本文为彭博新能源财经发布的研究报告《Solar Thermal Market Outlook 2019》的简单介绍，该报告仅供正式订阅用户查看和使用。
与风电和光伏相比，光热发电在全球电力系统的占比还不高。 但在阳光非常充足的地区，光热发电对于开展深度脱碳是很有吸引力的选择，尤其是配套光伏的混合发电项目。
目前全球光热累计装机6.9GW。科威特、中国和以色列在2019年共投运了四座光热电站。我们预期2023前智利、中国、摩洛哥和阿联酋还将新建成1.7GW光热发电项目。
尽管有些光热项目运行良好，特别是槽式光热项目，但到目前表现不佳的塔式项目表明此类技术仍很难把握。
光热发电的主要优势在于可与熔盐储能结合使用，可在晚间需求高峰时段输出甚至整个晚上作为基荷电源。随着风电和光伏发电的增加，光热发电将更有价值。
我们的光热项目装机预测基于当前已宣布的项目计划及预期建成日期，并对一些难预测的变量做了假设。我们不认为2022年之前能有新的项目突然出现并建成。
与五年前相比，现在光热市场的参与者数量有所减少。剩下的企业已在价值链中重新找到了定位。ACWA Power和TSK是业内最活跃的开发商，Abengoa，BrightSource和Sener则更多作为工程、采购及建设承包商（EPC）和技术提供商。在制造和项目开发领域也不乏中国企业，但目前还没有明确的市场领导者。
无论是项目设计还是目前的产业结构，光热技术都缺乏标准化，并且成本仍很高。目前有三个含有光热发电的购电协议（PPA）电价低于75美元/兆瓦时，但其中一个（SolarReserve Aurora）已被取消。另外两个是Al Maktoum IV和Noor Midelt，均结合光伏发电以降低成本。
光热电站结合光伏发电，能降低白天的发电成本，同时覆盖工厂本身的功耗，有利于削减成本。我们分析了技术配置不同、但发电和储能容量相同的三座电站的度电成本，发现混合使用发电技术可降低成本。 不过长远看来，光伏加电池储能项目的成本将只比其他可调度电源稍高一些，且风险可能远小于光热项目。
一组数据
6.9GW 全球光热项目累计装机容量
50,000吨 储热时长17.5小时的智利Cerro Dominador项目中所用的熔盐量
70美元/兆瓦时 首个真正的光热光伏混合项目- 待建的摩洛哥Noor Midelt项目的电价
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