先看看下面实际图片，很大一部分反光镜已不是躺平，就是照沟渠了。正如本人2016年就国家发改委发布第一批20个中标项目时提出的批评中所预测：所谓的太阳能集热发电，实际上90%是用燃气补热发电。是劳命伤财，套的是国家高电价补贴！

所谓太阳能热发电，就是将太阳光通过反射镜聚光或者透射镜聚光的方式转化为高温热，再通过生产蒸汽推动汽轮机发电，或者通过热气机（例如斯特林机）发电。

从发电效率看，由于光热发电系统从太阳光能转化为电能需要多个转换过程，即聚光—集热—发电，每个过程都有损失，比如聚光效率80—90%，集热效率60–75%，汽轮机发电效率约30%，因此最好的系统峰值效率低于20%。与光伏发电比，光热发电系统不仅效率低，关键是初投资高，自耗电大，运行维护成本极高，应该是一无是处。

可是一直以来我们的科学家们讲的主要故事就是：太阳能热发电可以通过储热来实现太阳能的连续发电（是要说太阳能热发电可以优于光伏发电）。另一个故事就是通过开发新技术来降低系统成本（故事里总是说光伏以前很贵，由于科技进步现在很便宜了，热发电也会这样），看似很科学、合理，比光伏发电更有前景，真的是这样的吗？

对于连续发电的故事，实际上很容易证伪。太阳能保证率一直以来就是太阳能利用的核心问题，众所周知的家用太阳能热水器，全白天集热后，一般只是傍晚30分钟到一个小时的洗浴用，对太阳能的保证率要求极低，这种场景比较适合太阳能集热。而对于需要连续使用的采暖，太阳能集热一直无法产业化，不仅因为成本高，关键太阳能的保证率太低，绝大部分时间要考其它方式补热，得不偿失。而对于集热要求高得多的热发电，太阳能的保证率更是极大问题。科学家们现在讲用熔融盐储热来实现连续发电的故事，这是不切实际的想象而已。首先，以每天八小时的平均光照功率来定义发电机组峰值功率来说，本身就需要配置大量的储热系统来平衡八小时内的光照的变化，那么，八小时之外，如果全部用储热来解决无太阳能时的发电问题，就得用3倍的聚光镜场及熔融盐来集热及储能，不仅这个投资是不可想象的，而且熔融盐的蓄放热过程效率低下，自耗能巨大，得不偿失。有人说，可不可以白天开机，晚上停机？肯定不能。蒸汽机发电系统的开机和停机过程都是巨大的能源浪费，每天的开停机让发电效率丧失殆尽。关于讲的第二个故事—通过技术研发来实现热发电成本的下降，这也是不切实际的。和光伏热电不一样，光伏技术进步可以大幅降低光伏电池材料成本及提高光伏发电效率，从而实现光伏发电成本的大幅降低，而光热系统几乎与科技进步没有关系，都是由大宗基础材料制作成的镜场与成熟的发电机系统构成，反而随着今后施工成本与基础材料的成本的逐步升高，光热发电成本只升不降。

国家发改委、科技部、科学院等从“十一五”开始就拨付大量经费研发太阳能光热发电技术及其产业化，现在效果如何？

国家发改委在2016年制定的上网收购电价为1.15元/度，是平价上网的光伏电价的3倍多，即使国家花这么大的代价收购光热发的电，2016年中标的20个太阳能热发电项目中现在实际建成的少的可怜，而真正投运的又少之又少。是何原因？  

我们设想一下：做为中标单位，用地估计不应该是问题，最大的问题在于补热的燃气成本，如果没有低价的燃气辅热，估计任何项目都会赔的一塌糊涂。众所周知，一方天然气大约可发4度电，如果燃气价格设定为4元/方，则燃气发电的基本成本为1元/度（不记设备成本），也就是说，所谓的光热电站如果大量采用燃气产热发电，卖给国家的价格为1.15元/度，就不会亏。如果太阳能热发电的中标单位与地方签订的燃气价格原低于4元/方，则即使太阳能使用量为零，也是躺着赚国家的钱。有些地方政府为了拉项目落地，不仅给了免费用地，也给了很低的燃气价格，这也是目前仅有的几个太阳能热发电可以运行的前提。由于热发电系统设施投资昂贵，远比直接燃气轮机或者联合循环发电投资高的多，即使使用的低价燃气，热发电系统也不一定盈利。

一个最简单直接的检验太阳能热发电是否可行的方法就是：补热用燃气的价格不得低于3元/方，且国有企业投资不得亏损。或者通过使用的燃气量及发电量就能校核实际的太阳能发电量。我相信都会现原形。