国家发改委颁发的，于今年6月1日正式实施的《产业结构调整指导目录（2011年本）》中，新能源作为单独门类，首次进入指导目录的鼓励类，而“太阳能热发电集热系统开发制造”则被列为新能源大类中的第一条。
作为中海阳（北京）新能源电力股份有限公司（下称中海阳）（430065：SZ）的董事长，薛黎明已决定今年在成都投入5亿元建设槽式聚光镜和塔式定日镜各一条，“整个项目预计投资20亿元，建成后我们就有了光热电站主设备的供应能力”。
去年在新三板上市的中海阳，依靠开发光伏电站业务，2010年实现了2958%的涨幅，但薛黎明却决定把投资重点从光伏转向光热。
光热发电是指用太阳光加热介质，然后推动汽轮机发电的太阳能利用形式。尽管其太阳能到热能再到电能转换过程的后半段与火电的发电原理更为相似，但其发展速度却远落后于将太阳光直接转化为电力的光伏发电。
“计划到2015年，光热和光伏业务在中海阳的业务占比为6：4。”薛黎明表示。他同时预测，“2015年，全国太阳能光伏电站和光热电站的比例将达1：1。”
显然，在薛黎明等试图转战光热的人士看来，光热似乎也将迎来光伏的盛景。但实际上，与技术已相当成熟、产业链配套完善，并已实现大规模生产的光伏发电产业不同，光热发电的产业链（尤其在国内）还相当不完善。
“光热发电系统的结构看似简单，但实际上每个关键部件的生产都具有较高的技术含量。”国金证券研究所新能源行业首席分析师张帅表示，“而完善的产业链是光热电站建设大规模启动的前提。”
这正是薛黎明决心一赌的动力所在，“我们想做光热领域的引领者，就需要把核心竞争点放在光热发电的整条产业链上，不仅涉及光热发电的应用，还要具备关键设备的生产能力”。
5年内光热规模或追平光伏
实际上，尽管中国从2003年开始，开始酝酿光热产业的发展，时至今日已建成的发电站只有两个，分别是河海大学、南京春晖科技有限公司和以色列Weizmann科学研究院、EDIG公司合作建立的南京江宁区70KW太阳能电站，以及华电集团、中科院电工研究所、皇明太阳能共同建立的1MW北京延庆太阳能热发电示范电站。
而一度被热炒的内蒙古50MW鄂尔多斯太阳能热发电特许权示范项目，由于招标文件中明确规定，“竞标企业的竞标电价不得高于1.15元/千瓦时，否则将被废标。”因此，11家购买标书的企业中仅有3家企业参加投标，最后由大唐新能源股份有限公司以0.9399元/千瓦时的最低价中标。
但薛黎明仍然预测，“可能到2012年光热发电就会呈现爆发式的增长，并将于2015年在规模上追平我国光伏发电规模。”
他表示，与光伏发电适合做屋顶电站等小型项目相比，光热发电会更适合做大型的电站。“今年内蒙古招的是50兆瓦，从经济性上，在太阳能光热中是最小的。100-200兆瓦是比较经济的。”
张帅称，以目前的技术水平，单座抛物面槽式或集热塔式光热电站的经济规模在100MW-250MW，具体视其采用的导热介质和发电机组的效率而定，这一规模已经相当于一台中型火电机组的输出功率。
“随着技术的进步，未来单座光热电站的经济装机规模仍将继续增长。”薛黎明表示。
5月5日，国家发改委能源研究所副所长李俊峰公开表示，“到2015年，国内的光伏装机容量目标将达到10GW（即10000MW）。”
而我国目前规划及在建的光热电站中，最小的也有25MW，最大的甘肃武威光热电站装机规模甚至达到1000MW，从规模上赶超光伏电站似乎不难。
根据国金证券研究报告，我国满足聚光光热发电辐照条件地区的土地面积折合可用装机容量约为16，000GW，潜在的太阳能光热可发电量达42，000TWH/年。
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由于产业链不完善、规模偏小、技术路线不成熟等原因，光热电站的成本仍然偏高。但是受光伏电价的压力，光热电价难免不受影响。
如内蒙古光热项目最早确定的可研电价是2.26元/千瓦时，与大唐新能源0.9399元/千瓦时的中标电价相差甚远。“之后的项目肯定会受这个项目的影响，但是光热发电因为自身的优越性，也会成为发展的必然。”薛黎明说。
他认为，光热发电因为在原理上部分与火力发电相似，更容易被以火力发电为主营业务的发电集团所接受。其次，光热电站能够输出更稳定、更具可调度性的电能，以使其在将来能够作为基础，支撑电源与传统火电厂竞争，并最终从一定程度上取代高碳排放、高污染的火电厂。
“从可调度性来讲，光热可通过热量的储存服从电网的调度。光伏发出来的电由于储电很难解决，基本调度不了。”薛黎明分析，他同时介绍，光热发电的质量也比光伏更优。
据了解，光伏发电发出来的是直流电，要通过逆变器把它变成交流电，它不是标准的正弦波，被称为谐波，或者叫电能质量的污染。
“热量储存循环中的能量损耗，比其他电源系统所使用的储能方式的损耗要低得多（如电池储能、抽水蓄能），使得光热电站的蓄热储能成为最有效、最经济的一种发电站储能形式。”薛黎明表示。
此外，也有研究表明，当一座槽式光热电站的规模从50兆瓦提高到100兆瓦时，其单位功率的建造成本将下降12%，提高到200兆瓦时则能有20%的下降。电站的规模每增加一倍，与发电机组、电站配套设施、电网接入相关的单位功率投资能下降20%-25%。
“总体而言，在未来10年内，即使是四种技术路线中最成熟的槽式光热电站，其单位功率的建设成本也有30%-40%的下降空间。”薛黎明判断。
四种技术路径前景尚未定论
《21世纪》：很多专家也提及光热发电需要水资源，但是我国太阳能资源好的地方都缺水，这会不会制约光热发电产业的发展？
薛黎明：这个要分具体的情况，其实光热电站的用水量并不大。水的用途主要是两种：一是化学水处理，在自身内部循环，这个用量很小；还有一种是冷却水，这个用量比较大，最好能够建在河流、湖泊等附近。
但在水资源缺乏的地方，也可以用风能，缺点就是电价成本可能要增加10%。比如德国在北非投资的光热电站项目，那里水资源也不是很丰富，但是他们用风能配合发展。德国的这个项目是4000亿欧元的计划，2009年启动，明年就将开始建设。
《21世纪》：长期来看，光热发电的价格能降到什么程度？
薛黎明：在同等规模的装机容量下，光热发电的价格肯定比光伏发电要低。印度最近出了个政策，未来的10年，光热发电的补贴要比光伏低12%左右。
而据欧洲的科学家测算，在未来，光热发电的电价可以降低到5欧分每千瓦时，这个价格完全可以和火力发电以及其它传统能源相媲美。
但目前在我国，没有大规模商业化应用的情况下，价格不能压得太低，要给企业试错、做实验的空间。我们国家的政策目前也在鼓励、支持新兴产业，但是，如果我们的招标纯粹以低价为衡量指标的话，可能会有企业不计成本地压价。这样企业就不可能有钱来做真正创新型的研发，所以招标的价格还是要结合实际的成本测算。
《21世纪》：光热电站有4种技术路线，哪种更有优势？
薛黎明：应该说四种技术各有优劣势。槽式系统技术最成熟；塔式系统的效率提升潜力最大；线形菲涅尔式结构最简单；碟式系统效率最高，但由于结构复杂且运动部件多，长期运行稳定性有待验证。
根据一些行业报告，槽式的年度光电转化效率大概在11%左右，占地面积比较大，建设成本约在3.6美元/瓦（包括6小时储能），发电成本在0.15-0.26美元/度；塔式转化率在13%左右，建设成本和发电成本分别为3.4美元/瓦和0.08-0.16美元/度；线形菲涅尔式转化效率较低只有8%，建设成本和发电成本为5.4美元/瓦和0.28美元/度；碟式转化效率最高，可达15%，建设成本和发电成本为4.5美元/瓦和0.25美元/度。
《21世纪》：你们的两条生产线是不是具有核心技术？
薛黎明：我们只有应用端的专利，核心技术还是引进的。
目前槽式聚光镜和塔式定日镜的设备制造国内基本上还没有，国内的技术也达不到精度。我们希望自己能做设备是从成本方面来考虑，也使自己电站的应用数据能够保证到一定的水平。
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