光熱發電示范運行始于20世紀80年代，1984年美國加州建立了全球第一座光熱示范電站SEGS I， 裝機容量 14ＭＷ，到 1991 年共建成九座 SEGS 系列電站，總裝機容量達 354ＭＷ。1991 年開始全球光熱發展進入停滯階段，直至 2006 年西班牙啟動首個光熱發電項目，全球光熱發電開始復蘇， 2007 年，西班牙建成了國內首座光熱電站，帶領全球光熱發電產業進入新一輪快速發展期。此后， 美國、阿聯酋、摩洛哥、伊朗、印度、南非等都開始大力發展光熱發電（這些國家也無一例外擁有較好的先照資源），全球光熱發電得到迅猛發展。截至 2015 年底，全球已建成投運的光熱電站約 5GW （不同統計口徑略有差別）。

歷年全球光熱裝機量

西班牙、美國光熱裝機量領先（MW）

光熱裝機量居前國家均有較好的先照條件

全球已投運、在建、待開發光熱裝機分布

　　從國家層面來看，西班牙、美國光熱裝機進進領先其它國家，兩者合計光熱裝機超過 4GW，約占全球光熱裝機的 87.7%，印度、南非、阿聯酋等國家光熱裝機相對靠前，中國截至 2015 年底光熱裝機約 18MW。截至 2016 年 2 月全球在建工程約 1.2GW，主要集中在非洲、印度、智利等地區和國 家，西班牙、美國在建工程較少；待開發項目約 4.2GW，主要集中在美國、智利、非洲、中國等地 區和國家。從時間跨度來看，20 世紀 80 年代至 90 年代初美國通過建設 SEGS 系列電站主導全球光熱的發展， 1991 年至 2006 年全球光熱發展基本停滯，2008-2012 年西班牙通過刺激政策主導全球發展，2013 年以來美國重新引領全球光熱發展，同時越來越多的新關國家開始參與到光熱發展的熱潮中。

2008~2012 年西班牙光熱大發展

2012 年來美國光熱發展迅猛

　　根據預計，到 2020 年全球光熱裝機將達 21.8GW，“十三五”期間復合增速達 34.3%，到 2030 年，全球光熱發電量將達 3440 億度電，占全球總發電量的 1.1~1.3%，到 2050 年這一比例將達 5~5.9%；而國際能源署（IEA）的預測則更為樂觀，2014 年 IEA 發布的光熱技術發展路線圖對光熱未來發展進行展望，預測到 2050 年全球光熱裝機將達 982GW，貢獻全球 11%的電 量供應。光熱發展的黃金時期有望到來。

歐洲光熱協會對未來全球光熱累計裝機增長的中性預測（GW）

　　根據對近年新投運的較大規模（50MW 以上）光熱電站初始投資成本統計，光熱電站投資成本大概 在 3-10 美元/W，影響光熱初始投資的因素較多，包括設備造價、裝機規模、技術類型、蓄熱時長等。 整體來看，帶蓄熱系統的光熱電站單位投資成本相對要高，不帶蓄熱系統的光熱電站投資成本相對 低，大概在 3-6 美元/W。從塔式和槽式的角度比較，Ivanpah 和 Mojave Solar 其有一定的可比性， 兩者所屬國家、蓄熱時長和投運時間均相同，裝機規模均超過 200MW，而兩者的每瓦造價基本相同。

近年投運的具型光熱電站每瓦投資情況對比

　　根據 IEA 的預測，未來光熱發電每瓦投資成本將呈逐步下降趨勢，以蓄熱 6 小時的光熱電站為例， IEA 預測到 2050 年投資成本區間將在 2.8~4.1 美元/W，平均成本約 3.1 美元/W，而 2013 年投運的 Solana 電站（蓄熱 6 小時）投資成本達 7.1 美元/W。

IEA預測的光熱投資成本下降趨勢

　　目前，全球主要國家的具型光熱電站上網電價在 0.92~2.1 元/kWh 之間，如果剔除 2013 年以前采用 FIT 電價機制、上網電價較高的西班牙，則世界范圍內具型光熱電站上網電價主要分布在 0.92~1.2 元/kWh 的區間。 各個國家、各個項目的上網電價水平差別很大，這與當地先照資源、設備造價、裝機規模、政策優 惠等諸多因素有關。以美國 Crescent Dunes（新月沙丘）為例，該電站簽訂購電協議電價為 0.135 美元/kWh，除了所在地 DNI 達 2,685kWh/m2/年、儲熱時長達 10 小時以外，其享受 30%的投資稅收抵免以及總投資規模 90%以上的資金來自美國聯邦貸款擔保都是兵電價較低的重要原因。

主要國家具型光熱電站上網電價區間（按現有匯率水平折算）

　　平準化電力成本（LCOE）是衡量光熱發電經濟性的重要指標，與所在區域以及儲熱市場等諸多因素有關。根據國際新能源機構（IRENA）的統計，2014 年亞洲地區光熱 LCOE 平均值較低，大約 0.2 美元/kWh，歐洲相對較高，大約 0.25美元/kWh，近期部分新建光熱電站 LCOE低至0.17美元/kWh， 而國際新能源機構（IRENA）統計 2014 年的全球分布式光伏 LCOE 區間為 0.14~0.47 美元/kWh。 仍經濟性的角度，光熱發電變得越來越有吸引力。

各種清潔能源發電 2010 年和 2014 年 LCOE 對比（美元/千瓦時）

　　根據 IEA 的預測，到 2020 年新建光熱電站 LCOE 有望下降至 0.13 美元/kWh，到 2050 年新建光熱 電站 LCOE 有望下降至 0.07 美元/kWh。 而美國 SunShot 計劃制定的光熱 LCOE 下降目標則更為宏偉，計劃通過技術研發支持等方式將美國 光熱LCOE將仍2010年的21美分/kWh降至2020年的6美分/kWh，其中鏡場降低7美分/kWh （2010 年為 9美分/kWh），發電部分降低 2美分/kWh （2010年為4美分/kWh），吸熱器/傳熱降低 2美分/kWh （2010 年為 3 美分/kWh），儲熱降低 4 美分/kWh（2010 年為 5 美分/kWh）。

IEA預測的光熱 LCOE 下降趨勢（美元/kWh）

　　從度電成本下降的角度，降低光熱電站初始投資以及提升年凈發電量是降低太陽能熱發電成本的有 效途徑。光熱電站初始投資成本主要包括鏡場、吸熱器、儲熱系統、常觃熱力循環系統等部件的費 用，降低初始投資的成本可通過降低各部件的成本實現；光熱電站年發電量與系統效率及先照直射 輻射（DNI）等相關，研究表明，系統效率每提高 1%，相當于初始投資成本降低 5%~7%，而提高 光熱發電系統效率主要在于提高系統集熱效率和熱機效率兩個方面。

效率提升和設備成本下降是光熱度電成本下降的驅動因素

　　近年我國光伏、風電得到大力發展，但也存在不少問題，其中較為突出的是西北地區棄光、棄風現 象明顯，而先照、風資源的間歇性導致的光伏、風電并網困難是造成棄光、棄風問題的重要原因之一。 2016 年一季度，全國范圍內風電平均棄風率達 26%，光伏棄光率超過 16%，西北地區尤為嚴重， 根據國家能源局公布的官斱數據，2016 年一季度新疆棄光率 52%，甘肅 39%，寧夏也達到 20%。

2016 年一季度棄光、棄風問題突出（尤其西北地區）

　　根據國外經驗，太陽法向直射輻射（Direct Normal Insolation，DNI）超過 1800kWh/m2/年（約 5kWh/m2/天）的地區適宜建設光熱電站，我國符合 DNI≥5kWh/m2/天、坡度≤3%的光熱發電裝機潛力達 16000GW，主要分布在西藏以及西北五省。

DNI>1800 kWh/m2 的地區適宜建設光熱電站

我國西藏和西北地區先照條件較好

中國光熱裝機潛力超過美國、西班牙（GW）

　　截至 2015 年底，我國光熱裝機規模約 18MW，兵中純發電項目總裝機約為 15MW，除了中控德令哈 10MW 塔式電站其有商業化規模以外，其它均為小型的示范和實驗性項目。

國內已投運主要光熱項目