最近國家能源局副局長吳吟在公開場合講話指出，“十二五”期間，太陽能可能呈現出類似風能在“十一五”期間的高速發展態勢。北京工業大學教授馬重芳表示，光熱發電是可再生能源領域繼風電、光伏發電之后的第三個科技神話。
而目前光熱發電產業現狀如何？光熱發電能夠向風電的發展尋求哪些精神財富？科技部首席科學家黃湘接受了采訪。
風電為光熱發電提供鏡鑒
黃湘表示，化石能源發電是一種可控的發電形式，而可再生能源的發電，絕大多數是不可控或有條件可控的發電形式。風力發電的歷史對太陽能利用提供了很多參考。
黃湘指出，風電就是一種典型的不可控發電形式，用風力發電只完成了工作的一半，風電輸出功率隨風力的變化而變化。電網的接納是有限度的，隨著風力發電裝機容量的增加，電網的消納將越來越難。這兩年全國風電運行小時數不斷下降，就是不得已棄風造成的，這種狀態會由于風電裝機容量的增大而越來越嚴重。近來，氣象預測法提高風電并網規模，風—光—電互補的形式和分布式等技術的應用，就是為了解決風電無序上網的難題。但是，這些都無法從根本上解決大規模風電上網的境況。一些有識之士也提出采用風電—壓縮空氣儲氣的方式，用來調整風電的波動，使風電上網比例進一步增加。
黃湘認為，將來太陽能發電普及了，這一困難也會出現。因為太陽能發電過程輸出負荷和電網負荷的波形基本吻合，即電網出現最大負荷時，也是太陽能發電的最大輸出負荷時間。因此，如果太陽能光伏發電和熱發電的發展規模類似當前的風電時，電網對太陽能發電的容納程度會大大高于風電；其次，太陽能的利用要解決連續發電問題，即晚上如何發電，太陽能熱發電通過儲熱和延時利用，將白天的太陽能用于夜晚發電，這就是近10年國際上和中國正在積極技術攻關的難題。國際上在中小型機組上應用已經成功了，中國要加緊努力。
“這種儲熱—延時發電的技術，在熱電轉換過程中是效率最高的發電形式，與電能—壓縮空氣轉換、抽水蓄能等相比，具有更高的轉換效率和更低的制造和運行成本，這一點決定了太陽能熱發電具有的研究價值。”黃湘強調說。
太陽能儲能發電的最佳形式
“最佳的太陽能儲能發電形式尚未被證實，現階段大家正在探索和尋找。”黃湘介紹說，要解決儲能和發電的最佳結合，研究重點要放到發電介質上，目前蓄熱介質有蒸汽、導熱油和熔融鹽等，而儲能采用蒸汽成本太高，技術上已證明是不經濟的。全球各地的太陽能電站實驗過各種形式，比如以蒸汽為介質的無蓄熱發電，導熱油為介質的無蓄熱、少蓄熱發電，熔融鹽為介質的大容量蓄熱發電。其中采用熔融鹽蓄熱的有西班牙Andasol1電站可儲熱7.5小時發電量，意大利Archimede和西班牙Andasol電站可儲熱15小時發電量，目前均已經投入運行，后兩座電站可連續24小時發電。
但是，目前用于太陽能熱發電的熔融鹽，在運行溫度范圍內，常溫下為固體，到達一定溫度（如200度左右）成為液體，這就給電站運行帶來了安全隱患，我們需要找到液態熔點更低的熔融鹽，國內學者已經研究出熔點接近100度的熔融鹽。最佳的介質是在常溫下就是液體，工作溫度范圍和常壓下不發生氣化，同時單位儲熱量要大，導熱性能要好，流動性要好。這些條件對材料來講太苛刻，但這樣的蓄熱介質才是太陽能熱發電的最佳儲熱介質，現代科技發展很快，萬一實際環境中沒有或制造不出這樣的介質，我們仍希望有更接近這些條件的新材料被發現。
太陽能熱發電成本的降價空間
太陽能熱發電產業實現大規模商業化后，上網電價將有較大幅度下降，并逐步接近現行風電標桿電價。黃湘指出：光熱發電的成本決定了其前途。
按照科技部的規劃，2011年底將驗收1兆瓦實驗電站及研究基地。技術可行性得到證實之后，將逐步在2015年建設10兆瓦-100兆瓦示范電站，在2020年建成荒漠地區100兆瓦-1000兆瓦商業實用電站。如實施順利，預計2020年后，光熱發電開始規模化建設。
去年國際能源署（IEA）發布了聚光型太陽能熱發電（CSP）路線圖報告，預計到2050年CSP能夠滿足全球11.3%的電力需求，其中9.6%來自太陽能熱發電。
黃湘指出，任何一種可再生能源發電形式的成本都有其極限值，不同發電方式的極限值是不同的。根據研究，風力發電形式的極限成本最低，光熱發電站建設成本則相對較高，這是因為風能和太陽能的能流密度接近，但風力發電單位千瓦鋼材耗量是常規火電站的1.5倍，而光熱發電是8倍。因此，光熱發電的極限成本肯定不可能低于風電。但是，如果考慮到光熱發電的儲熱能力及負荷輸出特性，其成本優勢將會體現出來。
另一方面，任何可再生能源發電初期階段，其成本都較高，隨著時間，效率會進一步提高，成本會逐步下降，國外預測光熱發電每年的成本降幅約6%。目前，風電和太陽能光伏發電國內都經歷了10年以上發展，單位千瓦造價才達到目前的程度。黃湘表示：“雖然目前光熱發電的單位造價較高，但成本下降空間大，一旦光熱發電產業步入正軌，且實現規模化、商業化發展后，建設成本將會到達合理程度。”
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