与如火如荼的光伏发电形成鲜明对比的是，太阳能发电“双子”之一的光热发电却仍旧不温不火。自2005年发展至今，光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现。3年前，装机规模总量达1.35吉瓦的首批20个光热发电示范项目正式启动，也开启了我国光热发电的商业化进程。
2019年将是光热发电行业承上启下的一年。据中电联统计数据显示，截至2019年5月，全国太阳能发电装机容量达18147万千瓦，远超上年同期的14232万千瓦。预计2019年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机达到245.89MW。按此估算，市场规模少将达到1500亿元。
说起太阳能热利用，遍布中国屋顶的太阳能热水器就是太阳能低热应用的一个典型场景。一般来说，太阳能光热发电有槽式、塔式、碟式(盘式)、菲涅尔式四种形式。可以显著减少高比例风电和光伏接入后电力系统对储能电站容量的需求，与光伏、风电形成互补。作为太阳能高热应用的一种方式，光热发电在为电网提供稳定、可靠电力的同时，也已成为多个国家重点支持发展的战略性新兴产业。
不仅于此，来自光热发电的新需求，也化解了部分燃煤发电产业的过剩产能。目前有望替代火电作为基础电力的清洁能源形式的光热发电，还解决了新能源领域的“老大难”——能量储存。相较于光伏发电，光热发电的储能技术能避免夜间、阴雨天不能发电的难题，可实现持续发电、调峰发电。尤其是槽式光热发电项目可以利用熔融盐储罐来进行热储能，当光照不足时，还可实现24小时连续稳定发电。
经过多年培育，我国光热产业链已逐步完善。截至目前，首批示范项目共有4个项目建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量超过315.85兆瓦。紧跟“一带一路”建设步伐，中国光热企业开始在南美、北非、中东、南欧等地站稳脚跟，逐渐从项目总包和投资方向项目主设备供应商、集成商方向发展。
但对于正处成长期间的光热发电而言，首批示范项目的延期电价政策至今未能正式发布，市场空间已经接近释放完毕。据行业调研和研究机构测算，标杆上网电价在每千瓦时1.2元左右，可保证企业获得一定收益，内部收益率约为8%—10%。在融资成本方面，金融机构在担保和抵押的条件上要求高，造成项目融资困难。而进一步推动技术进步和成本下降迫切需要国家制定明确且持续的产业政策。
业内认为，“再经过2-3轮示范项目的持续建设，光热发电有望实现调峰平价。”目前光热产业尚需一段时间，使刚刚建立起来的产业链得到规模化发展，从而降低发电成本，终完全走向市场。“如果国内的光热项目今后两年有很好的发电量数据，2020年底产业将进入实质性爆发性增长阶段，到时可能忙不过来。”浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥曾预测道。
技术进步、设备国产化、规模效应也是降本的核心驱动力。因而在能源转型的大环境中，光热发电是重要阵地，基于其价值，或有必要使用连续性政策加以引导。此外加快实现光热技术与装备的工程化应用，充分积累光热发电项目建设经验，发挥本土化的制造能力。未来光热项目如何提升和稳定发电量达成率、降低设备故障率、实现降本增效，将是业界关注的重点。
