与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面长达50多年的研究相比，我国的太阳能热发电技术研究起步较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。“十二五”期间，我国太阳能光热发电行业实现突破性发展，形成了太阳能光热发电站选址普查、技术、导则、行业标准等指导性文件。
截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，其中纯发电项目总装机约为15MW，除中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目具有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目，多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。
尽管我国太阳能光热发电起步相对较晚，但从目前的形势来看，随着太阳能光热发电示范项目和标杆上网电价重磅出台，我国光热发电已经开启新的历史转折。根据国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，“十三五”光热装机规模到2020年完成10吉瓦。此外，根据国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29吉瓦装机，到2040年翻至88吉瓦装机，到2050年将达到118吉瓦装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场。
2014年以来我国光热发电装机容量变动及未来发展预测（单位：MW）
2.我国光热发电发展的自然环境
从有利因素来说，我国太阳能资源丰富，根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区，年辐射总量可达1855～2333kWh/m2，满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外，我国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。
从不利因素来说，我国发展光热发电也面临着不少挑战：
首先是光资源的差异。虽然我国的太阳能总辐射资源丰富，但总体分布呈现高原资源比平原丰富，西部资源比东部丰富的特点。其中西藏、青海、新疆、内蒙古、山西北部、河北北部等广大地区的直射辐照很大，上述几个地区的太阳能资源开发潜力最大。其余省（区、市）开发潜力较小，均不到全国总量的10%。
我国可开发太阳能资源储量分布
其次是气候条件的差异。中国的太阳能资源丰富区主要分布在高寒地区，温度最低可达-40℃，国外太阳能资源丰富区少有零下温度，-40℃低温对于现有的集热管供应商是从未到过的问题，这对于真空集热管玻璃金属密封是个严峻的考验。低温也会造成集热管及传热管道的热损增大。
最后是地理条件的差异。中国太阳能资源丰富区纬度偏高，且多处于高原、荒漠、戈壁远离城市的偏远地域，增加了运输、建造及输电成本。大部分区域的植被少，风来时，沙尘弥漫，局部地区会有严重的沙尘暴。由于大风，对于槽式光热发电的结构强度要求更高，而植被少，扬尘多，消光严重，直接降低了太阳能直接辐射，对于光热发电系统的光学容差性有了更高要求。
总之，中国光热发电可利用太阳能资源总量巨大，是我们未来的能源依靠，必须要开发利用。由于DNI、地理条件及气候条件的限制带来的挑战，要求我们在可靠性和成本控制方面要比其它国家做的更好才可立足。
3.我国光热发电发展的政策环境
新能源产业在发展初期由于尚未产生规模化经济、投入相对较高，因此离不开政府的政策扶持。我国有关部门自2014年开始逐步重视光热产业的发展，并陆续出台了一系列政策推动光热产业的正式启动。
2014年以来我国支持光热发电产业相关举措
时间 | 主要内容 |
2014年2月 | 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 |
2014年4月 | 国家发改委、国家能源局、电规总院等部门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 |
2014年6月 | 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。 |
2015年9月 | 国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，拟建设规模约1吉瓦的光热示范电站。 |
2015年12月 | 国家能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，提出到2020年底要实现太阳能热发电总装机容量达到10吉瓦，太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。 |
2016年3月 | 国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。 |
2016年4月 | 国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》，明确提出高效太阳能利用技术创新2020年发展目标之一是掌握50MW级塔式光热电站整体设计及关键部件制造技术。 |
2016年8月 | 国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/kWh（含税），并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。同时鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施。 |
2016年9月 | 国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量1349MW。为避免盲目投资和低水平重复建设，在“十三五”时期，太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理，且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。 |
光热电站前期投资大概是光伏电站的3至4倍。国内目前在建和准备建设的光热项目对外称造价大约在每千瓦3万元-4万元之间，国际上也基本处于这个水平，由于投入成本较高因此只有政府制定一个合理的电价企业才会考虑进行项目投建。
目前国外上网电价一般在0.12-0.18美分，按当前汇率折成人民币约在0.8-1.2元之间。因此此次国家发展改革委核定的太阳能热发电标杆上网示范电价基本符合预期。此外，该通知还提到，2019年以后国家将根据太阳能热发电产业发展状况、发电成本降低情况，逐步降低新建太阳能热发电价格水平。因此我们认为在产业发展起步期较为依赖政府补贴的情况下，2017-2018年我国的光热产业有望像光伏产业一样迎来装机的高潮，并于2020年开始进入规模化发展阶段。
