2020年1月22日，财政部、国家发展改革委、国家能源局正式下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确指出“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。”
光热发电产业在尚未形成一定规模的情况下又要面临即将断奶，可谓是生不逢时，困难重重。“十四五”便成了是光热发电产业突破困境而大力发展的关键期，为此，笔者通过 回顾光热“十二五”和“十三五”的发展历程，分析当前光热发展的机遇与困境，并给出光热“十四五”发展规划的建议。
一、光热“十二五”与“十三五”
2010年底，全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为110万千瓦，我国装机容量为零；全球在建项目总装机容量约1200万千瓦。《太阳能发电发展“十二五”规划》明确提出我国2015年底的装机容量目标和产业发展目标。
其中，装机容量目标为：以经济性与光伏发电基本相当为前提，建成光热发电总装机容量100万千瓦；产业发展目标为：太阳能光热电站的整体设计与技术集成能力明显提高，形成若干家技术先进的关键设备制造企业，具备光热发电全产业链的设备及零部件供应能力。
“十二五”属于我国光热发电产业的起步发展期。在此期间，中国相继建成了多个小型试验示范性项目，国内的光热发电装备制造业获得了长足发展，产业链逐步健全壮大趋于完整。
2014年8月，发改委批复了我国首个光热发电示范项目（浙江中控青海德令哈10MW塔式电站）上网电价为1.2元/kWh（含税），这是我国光热发电项目首次获得正式的上网电价，对国内光热发电市场产生重大利好。
2015年9月30日，国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，示范项目申报工作随即展开，此次示范项目申报的总装机约为883.2万千瓦，数量共计111个，至2015年11月16日，示范项目的评审工作结束。这批示范项目的开展标志着中国光热发电市场开始步入规模化示范项目的密集开发期。
2015年底，我国累计建成光热发电项目1.39万千瓦，与“十二五”100万千瓦的规划目标相差甚远，完成率仅为1.39%。
2015年底，全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为494万千瓦，我国装机容量为1.39万千瓦。《太阳能发电发展“十三五”规划》明确提出我国2020年底的装机容量目标和产业发展目标。
其中，装机容量目标为：每年保持稳定的发展规模；太阳能热发电装机达到500万千瓦；产业发展目标为：组织太阳能热发电示范项目建设，发挥太阳能热发电调峰作用和建立完善太阳能热发电产业服务体系。
“十三五”属于我国光热发电产业的快速发展期。2016年，国家首批示范项目名单和电价政策落地，中国随之迎来商业化示范项目的建设阶段。2016年9月14日，国家能源局正式发布《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选中国首批光热发电示范项目名单，总装机约1.35GW，包括9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站，无碟式项目入围。
除此之外，还有一个项目是参照首批光热发电示范项目管理：鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程（包含50MW光热发电项目）。
“十三五”重点建设光热发电示范项目主要有两个目的：一个是扩大光热发电产业规模，把光热发电从基本上还处于示范性的技术和成本水平，逐渐发展至能满足规模化发展的程度；另外一个是把国际的先进技术在国内进行应用，让国内自主研发的技术也有一个应用和起步的环境。
截至2020年2月，我国光热示范项目共有8个已投运或并网运行，共计50万千瓦（如表2所示）；全国累计已并网光热发电54.43万千瓦，其中“十三五”期间建成53.04万千瓦，与“十三五”500万千瓦的规划目标相差甚远，完成率仅为10.61%。
二、困境与机遇
经过“十二五”和“十三五”十年的发展，特别是依托首批光热发电示范项目，我国已形成了初具规模光热发电全产业链，设备和材料国产化率达90%以上，孕育出一批有国际竞争力的本土企业。但是从“十二五”和“十三五”规划指标完成情况来看，光热的发展是远远低于预期。2020年是“十三五”收官之年，也是“十四五”规划发展的前瞻之年。
当前光热面临的困境是全方位的。首批20个示范项目中有4个退出，8个停滞，究其原因，主要有资金问题、技术问题、股权问题、用地问题等。其中资金问题是最主要的，光热产业尚未形成较大规模，造价成本居高不下。据国际能源署相关数据显示，目前全球已投产光热发电项目的单位造价为4~9美元/W，而光伏和风电的单位造价已降至0.8美元/W以内，面对如此高昂的投资费用，很多企业都是望而却步。
另一个重要原因就是技术问题，根据聚光集热的不同方式，衍生出不同的光热发电技术。但对于每种发电技术，都缺少一定规模的同类技术项目去交叉验证技术的可行性和探索改进升级技术的可能性。相反，大部分的光热技术都是“孤军奋战”，大大的提高了光热产业的技术试错成本，降低了光热产业的规模发展效应。
近年来，在新能源固定电价补贴政策的支持下，我国新能源发电行业飞速发展，截至2019年底，我国已开发的风能装机为2.1亿千瓦，光伏装机为2.04亿千瓦。当前，发电欠补贴问题却成为了制约新能源快速发展的首要原因。
截至2018年底，全国可再生能源的欠补已超过2000亿，预计2019年会超过3000亿。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确指出“新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围”。与光伏、风电相比，光热可谓是生不逢时，还没走上成熟的产业发展道路就将断奶，不得不“提前”寻求自力更生。
尽管困难重重，但是在国家能源安全新战略的大背景下，光热也面临着不可多得的发展机遇。
光热与风电、光伏互补应用，一方面能够保障出力的平滑性，为电网提供稳定的电源输出，优化风电和光伏的电能质量；另一方面能够减少弃风弃光，提高风光资源的利用小时数，降低风电和光伏的建设成本。探索光热与风电、光伏互补应用是助力我国新能源转型发展的新举措，也是光热发展的新机遇。
“一带一路”倡议给光热带来重大发展机遇。从地域分布来看，陆上丝绸之路经济带向西北地区延伸，海上丝绸之路则途径南亚、印度、中东、北非地区，这些区域大部分是发展中国家，经济发展水平相对较低，电力供给不足，但是拥有得天独厚的光热资源。
光热项目的合作建设可以作为重要的载体增进“一带一路”沿线各国之间的经贸联系与和平发展。各国的通力合作也能够为光热项目的建设提供充足资金、先进技术和优秀人才，有利于发挥各国在光热产业链的比较优势，实现互利共赢。
近年来，以上海电气集团股份有限公司、中国葛洲坝集团股份有限公司和山东电力建设第三工程有限公司为代表的我国总承包工程企业在国际光热发电市场屡有斩获，将国内玻璃、钢材、控制设备、机电装备及基础建设能力等优势商品输出国门，走向世界。
三、建言“十四五”
“十四五”是光热发展的关键期，光热能否行稳致远，很大程度取决于未来五年光热能否形成规模化和经济性的产业。针对当前光热发展的困境与机遇，结合我国能源行业的最新政策，笔者关于光热发展“十四五”规划提出以下六点建议。
1. 盘活存量光热项目
盘活存量光热项目是“十四五”规划的一项重要任务。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确指出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量光热项目，纳入补贴范围。因此盘活首批光热示范项目中尚未建成的存量项目是非常有必要和紧急的。截至2020年2月，全国范围还有13个光热项目处于建设中和停滞状态，共计89.9万千瓦。这13个项目若能顺利推进，光热产业链的稳步发展就能得到一定的保障。
针对存量项目推进不力的各种原因，监管部门应该允许存量项目变更技术方案、股权结构以及建造地点等，并在土地使用、税收政策上给与合理的照顾。
2. 推进光热与光伏、风电的互补协同
“十四五”规划应该大力推进光热与光伏、风电的互补协同发展。光热的核心优势是能够通过储能系统完成平滑出力。光热与光伏、风电互补协同正是充分利用光热这一比较优势，也能克服光伏、风电的劣势实现共赢。光热正是以退为进，将自身独立发电的“主角”转换为协助发电的“配角”，寻求光热装机容量新的增长点。
2019年9月19日，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程正式并网发电，自此，我国拥有了世界上首个集“风、光、热、储、调、荷”于一体的多能互补项目，依靠其50MW的光热项目和储能电池，该项目完全摆脱了火电调峰实现新能源的100%比例外送。在我国新能源发展史上具有里程碑意义，对推动光热发电与其它可再生能源协同发展具有重要示范价值。光热与光伏、风电的互补协同值得在全国范围内推广，特别是在三北地区的大型新能源基地。
3. 鼓励光热参与调峰市场
“十四五”规划应该积极鼓励光热参与调峰市场。光热发电机组因其配置储热系统可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以作为电力系统中的调峰机组承担调峰负荷。在火电装机停批缓建的背景下，一些可再生能源特高压外送通道没有足够的火电承担调峰功能，无法实现设计外送能力。如果配置一定的光热发电机组，就可以显著提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力，提升清洁能源消纳能力。
与常规电池相比，光热电站的储热系统成本只有十分之一左右，且其运行效率更高，损耗更低。从调峰技术层面上看，大容量、低成本的储热系统能够更快速、更深度地调节出力调节，在15分钟以内就可以实现20%-100%的电力调节，其速度比火电更快、深度更深。如果有相关政策支持光热参与调峰市场，相信光热也会形成区域性竞争优势。
4. 探索光热的衍生应用
“十四五”规划应该大力培育光热的衍生应用。在光热发电产业发展不及预期时，充分利用光热技术的优势，将其与煤电、海水淡化、水解制氢、石油开采等产业紧密结合起来，一方面能够寻找光热技术的发展新动能，促进光热产业的规模化发展；另一方面能助力传统的高耗能产业往清洁化、低碳化方向转型。
太阳能光热互补发电系统是光热发电和化石燃料发电相结合的互补发电系统，在最早在20世纪80年代初就已试验成功。是解决太阳能时间上不连续、促进太阳能发展应用、缓解化石能源紧张减少环境污染的有效途径。相对于传统的化石燃料电站，互补发电可以降低燃料消耗和减少污染物排放，同时相对于纯光热发电，混合发电又可降低投资。
太阳能光热技术与海水淡化系统耦合实际上是利用太阳能的热和海水淡化装置相结合，利用太阳能替代化石能源供给海水淡化装置所需热能。光热海水淡化技术宜采用槽式或者线性菲涅尔聚焦集热方式。光热海水淡化技术适用于太阳直射辐射充足，电力或蒸汽缺乏的海岛或是偏远的缺水区域。
太阳能热分解水制氢技术是直接利用太阳能聚光器收集太阳能将水加热到2200℃高温下分解为氢气和氧气。光热分解水制氢宜采用塔式或碟式聚焦集热方式。随材料科学技术的快速发展，光热分解水制氢的成本也在快速下降。可以预见，光热分解水制氢技术将会得到广泛的推广应用。
5. 推进光热“走出去”
积极鼓励光热“走出去”应当是“十四五”规划的重要内容，也是顺应时代发展的必然举措。在“一带一路”倡议和《中国制造2025》战略的指导下，我国光热产业加快走出的步伐对推动全球光热产业规模化发展，助力全球能源转型和新工业革命的实施有着重要意义。
2019年年底，由中国电建所属山东电建三公司EPC总承包建设、参与设计的摩洛哥努奥二期200MW槽式光热电站项目经过多轮竞争，获得国家优质工程金奖，成为首个荣获国优金奖的光热工程，也是2019年度电力行业唯一获此殊荣的境外工程。摩洛哥努奥二期光热电站装机容量达200MW，是世界单机容量最大的槽式光热电站，利用65万面总面积达180万平方米的反射镜和总长达27万米的集热管聚热发电，每年可为摩洛哥电网输送5亿千瓦时清洁绿色电力。随着我国越来越多的光热企业走出国门，并打造了一个又一个精品工程，未来，光热有潜力成为我国在海外继高铁和特高压又一张高科技名片。
6. 加快建立光热标准化体系
加快建立光热标准化体系必将是“十四五”规划的又一重要内容。紧跟全球光热先进技术创新和产业升级方向，建立和完善太阳能光热产业标准体系和检测认证体系。维护和升级各类光热电站的设计、采购、施工、安装和验收标准体系。加强太阳能全产业链检测技术及检测装备研发，整合检测资源，建设太阳能光热产业的公共检测平台。研究制定光热取暖、光热制汽、光热建筑等各类光热创新应用标准，促进光热与其他产业的融合发展。
当下，光热面临新的困境与发展，“十四五”是光热产业破局发展的关键期。期待“十四五”规划能够瞄准产业的痛点，切实为光热的发展创造良好条件，助力光热发电成为我国乃至全球电力结构中的重要组成部分。
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