種種利好下，光熱產業正贏得資本青睞。相比光伏發電，光熱的優勢同樣不差，既和光伏一樣不存在環境污染與生態破壞，也比光伏發電更穩定，能匹配現有電網。從這點來看，光熱比光伏更有潛力代替火電。
行業景氣度持續攀升光熱發電仍遇高成本掣肘
作為電力系統友好型電源，光熱發電可以有效緩解光伏和風電的出力波動，減少棄風棄光的矛盾，大幅提高電力系統的消納能力，對于加快提高可再生能源在能源結構中的比重起到積極作用。然而就在不久前，光熱發電還在靜默徐行，直到太陽能熱發電標桿電價落地。
對于光熱產業來說，2016年9月非比尋常。繼9月1日國家發展改革委下發通知，核定太陽能熱發電標桿上網示范電價為每千瓦時1.15元后，9月14日國家能源局又公布了20個光熱發電示范項目，總計裝機容量134.9萬千瓦。至此，行業熱情高漲，項目密集推進。
同樣是向太陽要能量，與利用半導體硅將光能直接轉變為電能的光伏發電不同，光熱發電則是通過聚光裝置將太陽光聚集到吸熱裝置，加熱吸熱裝置內的熔鹽，經傳熱換熱產生高溫氣體或流體，再通過機械做功轉化為交流電。業界資深人士官景棟指出，與風能、光伏等新能源發電技術相比，光熱發電的優勢顯而易見。除了發電時長優勢之外，光熱發電的效率較傳統風能、光伏發電一般平均要高出近10個百分點。
“出于對24小時穩定發電并提高收益的渴望，我們選定高溫熔鹽槽式發電技術作為突破方向。”官景棟解釋說，根據聚光方式的不同，光熱發電可分為四種技術路線：槽式、塔式、碟式、菲涅爾式。其中，槽式和塔式是目前兩種主流的光熱利用技術。更為利好的消息是，“光熱電站適合我國西部地區太陽能直接輻射強度高的地區，也能配備足夠儲能系統。而光伏則對地域要求不高，是城市分布式發電主要選擇，兩者可以協同發展。”業內人士稱。
據公開資料，截至2015年底，全國已建成光熱發電裝機規模約18.1MW，約20個試驗項目處于前期階段，中控太陽能公司德令哈50MW塔式光熱發電站一期工程電價已獲國家發改委核準，批復上網電價為1.2元/kWh。正如中電聯專職副理事長魏昭峰所說，“眼下光熱產業正迎來發展的良好契機，繼電價政策出臺后，業界高度關注的光熱示范項目名單也隨后公布，這些都預示著光熱發電已經開啟了新的歷史轉折。”
但與明朗前景形成鮮明對比的是，處于起步階段的我國光熱發電仍舊面臨一系列困難。“一是成本高，高性能核心設備部件需要進口，國產化制造水平較低。二是實際運營的成功經驗較少，可借鑒的歷史數據有限，需要進一步探索和積累。三是標準體系和標準缺乏，具備設計、施工、調試與運營的全流程標準體系尚未建立。”中國能源建設集團有限公司工程研究院黨委書記許繼剛說。
據電力規劃設計總院副院長孫銳介紹，目前國際市場上光熱上網電價是0.12-0.15美元，國際機構預測到2020年，商業電站發電成本可降低到0.08-0.09美元。我國開展前期項目的上網電價基本在1.18-1.25元，此次國家發改委批復第一批示范項目上網電價為1.15元。在電價構成中，投資成本和融資成本占60%以上。
預計到2020年，光熱發電項目的工程造價可降低到15000元/千瓦以下，電價可以降低到0.75元/千瓦時以下。加之到今年年底，我國可再生能源的補貼缺口將達600億，如何在逐步擺脫補貼依賴的情況降本增效將是產業必須面對的難題。由于我國棄風棄光問題突出，而太陽能熱發電地區恰恰又是消納比較困難的地區。在這種情況下，如何將光熱產業和消納結合、和新能源產業整體形勢結合是當下亟待需要解決的問題。
此外，“光熱產業發展應避免扎堆過熱。”清華大學公共管理學院副教授李應博警示說，企業和地方政府一定要做好全局分析，包括光熱產業競爭的格局、產業發展的特性以及地方的資源稟賦優勢，選好項目和技術路線，避免投資風險。在這方面，光伏產業之前已經有了前車之鑒，最后導致產能過剩，許多企業遭受重大損失。光熱產業發展一定要避免這一點。
而行業的理性發展離不開國家的整體規劃。光熱發電相對于風力發電、光伏發電等可再生能源，其國家層面的產業和市場規劃研究還極其薄弱，亟需研究、制定光熱發電的產業和市場規劃，包括對光熱發電的定位、產業體系、產業結構、產業鏈、空間布局、經濟社會環境影響、實施方案等做出系統規劃。
顯然，目前我國光熱發電的產業鏈還不夠完善，鮮有企業能夠打通全產業鏈，而這也給國內光熱產業投資帶來機遇。新能源代替火電的時代終將到來。官景棟打了個形象的比方：“如果把新能源比成是一個皇冠，那么光熱發電就是皇冠上的明珠。”