首页优游平台光热，全名聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power，简“CSP”），与利用半导体材料将太阳光辐射能直接转换为电能的光伏不同，光热依靠的，是通过各种镜面聚集太阳直射光，加热导热介质，再经过热交换产生高温蒸气，推动汽轮机发电。

　　与光伏行业的普及程度相比，光热绝对不是一个认知度很高的概念。它最近一次广泛出现在大众视野内，恐怕还是因为敦煌光热电站，利用定日镜为献礼的画面在社交媒体上掀起了一阵热潮——但也仅此而已，也许大部分人都没有意识到自己看到的是光热电站，而非光伏。

　　与光伏不同，光热发电系统所利用的发电原理与传统电厂并无差别，还是被戏称为“烧开水”的热电套路，这也是光热系统甚至可以直接接入传统发电厂的原因。

　　热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热工质（术语称为“工作流体”），输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，其在熔融态下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色，是比较理想的工质。但由于高温熔盐对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，对材料要求比较高。

　　光热发电的解决思路，就是集成储热技术。通过修建储热罐，光热系统可以将被集热器加热过的工质集中储存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。热能被储存在储热罐中，则可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长发电时间。同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用电负荷，适应电网调度发电。

　　说完了一个光热电站的基本构成，让我们了解一下光热发电站最为核心的组成部分：集热系统。

　　这意味着，碟式发电设备可以一套组件单独运作，类似分布式光热电站；也可以大量串联组成大型电站，类似集中式大型光伏电站。可以说在设计上，碟式光热系统最为接近光伏，但这也导致它出现了与光伏类似的问题：在搭载了斯特林发电机组后，设备已经没有足够空间安装储能系统，热能若不能立刻使用就只能被浪费，且没有储能系统也意味着没有阳光，整个机组就失去了发电能力。

　　实际上由于光热发电良好的兼容性，多种设计混用的情况并不罕见，全球范围内将塔式与槽式混用的光热电站就有10座[6]。将光热与其他类型发电站混合同样存在，例如上图的Noor Energy 1以及Atacama 1，均为将光热与光伏阵列集成混用的大型太阳能发电站[7]。我国境内也有青海省海西州700MW风光热储多能互补项目，混合了风光热三种可再生能源。

　　介绍完了光热电站的基本运作原理，以及常见技术路线，让我们回到一个最初的问题：同为太阳能发电，光热与光伏相比，究竟有哪些优点，以及为何这一技术路线如此默默无闻？

　　光伏长期以来大部分包括输出不稳定，并网难，与用电需求错配等问题，归根结底都是因为光伏电站的发电难以调度。由于光伏设备直接将太阳辐射转化为电能，发电原理决定了电站无法依照下游用电需求对电力输出进行调峰。又由于太阳辐射能的不稳定，光伏电站经常面临输出功率波动大的麻烦，这都给光电上网带来了很大困难。

　　此外，电能本身是一种极难储存的能量形式。输出的电力如果不尽快上网送走，就只能浪费，这就是困扰光伏多年的弃光问题。电能虽然不是没有直接储存的技术，但均存在损耗巨大的缺陷，浪费极为明显。目前的主流处理方式是将光伏输出电能转化为其他形式储存起来（如制氢），这就要求比较高的技术水平，且成本不低，目前产业上并不成熟。

　　但光热电站不直接使用太阳辐射能发电，而是首先将其转化为热能收集起来，通过加热水驱动汽轮机发电。正如上文所说，这就是当下各类热电厂——包括核电站在内——的发电模式。这种传统发电系统最大特点就是可以根据电网负荷的需要调节汽轮机发电组的输出功率，实现发电量调峰。这使得光热发电并网难度远低于光伏，对电网压力也比较小。

　　根据4月份国家发展改革委发布的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，首批光热发电示范项目，2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行[9]。相比较之下，目前国内的光伏上网电价约在0.4元-0.5元区间，差距巨大。如此昂贵的电价，让光热项目缺乏商业化潜力。

　　光热电如此之贵，一部分原因在于相较光伏，CSP的技术不够成熟。目前的大型光热电站无论是集热器的选择，还是导热介质，不能说哪条技术路线的优势特别明显，大量设备的可靠性与安全性均还需要进一步验证。项目设计上的不明确，庞杂的技术路线选择就意味着产业链无法实现规模化，降本成了非常困难的事情，这又新一步导致了初始投资过高的问题。

　　根据业内人士给出信息，目前光热项目的初始投资成本高达2.5万~3.5万/kw，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍，光伏电站的4~5倍[10]。光热电站通常规模巨大的特点，显著推高了前期投资规模，使得投资方面临很大压力。况且在光伏已经非常成熟，政策扶持有力，前景清晰的大背景下，金融机构也缺乏为经济效益差、各方面成本高且预期不明确的光热产业投资的理由。这进一步制约了光热产业的发展。

　　除了贵，光热发电还对环境要求比较高，对光照条件的要求比光伏高很多，选址难度比较大。同时受工作原理限制，CSP并不是一种特别适合小型化的技术路线，往往占地面积巨大，除了价格昂贵的碟式光热外，其它光热技术路线的单个组件不具备发电能力。作为对比，单个光伏组件即可发电，因此诞生了分布式光伏电站、户用光伏或是城市光伏一体化等目前非常火热且具备可行性的新模式，但光热发电，在当前的技术能力下难以实现类似设计方案。这在一定程度上制约了CSP行业未来的想象空间。

　　2020年初的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确表示，新增光热项目同样不再纳入补贴范围，在2021年12月31日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。然而时至今日，截至2020年底，2016年9月份确定的首批20个光热示范项目，线个项目中，大多数甚至尚未启动，除玉门鑫能项目和金钒阿克塞项目外，其他项目在2021年底前投运的可能性基本不存在[11]。