为什么光伏发电这么火热（2017年），而一致认可更有前景的光热发电却被边缘化？
2017年，光伏发电风头正劲，市场一片火热，而光热发电，尽管被普遍认为技术前景更佳，却显得有些“边缘化”。这其中的原因，绝非单一因素所致，而是技术、政策、市场、经济等多方面因素交织作用的结果。
一、 光伏发电的“火热”：爆发式增长的必然与偶然
回望2017年，光伏发电的火爆并非一蹴而就，而是多种因素共同催化的结果：
1. 技术的日臻成熟与成本的断崖式下降： 过去十年，光伏技术，尤其是晶硅电池技术，经历了飞速的进步。多晶硅和单晶硅的转换效率不断提升，生产工艺日趋成熟，规模化效应显著。这意味着，每瓦光伏发电的生产成本在不断下降，从早期的“贵族”能源，逐渐向平价上网迈进。到了2017年，许多地区的光伏发电成本已经具备了与传统能源竞争的实力。
2. 政策的强力驱动与明确支持： 全球范围内，各国政府为了应对气候变化、减少碳排放、保障能源安全，纷纷将发展可再生能源列为国家战略。中国作为全球最大的光伏制造国和装机国，政策的引领作用尤为关键。2017年前后，国家出台了一系列支持光伏发展的政策，包括但不限于：
上网电价补贴： 为降低早期投资风险，国家为光伏发电提供了一定的上网电价补贴，这直接吸引了大量投资。
强制性可再生能源配额制（RPS）： 要求电力公司必须购买一定比例的可再生能源，为光伏发电提供了稳定的市场需求。
简化审批流程： 针对分布式光伏等新兴模式，简化了项目审批、并网手续，降低了准入门槛。
“领跑者”计划： 鼓励技术进步，对高效光伏产品的应用给予倾斜，推动了行业技术升级。
3. 市场需求的旺盛增长：
国内市场： 中国庞大的人口和经济体量，对电力需求持续增长。同时，国家希望通过发展光伏来优化能源结构，减少对煤炭的依赖，改善空气质量。
国际市场： 许多发达国家和地区积极推广可再生能源，对光伏产品有着巨大的需求，中国光伏企业抓住机遇，积极开拓国际市场，带动了产能的扩张和成本的进一步下降。
4. 光伏产业链的成熟与协同： 从上游的硅料、硅片，到中游的电池片、组件，再到下游的系统集成和电站运营，光伏产业链在国内已经形成了一个完整且高度协同的生态系统。这种成熟的产业链为光伏发电的快速发展提供了坚实的基础，也使得成本的控制更加精细。
5. 模式创新的推动： 分布式光伏发电（例如屋顶光伏）的兴起，让普通家庭和企业也能参与到清洁能源的生产中，这极大地拓展了光伏的应用场景，并带来了新的商业模式（如自发自用、余电上网）。
6. 相对较低的技术门槛与快速部署能力： 相较于光热发电，光伏发电的系统组成相对简单，安装部署的周期也更短。特别是分布式光伏，其安装灵活性高，可以利用闲置的屋顶、空地等，对选址的要求相对较低。
二、 光热发电的“边缘化”：前景虽好，但现实挑战重重
尽管光热发电在储能、稳定性、调峰能力等方面被认为比光伏更具优势，但它在2017年未能像光伏那样火热，主要是因为其自身固有的挑战和发展瓶颈：
1. 高昂的初始投资成本： 光热发电，尤其是槽式、塔式等主流技术，需要大量的土地、精密的聚光系统（如反射镜）、高温传热介质（如导热油、熔盐）、以及复杂的集热和发电系统。这些组件的造价相对较高，导致光热发电站的单位装机成本远高于光伏电站。在2017年，光伏成本已经大幅下降，而光热发电的初始投资仍然是一道难以逾越的门槛。
2. 复杂的技术要求与漫长的研发周期： 光热发电涉及高温、高压、高精度等复杂工程技术，其关键部件（如集热器、储热系统、高温泵等）的研发和制造难度较大，技术成熟度相对光伏而言较低。即使是塔式光热发电，其核心技术，如高温传热、高效集热等，仍然需要进一步的优化和验证。
3. 对地理条件的苛刻要求： 光热发电的核心是通过太阳光聚焦产生热能，因此它对日照资源，特别是晴朗、干燥、光照强度高的地区有极高的依赖性。全球适合建设大规模光热电站的地区相对有限，这限制了其推广的地理范围。而光伏发电虽然也需要光照，但其对环境的适应性更强，在更多地区都能实现发电。
4. 储热技术的瓶颈与成本： 光热发电最大的优势在于其储热能力，可以克服太阳能间歇性的问题，实现稳定发电和调峰。然而，目前主流的熔盐储热技术虽然已经实现商业化，但其成本仍然较高，并且储热容量和效率的提升也面临技术挑战。相比之下，光伏的间歇性问题，虽然也需要解决，但可以通过电网调度、与其他电源互补等方式来一定程度上缓解。
5. 缺乏成熟的产业链和规模效应： 相较于光伏，光热发电的产业链相对不成熟，参与的厂商较少，市场规模也较小。这就导致难以形成规模效应，进一步推高了成本。许多关键设备还需要进口，增加了成本和供应链的风险。
6. 政策支持力度相对不足： 尽管各国对光热发电也给予一定的政策支持，但与光伏发电相比，在补贴力度、推广速度、市场准入等方面，光热发电获得的政策倾斜相对较少。这部分原因也在于光热发电的投资回报周期更长，风险也更高，使得政策制定者在推广时更为谨慎。
7. 投资回报周期长，风险较高： 由于初始投资高、技术复杂、回报周期长，光热发电项目对投资者的吸引力相对较低。在2017年，当光伏发电能够提供相对稳定和可观的投资回报时，投资者自然更倾向于选择后者。
总结来说，2017年光伏发电的火热，是技术进步、成本下降、政策驱动和市场需求多重利好的集中爆发。而光热发电的“边缘化”，则是因为其在成本、技术成熟度、地理限制、产业链成熟度以及政策支持力度等方面，尚未能与光伏发电形成同等优势。
光热发电的“前景”更多体现在其作为一种具备储能特性的电力生产方式，能够与电网更好地结合，提供更稳定的电力供应。但“火热”需要的是能够迅速规模化、具备经济性、且风险可控的落地能力。在2017年，光伏恰好满足了这些“火热”的条件，而光热发电，则还在漫长的技术攻关和成本降低的道路上探索前行。这并非否定光热发电的价值，而是说明在特定的历史节点，市场和政策的选择更为青睐当时更具竞争力的技术路径。
一、 光伏发电的“火热”：爆发式增长的必然与偶然
回望2017年，光伏发电的火爆并非一蹴而就，而是多种因素共同催化的结果：
1. 技术的日臻成熟与成本的断崖式下降： 过去十年，光伏技术，尤其是晶硅电池技术，经历了飞速的进步。多晶硅和单晶硅的转换效率不断提升，生产工艺日趋成熟，规模化效应显著。这意味着，每瓦光伏发电的生产成本在不断下降，从早期的“贵族”能源，逐渐向平价上网迈进。到了2017年，许多地区的光伏发电成本已经具备了与传统能源竞争的实力。
2. 政策的强力驱动与明确支持： 全球范围内，各国政府为了应对气候变化、减少碳排放、保障能源安全，纷纷将发展可再生能源列为国家战略。中国作为全球最大的光伏制造国和装机国，政策的引领作用尤为关键。2017年前后，国家出台了一系列支持光伏发展的政策，包括但不限于：
上网电价补贴： 为降低早期投资风险，国家为光伏发电提供了一定的上网电价补贴，这直接吸引了大量投资。
强制性可再生能源配额制（RPS）： 要求电力公司必须购买一定比例的可再生能源，为光伏发电提供了稳定的市场需求。
简化审批流程： 针对分布式光伏等新兴模式，简化了项目审批、并网手续，降低了准入门槛。
“领跑者”计划： 鼓励技术进步，对高效光伏产品的应用给予倾斜，推动了行业技术升级。
3. 市场需求的旺盛增长：
国内市场： 中国庞大的人口和经济体量，对电力需求持续增长。同时，国家希望通过发展光伏来优化能源结构，减少对煤炭的依赖，改善空气质量。
国际市场： 许多发达国家和地区积极推广可再生能源，对光伏产品有着巨大的需求，中国光伏企业抓住机遇，积极开拓国际市场，带动了产能的扩张和成本的进一步下降。
4. 光伏产业链的成熟与协同： 从上游的硅料、硅片，到中游的电池片、组件，再到下游的系统集成和电站运营，光伏产业链在国内已经形成了一个完整且高度协同的生态系统。这种成熟的产业链为光伏发电的快速发展提供了坚实的基础，也使得成本的控制更加精细。
5. 模式创新的推动： 分布式光伏发电（例如屋顶光伏）的兴起，让普通家庭和企业也能参与到清洁能源的生产中，这极大地拓展了光伏的应用场景，并带来了新的商业模式（如自发自用、余电上网）。
6. 相对较低的技术门槛与快速部署能力： 相较于光热发电，光伏发电的系统组成相对简单，安装部署的周期也更短。特别是分布式光伏，其安装灵活性高，可以利用闲置的屋顶、空地等，对选址的要求相对较低。
二、 光热发电的“边缘化”：前景虽好，但现实挑战重重
尽管光热发电在储能、稳定性、调峰能力等方面被认为比光伏更具优势，但它在2017年未能像光伏那样火热，主要是因为其自身固有的挑战和发展瓶颈：
1. 高昂的初始投资成本： 光热发电，尤其是槽式、塔式等主流技术，需要大量的土地、精密的聚光系统（如反射镜）、高温传热介质（如导热油、熔盐）、以及复杂的集热和发电系统。这些组件的造价相对较高，导致光热发电站的单位装机成本远高于光伏电站。在2017年，光伏成本已经大幅下降，而光热发电的初始投资仍然是一道难以逾越的门槛。
2. 复杂的技术要求与漫长的研发周期： 光热发电涉及高温、高压、高精度等复杂工程技术，其关键部件（如集热器、储热系统、高温泵等）的研发和制造难度较大，技术成熟度相对光伏而言较低。即使是塔式光热发电，其核心技术，如高温传热、高效集热等，仍然需要进一步的优化和验证。
3. 对地理条件的苛刻要求： 光热发电的核心是通过太阳光聚焦产生热能，因此它对日照资源，特别是晴朗、干燥、光照强度高的地区有极高的依赖性。全球适合建设大规模光热电站的地区相对有限，这限制了其推广的地理范围。而光伏发电虽然也需要光照，但其对环境的适应性更强，在更多地区都能实现发电。
4. 储热技术的瓶颈与成本： 光热发电最大的优势在于其储热能力，可以克服太阳能间歇性的问题，实现稳定发电和调峰。然而，目前主流的熔盐储热技术虽然已经实现商业化，但其成本仍然较高，并且储热容量和效率的提升也面临技术挑战。相比之下，光伏的间歇性问题，虽然也需要解决，但可以通过电网调度、与其他电源互补等方式来一定程度上缓解。
5. 缺乏成熟的产业链和规模效应： 相较于光伏，光热发电的产业链相对不成熟，参与的厂商较少，市场规模也较小。这就导致难以形成规模效应，进一步推高了成本。许多关键设备还需要进口，增加了成本和供应链的风险。
6. 政策支持力度相对不足： 尽管各国对光热发电也给予一定的政策支持，但与光伏发电相比，在补贴力度、推广速度、市场准入等方面，光热发电获得的政策倾斜相对较少。这部分原因也在于光热发电的投资回报周期更长，风险也更高，使得政策制定者在推广时更为谨慎。
7. 投资回报周期长，风险较高： 由于初始投资高、技术复杂、回报周期长，光热发电项目对投资者的吸引力相对较低。在2017年，当光伏发电能够提供相对稳定和可观的投资回报时，投资者自然更倾向于选择后者。
总结来说，2017年光伏发电的火热，是技术进步、成本下降、政策驱动和市场需求多重利好的集中爆发。而光热发电的“边缘化”，则是因为其在成本、技术成熟度、地理限制、产业链成熟度以及政策支持力度等方面，尚未能与光伏发电形成同等优势。
光热发电的“前景”更多体现在其作为一种具备储能特性的电力生产方式，能够与电网更好地结合，提供更稳定的电力供应。但“火热”需要的是能够迅速规模化、具备经济性、且风险可控的落地能力。在2017年，光伏恰好满足了这些“火热”的条件，而光热发电，则还在漫长的技术攻关和成本降低的道路上探索前行。这并非否定光热发电的价值，而是说明在特定的历史节点，市场和政策的选择更为青睐当时更具竞争力的技术路径。
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光伏发电在国内和全球范围内都相当火热，装机容量也早已几亿千瓦，而各路专家一直推崇的光热发电，国内项目却寥寥无几。是因为政策原因？技术原因？还是其他？
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