除塔式电站外，中海阳50兆瓦槽式光热电站项目近日在甘肃玉门开工建设。此外，世界首个熔盐菲涅尔式商业化光热电站——兰州大成敦煌熔盐线性菲涅尔式50兆瓦光热发电示范项目一期工程在甘肃敦煌开工。

　　

　　在光热电站密集启动之际，上下游企业积极参与其中。天津百吉瑞新能源有限公司董事长薛凌云说：“与传统的槽式光热发电系统相比，采用储能技术的新型槽式发电可使系统整体投资降低30%。通过对熔盐配制的改善，极大降低了保温成本，提升了熔盐储能力，公司看好光热发展前景。”

　　

　　资源不足初始成本高

　　

　　“相比于光伏发电，光热发电的热存储技术，可将太阳能集热后通过换热装置加热水产生蒸汽，然后驱动传统的汽轮发电机产生电能，实现‘光—热—电’的转化，弥补了光伏发电储能的缺失，在并网友好性上远优于光伏。”马重芳称。

　　

　　不过，在马重芳看来，中国光热资源不足、光热发电环境适应性差、选址受限制是行业发展必须面对的客观问题。“眼下需要建立光热资源相关的搜集机制，太阳能辐射值将直接影响发电成本，太阳能数据库的建立完善将对企业拓展光热业务将提供直接帮助。”

　　

　　除光照资源、水资源缺乏等因素外，技术竞争、成本和可靠性寿命、运营经验缺乏等问题，同样对光热产业能否大规模发展形成挑战。

　　

　　“光热发电最致命的问题是初始投资费用高。”光热发电资深学者张建城对中国证券报记者表示，“据了解，第一批光热发电示范项目初始投资在每千瓦3万至4万元，而光伏发电初始投资目前已步入每千瓦万元以下，风力发电初始投资大概也在每千瓦1万元以内。燃煤电站的初始投资则更低，每千瓦仅为4000至5000元，经济性差异一定程度上将影响投资热情。”

　　

　　尚处于起步阶段的光热发电除了面临成本高企的困难外，“国产化率不高、电力市场改革、竞价上网等因素也是产业发展必须面对的问题。”张建城说，“镜场关键技术中的集热管、集热器、控制系统国内的产能基本满足当前的需求，但国产化率普遍较低。这也加大了发电成本。”

　　

　　他举例指出，“以壁垒较高集热管技术为例，买一根进口集热管一般要1.4万元人民币。如果在国内建厂生产只要3000元人民币；而一片国产反射镜的价格只有进口反射镜的三分之一。”