我国光热发电刚刚起步，相关工作进展较为缓慢。2011年，大唐新能源中标鄂尔多斯5万千瓦槽式光热电站，但由于电价不合理，迟迟未动工。各大电力企业以及投资商纷纷跑马圈地，但由于政策不明朗，截至2013年底，我国光热发电累计装机仅为1.4万千瓦。虽然有许多项目正在筹备，但考虑政策以及其他因素影响，2013年仅有中控集团的德令哈1万千瓦项目以及其他小型实验项目开工建设。

　　2014年，我国有关部门逐渐重视光热发电产业发展，国家发改委、国家能源局、电规总院等部门于2月18日组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会、4月29日组织召开了光热发电示范项目技术要求即申请报告大纲征求意见讨论会。这两次会议对推进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨。同年6月6日，国家能源局委托电规总院以及其他机构对光热发电行业进行调研，结果显示我国90%以上设备可实现国产化。上述举措被业界认为是光热发电启动的重要信号。目前多数光热发电企业已经开始动工，光热发电有望迎来发展机遇。

　　光热发电是可再生能源发电中的一种新兴技术。根据聚光及集光的特点，可简单将其分为四类：碟式、塔式、槽式以及线性菲涅尔式。2013年新增装机主要以槽式类型为主，塔式技术从2014年开始也逐步兴起，菲涅尔式以及碟式技术目前仍处于前期研发阶段。各类型具体介绍及特点见下表。

　　塔式技术属于点聚焦方式，利用众多定日镜将太阳辐射光反射并聚集至塔顶的吸收器中，加热其中介质进行发电。塔式发电技术规模大、热损耗小、温度高以及效率高，是大型光热电站的重要选择之一，愈加受到各国重视。

　　碟式发电技术属于点聚焦方式，利用抛物面镜将太阳光聚焦到接收器内，加热其中介质，从而驱动发电机发电。多数情况下，碟式技术通常与斯特林发电机配套使用，由于略去加热工质这一环节，整体发电效率最高。但由于碟式抛物面镜较小，功率一般在1～50千瓦左右，适合分布式发电。

　　目前我国光热发电处于试验阶段，但是与国外相比并无明显差距。我国在部分环节已经具备了技术优势，目前欠缺的只是运行经验。电规总院调研结果显示，我国光热发电领域90%的设备完全可实现国产化，仅高温熔盐泵以及导热油泵等设备需要进口。根据预测，若我国光热发电能够实现规模化发展，光热发电设备完全可以实现100%国产化。进一步提高我国光热发电技术竞争力，目前需要参考国外相关技术标准，结合我国实际，制定具有我国自身特点的技术标准。

　　经济性是衡量发电技术竞争力的主要指标之一。目前世界各国光照资源、地理环境、经济发展以及其他方面各有差异，各国光热发电造价各有不同，而且其电价远高于煤电电价。部分机构预测，未来世界光热发电成本具有较大的下降潜力。

　　国际光热发电经济性现状

　　根据统计，主要国家的光热发电电价位于1.11~2.8元/千瓦时之间，这与各国光照资源、设备造价以及技术水平等因素密切相关。其中印度与摩洛哥电价分别低至1.16元/千瓦时以及1.11元/千瓦时。国际能源署相关数据显示，目前主要国家光热发电造价为4000~8000美元/千瓦，具体根据劳动力成本、土地成本、技术、光照资源以及其他因素决定。例如，美国三大典型光热电站lvanpah电站（13.9万千瓦）、Solana电站（28万千瓦~6小时储热）以及Crescent Dunes电站（11万千瓦~10小时储热）的单位千瓦造价分别为5600美元、7600美元以及9000美元。2013年我国投产的中控德令哈项目，单位千瓦造价已经降至3200美元。

　　国际能源署研究显示，光热电站具有显著的规模效应。电站装机从5万千瓦增至10万千瓦，造价将下降12%（槽式电站），增至20万千瓦时，造价下降20%。光热发电累计装机容量翻倍后，发电设备、辅机以及电网建设成本等下降幅度可达20%~25%。总体考虑，2010~2020年期间，光热发电成本有望下降30%~40%。

　　美国能源部设定目标显示，2015年光热机组经济性可与腰荷燃煤机组相竞争（电价为0.1美元/兆瓦时），2020年争取与基荷燃煤机组相竞争（0.05美元/兆瓦时）。

　　学习曲线模型是国际主要机构预测成本走势常用的一种方法。目前，国际能源署、美国可再生能源实验室、美国能源信息署、德国Fraunhofer实验室以及我国部分研究机构，均将学习曲线模型用于对可再生能源成本的预测。我们可通过学习曲线模型预测光热电站成本，并进一步分析光热发电平准化发电成本（Levelized Costof Electricity，LCOE）。

　　造价初始值确定。我国光热装机总规模较小，数量也较少（截至2013年总装机1.4万千瓦，共有6座电站），而且早期电站主要处于探索阶段（如八达岭光热示范电站总装机0.1万千瓦，总造价1.2亿元，单位千瓦造价12万元）。鉴于此，本文以已建项目造价为基础，并考虑其他因素影响，假定2015年光热发电造价为1.8~2.5万元/千瓦。另外，由于储热工质类型、储热容量以及发电类型等对光热发电造价影响较大，例如部分企业配备了15小时熔盐储热，预计造价达到4万元/千瓦，此类特殊情况不予考虑。

　　装机容量及其他参数确定。太阳能发展“十二五”规划显示，2015年我国光热发电累计装机达到100万千瓦，2020年达到300万千瓦。根据目前进度，2015年目标难以实现，本文将2015年装机设定为50万千瓦，并作为初始值进行计算。光热发电小时数为2500小时1，贴现率为6.25%，总运维成本借鉴IEA研究成果，取值为20%总造价。

　　5%学习率情景：截至2013年底，我国光热发电装机仅为1.388万千瓦，2015年需要达到50万千瓦（规划为100万千瓦，本文采用50万千瓦），建设速度较快，学习曲线效应短期内难以快速发挥，本文暂以5%（0~10%之间）学习率予以替代。

　　10%学习率情景：借鉴IEA光热路线图研究成果。

　　15%学习率情景：采用更为激进的情景。计算结果如下表所示。

　　学习率为5%时，2020年，光热发电造价将降至1.58～2.19万元/千瓦，LCOE将降至0.67~0.93元/千瓦时；学习率为10%时，光热发电造价将降至1.37~1.90万元/千瓦，LCOE将降至0.59~0.81元/千瓦时；学习率为15%时，光热发电造价将降至1.18~1.64万元/千瓦，LCOE将降至0.5～0.7元/千瓦时。

　　借鉴IE