业内人士预言，“十二五”期间，太阳能可能呈现出类似风能在“十一五”期间的高速发展态势。更有专家表示，光热发电是可再生能源领域继风电、光伏发电之后新能源领域的“第三个科技神话”。近日，科技部“高效规模化太阳能热发电的基础研究”项目首席科学家黄湘接受了记者采访，和我们一起探析这一有着美好前景的新能源领域。 
    记者：太阳能光热发电被寄予很高的期待，其技术难点在哪里？ 
    黄湘：化石能源发电是一种可控的发电形式，而可再生能源的发电，绝大多数是不可控或有条件可控的发电形式。这两年全国风电运行小时数不断下降，就是由于风电装机容量不断增大，超出了电网的接纳限度，不得不弃风造成的。将来太阳能发电规模扩大，这一情况也会出现；其次，太阳能的利用要解决连续发电问题，即晚上如何发电，太阳能热发电通过储热和延时利用，将白天的太阳能用于夜晚发电，这就是近10年国际上正在积极攻关的技术难题，国外在中小型机组上应用已经成功了。 
    记者：这种技术对光热发电具有什么样的意义？ 
    黄湘：这种储热—延时发电的技术，在热电转换过程中是效率最高的发电形式，与电能—压缩空气转换、抽水蓄能等相比，具有更高的转换效率和更低的制造和运行成本，这一点决定了太阳能光热发电具有的研究价值。 
    记者：那什么才是太阳能储能发电的最佳形式？ 
    黄湘：最佳的太阳能储能发电形式尚未被证实，现阶段大家正在探索和寻找。要解决储能和发电的最佳结合，研究重点要放到发电介质上，目前蓄热介质有蒸汽、导热油和熔融盐等，而储能采用蒸汽作为储热介质，使设备成本增加，技术上已证明是不经济的。全球各地的太阳能电站实验过各种形式，比如以蒸汽为介质的无蓄热发电，导热油为介质的无蓄热、少蓄热发电，熔融盐为介质的大容量蓄热发电。目前，国际上采用熔融盐蓄热的电站最高可连续24小时发电。 
    记者：这是不是说明技术瓶颈已经突破了呢？ 
    黄湘：虽然这一技术已经取得了很大的进步，但有些问题还没有解决。用于太阳能热发电的熔融盐在常温下为固体，到达一定温度(如200度左右)成为液体，这就给电站运行带来一定的安全隐患。最佳的介质是在常温下就是液体，工作温度范围和常压下不发生气化，同时单位储热量要大，导热性能要好，流动性要好，这就对材料提出了苛刻的要求。我们需要找到液态熔点更低的熔融盐，国内学者已经研究出熔点接近100度的熔融盐。 
    记者：发电成本是新能源发展的关键，太阳能热发电成本能否随着规模的扩大而降低？ 
    黄湘：的确，光热发电的成本决定了其前途。光热发电产业实现大规模商业化后，上网电价将有较大幅度下降，并逐步接近现行风电标杆电价。 
    按照科技部的规划，2011年底将验收1兆瓦实验电站及研究基地。技术可行性得到证实之后，将逐步在2015年建设10兆瓦~100兆瓦示范电站；2020年建成荒漠地区100兆瓦~1000兆瓦商业实用电站；预计2020年后，光热发电开始规模化建设。 
    记者：光热发电的成本优势在哪里？ 
    黄湘：任何一种可再生能源发电形式的成本都有其极限值，不同发电方式的极限值是不同的。风力发电的极限成本最低，光热发电站建设成本则相对较高，这是因为风能和太阳能的能流密度接近，但风力发电单位千瓦钢材耗量是常规火电站的1.5倍，而光热发电是8倍。因此，光热发电的极限成本肯定不可能低于风电。但是，如果考虑到光热发电的储热能力及负荷输出特性，其成本优势将会体现出来。 
    再说，任何可再生能源发电初期阶段，其成本都较高，随着效率进一步提高，成本会逐步下降。虽然目前光热发电的单位造价较高，但成本下降空间大，一旦光热发电产业步入正轨，且实现规模化、商业化发展后，建设成本将会达到合理程度。