伴随着“3060双碳目标”的提出，可再生能源火了。作为被寄予厚望，有望在将来大规模替代传统化石燃料的太阳能，那更是火中火。近一年半以来，光伏这一最为成熟的太阳能发电产业，无论是在资本市场，还是舆论关注，均热得发烫。
但光伏并不是太阳能唯一的利用方式，它还有个叫做光热的兄弟。光热，全名聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power，简称“CSP”），与利用半导体材料将太阳光辐射能直接转换为电能的光伏不同，光热依靠的是通过各种镜面聚集太阳直射光，加热导热介质，再经过热交换产生高温蒸气，推动汽轮机发电。
与光伏行业的普及程度相比，光热绝对不是一个认知度很高的概念。它最近一次广泛出现在大众视野内，恐怕还是因为敦煌光热电站，利用定日镜为建党100周年献礼的画面，这在社交媒体上掀起了一阵热潮——但也仅此而已，也许大部分人都没有意识到自己看到的是光热电站，而非光伏。
光伏与光热，都是利用太阳能发电。虽然原理不同，涉及技术也不一样，但为何前者天下知，后者却至今默默无闻？这背后的因素比较复杂。尽管光热在很多方面较光伏有优势，然而也不能否认，光热缺乏政策支持，还存在技术门槛高、前期投资大以及距离商业化比较远等一系列问题。
光热发电系统所利用的发电原理与传统电厂并无差别，还是被戏称为“烧开水”的热电套路，这也是光热系统甚至可以直接接入传统发电厂的原因。从设计上看，业界主流的大型光热发电厂可以分为四个部分，分别是：集热系统，热传输系统，储热系统，发电系统。
集热系统是光热发电系统最核心的组成部分。这一环节负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为后续发电提供能量。不管具体技术路线如何，集热系统总是包含聚光装置与接收器两个核心组件。聚光装置由中央控制系统操控，跟踪太阳位置收集并反射最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则利用收集到的能量加热内部工质，实现能量的吸收、储运以及转移。
热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热工质（术语称为“工作流体”），输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，其在熔融态下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色，是比较理想的工质。
光热发电的解决思路，就是集成储热技术。通过修建储热罐，光热系统可以将被集热器加热过的工质集中储存，再将工质泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。热能被储存在储热罐中，则可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现在光照条件不足的情况下的发电。
当前比较成熟的光热技术路线有四种，分别为塔式、槽式、菲涅尔式以及碟式。塔式设计为点式聚焦系统，其利用大规模的定日镜组成阵列，将太阳辐射反射并积聚到吸热塔顶部的吸热器对内部工质进行加热。槽式路线属于线性聚焦系统，是通过槽式抛物面聚光镜面，将太阳光汇聚在焦线上，并在焦线上安装管状集热器，从而吸收聚焦后的太阳辐射能。
菲涅尔式光热电站同样属于线性聚焦系统，整体设计与槽式差别不太大，但结构更加简单。它采用靠近地面放置的多个几乎是平面的镜面结，先将阳光反射到上方的二次聚光器上，再进一步汇聚到管状集热器上，然后加热导热介质进行发电。抛物面碟式CSP系统是利用旋转抛物面反射镜，将入射太阳光聚焦到焦点上，通过焦点处放置的斯特林发电装置进行发电。
光热相比光伏最大的优势在于它直接解决了光伏面临的最大缺陷，即发电不可调度。光伏长期以来大部分包括输出不稳定，并网难，与用电需求错配等问题，归根结底都是因为光伏电站的发电难以调度。
然而，光热电价实在是太贵了。根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的报告显示，聚光太阳能热发电（CSP）成本高达0.108美元/千瓦时，远超其他所有技术路线，甚至比并不是特别成熟的生物能和地热能还贵。在如此之高的发电成本下，上网电价会有多高不难想象。光热项目缺乏商业化潜力，光热电站的初始投资成本高达2.5万~3.5万/kw，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍，光伏电站的4~5倍。
光热发电还对环境要求比较高，对光照条件的要求比光伏高很多，选址难度比较大。同时受工作原理限制，CSP并不是一种特别适合小型化的技术路线，往往占地面积巨大。此外，目前政策方面对光热产业的支持也比较有限，缺乏连续性。作为一个仍处于发展早期，光热产业无疑十分依赖政策扶持，但它与已经十分成熟的风电光伏一同被切断补贴，无疑是对产业的重大打击。
多重因素共同作用之下，如今的光热装机量稀少也就不令人意外了，且短期内也看不到快速增长的可能。数据显示，2020年全国累计光伏发电装机已经达到253.43GW，年内新装机量超过49GW。相比较之下，光热累计装机量在2020年末仅有约0.67GW，年内新增不过0.25GW，和光伏有着几个数量级的差距，距离商业化和规模化可以说遥遥无期。