10月12日，世界上首个高温熔盐槽式太阳能发电示范回路在甘肃阿克塞戈壁正式并网发电，该项目由深圳市金钒能源科技有限公司（以下简称金钒能源）独资建设。
金钒能源董事长官景栋在接受记者采访时表示，未来十年将在阿克塞建成全球装机规模最大的光热发电站集群，总装机1500万千瓦的巨型发电园区。
今年9月以来，光热产业逐步迈开实质性步伐，先是1.15元的上网标杆电价落定，而后首批20个光热示范项目名单得到正式公布。同时，光热发电市场正受到资本垂青。10月11日，首航节能连发三份光热项目投资公告，其中与青海省海西州人民政府便签订1000兆瓦光热发电合作协议，累计投资将达300亿元。
配套产业链待完善
记者注意到，此前光热发电市场虽有国家多项政策护航，但发展并不如人意。截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模仅有约18.1兆瓦，这也意味着“十二五”规划的1000兆瓦目标已经落空。
官景栋表示，光热电站相比光伏电站需要较大的投资，以光伏电站为例，每千瓦的投入最早是2万元，如今已经降到7000元，而光热电站每千瓦投入则高达4万元。
在官景栋看来，国内光热产业链仍不完善，国产化率普遍较低。他举例称，“一片反射镜在国外买要150欧元，但在国内生产则只要50欧元；买一根意大利集热管需要排5年队，一个电厂需要3万根，1.3万元人民币一根，但如果自己建配套厂，一根只要3000元人民币。”
去年11月10日，国家能源局新能源司司长梁振鹏明确表示，“十三五”初步规划到2020年达到1000万千瓦的光热发电目标。这意味着未来五年国家直接投资是5000亿元，间接投资在1万亿元以上。
但从当前来看，要实现到2020年实际并网目标并不容易。国家能源局新能源司新能源处副处长邢翼腾此前在一次论坛上透露，目前光热产业“十三五”规划已经基本定稿正在走程序，2020年的并网目标已改为500万千瓦，即便如此，实现难度依然很大。
“国内光热产业链上的企业仍缺乏相应‘资格’，所谓资格指的是有项目、有技术，并且技术得到验证、项目获得批复，同时具备相应产业基础。”官景栋说道。
据业内人士预计，光热电站每千瓦的投入有望在两年内从4万元降到2万元。官景栋认为，这需要依靠两方面因素，一是自有技术体系下的国产化，二是达到一定量产规模。
记者了解到，去年5月，天津滨海新区计划总投资45亿元，创建中国乃至全球首个光热产业园。此外，首航节能也在10月11日宣布与青海省海西州人民政府签署1000兆瓦太阳能光热发电配套产业园区建设合作协议。
官景栋认为，只有针对进口的重点技术设备如高温真空集热管、反射镜、跟踪系统等，建立相应的配套产业园，加以引进、消化、改进，降本才有出路。
技术路线尚不确定
除了高昂的建设成本外，不确定的技术路线也让业内人士对光热产业能否大规模发展充满疑虑。
记者注意到，在此前公布的首批20个示范项目中，总装机容量达134.9万千瓦，按技术路线划分，塔式9个，槽式7个，菲涅尔式4个，技术尚未成熟的碟式路线则未有项目入围。
官景栋透露，目前全球光热发电体系中，83%以上用槽式，虽然价格贵，但效果好比较稳定，近几年来塔式也逐渐在国内得到推广，其投资小收益较快，各有特点。
不过，官景栋也坦言，当前业内对于槽式还是塔式，所用的导热介质是油还是盐等仍存很大争议，“国家能源局的鼓励措施意在试水，让多种技术发展，等个三五年，看哪一种技术路线更适合我们的国情，我们就上哪个。”
在此前国家能源局公布的首批20个光热示范项目中，有9个在甘肃、4个在青海，但以甘肃、青海的西北地区弃风弃光现象严重，而太阳能热发电地区又是这些新能源发展比较多、消纳较困难地区。
官景栋解释称，弃风弃光之所以严重，是因为光伏、风电属于不稳定电源做不到24小时发电，容易对电网安全构成冲击。而光热发电属于稳定电源，能连续24小时发电。此外，其本身还可作为储能电站使用，具备小局域范围的削峰填谷作用。
关于电力消纳问题，官景栋认为，国家能源局的批复里要求对光热发电全额消纳，这在政策上有足够保障，而《可再生能源法》里也明确规定，若与国网签订协议之后，国网没有足额消纳，可无条件索赔，这也是立法保障。
