断进步，各种技术路线都可以尝试，同时要进行设备国产化，并希望国家有关政策能够加大对CSP的支持力度。据马胜红介绍，在可再生能源“十一五”规划中，将提出建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站。到2010年，太阳能发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦，其中只有20万千瓦是针对太阳能热发电站设计的，其余均为光伏发电。

　　而据了解，由国家能源局牵头的《新兴能源产业发展规划》原计划在年内推出，规划中太阳能发电装机规模提出了在2011年就要达到200万千瓦的装机容量，比原来2020年的180万千瓦的总目标已经超前，到2020年则要达到2000万千瓦，比原来目标提高11倍多，但没有明确光伏与光热的比例。

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