太阳能热发电是利用集热器将太阳辐射能转换成热能，并通过热力循环过程进行发电，是太阳能热利用的重要方面。随着晶硅光伏组件价格的急剧下滑，以及聚光太阳能热发电(简称CSP)各技术并未有明显的进步，这一曾被寄予希望的技术在2011年进入发展困境。
一、太阳能热发电技术发展
太阳能热发电技术主要包括槽式、线性菲涅尔式、碟式及塔式四种。其中，槽式和塔式太阳能热发电站目前已实现了商业化运行，而碟式及线性菲涅尔式则分别处于样机示范及系统示范阶段。
正如光伏业的晶硅与薄膜技术路线优劣的纷争，CSP几种技术路线也被广泛讨论。根据调查，在全球已运行的CSP项目中，槽式技术路线的比例最高，达94.57%，塔式技术的比例为4.37%，碟式和菲涅耳式的比例分别为0.17%和0.89%。四种技术路线的各项主要参数见表1。
表1：四种CSP技术路线主要参数对比
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槽式
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塔式
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碟式
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线性菲涅尔式
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规模(MW)
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30～320
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10～20
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5～25
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无
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聚光温度(℃)
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260～400
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500～1500
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500～1500
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无
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介质温度(℃)
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低于350
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高于350
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850
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270
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聚光方式
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线聚焦
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点聚焦
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点聚焦
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线聚焦
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跟踪方式
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单轴
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双轴
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双轴
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单轴
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聚光倍数
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8～80
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600～1500
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200～4000
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25～100
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光热转换效率
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70%
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60%
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85%
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无
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热循环效率
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ST:30～40%
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ST:30～40%
CC:45～55%
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SE:30～40%
GT:20～30%
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ST:30～40%
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峰值效率
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21%
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35%(理论)
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29.4%
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20%
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年均效率
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11～16%
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10～25%
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12～25%
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8～10%
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冷却水(L/MWh)
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3000/干式
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2000/干式
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无
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3000/干式
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单位造价($/W)
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2.7～4
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2.5～4.4
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1.3～12.6
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5.4
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发电成本($/kWh)
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0.13～0.26
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0.08～0.16
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0.25
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0.28
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数据来源：申银万国证券研究所
注：ST指蒸汽轮机，CC指联合循环，SE指斯特林机，GT指燃气轮机
目前，槽式技术路线最受青睐，而塔式技术在理论上的优势更大，但是其前期投资成本过高、技术难度高等现实的问题是其商业化的最大阻碍。随着塔式技术的提升，如集热温度提高、储能效率增加等，槽式技术在2015年下降至80%，塔式技术的市场份额将由目前的不足5%提升至15%。由于菲涅耳线性技术和碟式技术的集热温度较低、系统效率无法与其他两者抗衡，因此总的份额在未来十年都无法超过10%。
二、我国太阳能热发电处于起步阶段
“十五”期间，中国科学院等科研机构和太阳能企业已开始光热发电技术的项目研究，目前，已对碟式发电系统、塔式发电系统以及槽式聚光单元进行研究，掌握了一批太阳能光热发电的核心技术，如高反射率高精度反射镜、高精密度双轴跟踪控制系统、高热流密度下的传热、太阳能热电转换等。
2010年国务院颁布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》明确提出，要开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场。2011年发布的“十二五”规划纲要也再次明确重点发展包括光伏光热发电在内的新能源产业。2011年，国家发展和改革委员会颁布的新版《产业结构调整指导目录（2011年本）》指出，“十二五”期间国家将在产业政策方面大力推进光热发电及与其有关的设备制造。 2012年 4月，科技部发布《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》，提出，“十二五”期间，将加大10兆瓦级太阳能塔式热发电技术、分布式太阳能热发电技术、太阳能储热技术等相关技术的研发和规模化利用。届时，我国太阳能热发电将具备建立100兆瓦级太阳能热发电站的设计能力和成套装备供应能力，无储热电站装机成本1.6万元/千瓦；带8小时储热电站装机成本2.2万元/千瓦，上网电价低于0.9元/千瓦时。2011年，《可再生能源发展“十二五”规划（征求意见稿）》则提出，到2015年，我国太阳能热发电装机要达到1GW，到2020年，装机规模要达到3G瓦。
2011年，内蒙古50兆瓦槽式太阳能项目开标，这是我国首个光热发电特许权招标项目。在此之前，我国仅有几个kW级别的示范性小项目，而在这个特许权项目招标出台之后，陆续涌出大唐新能源鄂尔多斯，中广核太阳能德令哈、武威，华电集团甘肃嘉峪关等多个热发电项目意向。
我国作为太阳能热发电产业的新兴市场，具有巨大的市场容量和光明的发展前景，但目前还没有商业化运营的太阳能热发电站，同时缺乏系统设计能力和集成技术，高温聚光、吸热和储热技术不成熟。截止2011年底，我国MW级热发电项目中，只有北京延庆的1MW塔式项目完成了初期的建设，更大规模的也只有中控太阳能在青海德令哈的50MW塔式项目一期10MW工程完成了前期土建。
表2：我国部分CSP项目列表(注：部分项目仅为意向)
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编号
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开发机构
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装机容量
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技术路线
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地点
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1
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大唐新能源
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50MW
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槽式
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鄂尔多斯
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2
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中广核太阳能
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50MW
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槽式
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青海德令哈
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3
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中广核太阳能
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100MW
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槽式
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甘肃武威
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4
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大唐、天威新能源
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10MW
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槽式
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甘肃嘉峪关
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5
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中航通用
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50MW
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槽式
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湖南阮玲
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6
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新疆国电
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300MW
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槽式
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新疆吐鲁番
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7
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华电集团
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200MW
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槽式
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甘肃嘉峪关
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8
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华电
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50MW
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槽式
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新疆吐鲁番
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9
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华电工程
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50MW
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槽式
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甘肃金塔
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10
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哈纳斯新能源
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92.5MW
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槽式-燃气联合循环
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宁夏盐池
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11
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北京康拓工控
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100MW
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宁夏
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12
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天威集团
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100MW
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塔式槽式混合
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四川阿坝州
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13
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中科院电工所、华电工程、皇明
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1MW
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塔式
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北京延庆
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14
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华能西藏分公司
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50MW
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塔式
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西藏拉萨
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15
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中电投、黄河工电光能发电有限公司
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1000MW (1期100MW)
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塔式
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青海格尔木
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16
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浙江中控太阳能技术有限公司
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50MW (1期10MW)
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塔式
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青海德令哈
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三、太阳能光热发电投资成本高企
太阳能光热发电项目的成本构成比光伏项目复杂。根据国际能源署(IEA)提供的数据，不同地区、规模的槽式CSP电站的投资成本为4.2～4.8美元/瓦，大型槽式CSP平准化电力成本(LCOE)约为20～29.5美分/千瓦时。IEA特别指出，西班牙槽式CSP项目的LCOE约为23欧分/千瓦时(约合30美分/千瓦时)，而美国西南部分地区的槽式CSP项目LCOE已经达到12美分/千瓦时左右。
而在2011年，中国光伏制造业将全球的组件价格从年初的10元人民币/瓦拉到现在的不足6元人民币/瓦，而逆变器的价格也大幅下降。受到产品价格下降的影响，电站投资成本也在一年内从20元/瓦下降至11元/瓦。很多国家对太阳能电力的补贴也因此而下调，这使得CSP项目更加艰难，降低价格和成本迫在眉睫。
对此，IEA则提出了对太阳能光热发电项目投资成本的控制目标：到2020年，槽式CSP投资降低30%～40%，塔式CSP投资降低40%～75%。SolarPaces显得更保守，其2020年目标是将发电成本降至15～20美分/千瓦时。
四、太阳能热发电上网电价偏低
专家表示，“之所以大量太阳能光热项目没有开工，一是进口的设备太贵，而国产的设备普遍没有经过实际运行的验证，二是电价补贴太低。
我国首个50MW槽式热发电特许权项目的中标电价为0.9399元/千瓦时，该价格与不久前的280MW光伏特许权项目的平均中标电价相比只高一点，而CSP的投资成本却比光伏要高出不少。而2011年7月我国政府推出了针对光伏发电的1.15元/千瓦时上网电价，这又让热发电特许权项目中标方大唐新能源陷入两难境地。据悉，大唐新能源以及拿到相同中标电价的中广核太阳能也正在与相关政府机构商讨能否对项目以资金或电价的方式进行额外补贴。
中科院电工所姚志豪认为：“当初光伏开始的时候电价比较高，得到支持后开始降低成本；而现在光伏把太阳能发电成本拉下来了，CSP就缺乏了当初光伏所面临的机会，所以现在需要得到政府更多支持。”他认为，我国CSP项目目前比较合适的上网电价是1.4～1.5元/千瓦时。