在全球能源危机、环境污染和气候变暖的大背景下，太阳能光热发电和光伏发电作为太阳能利用的主要方式，其发展前景备受业界关注，由此也引发了两者孰优孰劣的争论。
一、太阳能光伏和光热发电原理及其优缺点比较
（一）光伏发电
光伏发电是利用光生伏特效应，吸收入射的太阳光，产生电子-空穴对，在半导体p-n结内建电场的作用下，电子、空穴分别向正负两个电极运动，以此形成电流。它由组件阵列、逆变器、控制器等组成。根据所使用的电池组件类型不同，又可分为晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。
光伏发电的主要特点在于可作为分布式电源，安装在负荷中心，无需远距离输送，就地发电就地使用。同时，可模块化安装，规模大小随意，可安装于屋顶和墙面，不占地，光伏出力与白天用电高峰相重合，既可享受峰值电价也可为电网削峰。
（二）光热发电
光热发电是利用发射镜等聚光系统将太阳能聚集起来，加热某种工质，然后经过换热交换器产生高温高压的过热蒸汽，驱动汽轮机并带动发电机发电。它由聚光子系统、集热子系统、发电子系统、蓄热子系统和换热子系统五部分组成。根据聚光子系统的不同，太阳能热发电又分为槽式发电、塔式发电、碟式发电等。
光热发电的特点是，先将太阳能转化为热能再进行发电，一定程度上可以平抑日照波动，对电网相对友好，同时热能可以有效储存且具有一定的经济性，热源可与火电等热电厂互补，提高发电小时数和调峰，并提供可供调度的电力。
（三）优缺点比较
光热发电投资成本远高于光伏电站。目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦，光热约为22000元/千瓦，美国的光伏电站则为2400-3000美元/千瓦，光热约为5100-6200美元/千瓦，光热造价基本上是光伏的2-3倍。此外，光热电站对规模的敏感度较高，只有在规模足够大的前提下，才能有效实现经济效益。同时，其整体投资门槛较高，百兆瓦电站投资需要近5亿美元。正是由于光热电站的投资大、风险高，即使达到平价上网水平，与光伏电站相比，其投资者还是非常少，这在客观上也会相应延缓其成本下降。光热电站对建设条件要求较高，光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射（DNI）较好的地方，沙漠地区是最好的选择，但这些地方往往较为偏远，电力需求较弱，需要为其建设输电通道将电力送出，这不仅会增加成本，并且也只能享受发电侧电价。同时，由于光热电站属于跟踪系统，对当地气候条件要求也比较高。光伏电站则可同时利用直射光和散射光，安装区域选择较大，比如可安装在负荷中心、屋顶或工业厂房上，享受用户侧电价。因此，相对于光热电站，它以发电侧电价出售会更具竞争力。
光热电站需要大量的土地和水，对环保的要求也较高。根据美国现在光热电站的建设情况，每MW大概需要40-50亩土地，几乎是光伏电站的两倍，并且要求土地十分平坦。在用水方面，虽然光伏和光热都需要水对组件或镜面清洗，但光热电站还需要额外的水用于冷却，耗水量约为2.9-3.2升/kwh，几乎是天然气发电的4倍。虽然现在也在开发干法冷却技术，比如，用空气冷却可以解决水的问题，但一方面是技术尚未成熟，另一方面可能降低发电量，并增加大约3%-8%的发电成本。此外，由于光热电站占用空间较大，会对当地的野生动物、生物多样性等造成影响，也容易引发环保争端。
二、太阳能光伏和光热电站发展现状
（一）光伏装机规模和发展速度远高于光热
在光伏电站方面，截至2014年底，全球光伏累计装机量约为178.4GW，几乎是光热电站的42倍，近十年市场平均增速在40%以上。光伏电站在全球呈现出多元化发展态势，欧盟累计装机量约为88GW，占比49.3%；我国约为28GW，占比15.7%；日本和美国占比分别为12.7%和10.3%。上百个国家都在不同程度地使用太阳能光伏发电，产业发展呈现全面开花态势。
在光热电站方面，截至2014年底，全球光热电站总装机约为4.1GW，主要集中于西班牙和美国，分别占据全球总装机量的51%和40%。值得关注的是，西班牙近2.1GW的装机量主要集中于2007年西班牙出台上网电价后，而美国则是自上世纪80年代安装了9个共计400MW的光热电站后，一直处于停滞状态，直到2007年才陆续建设6个共计1217MW的光热电站。目前我国光热电站装机量仅为10MW。
（二）光伏发电经济性比光热更优
在光伏电站方面，光伏装机成本呈明显下降趋势。目前，我国大型光伏电站的投资成本在8-9元/瓦左右。就运营成本而言，美国光伏电站年运营成本约为17-26美元/千瓦，我国大约为24元/千瓦。就度电成本而言，根据国际可再生能源署的数据，美国光伏发电成本目前约为0.08美元/kWh。我国光伏发电系统投资成本降至8元/瓦以下，度电成本降至0.6-0.9元/kWh。
在光热电站方面，根据美国劳伦兹实验室对2013-2014年建设的6个光热电站统计数据，2013年建设的装机规模为250MW且带有6小时储能装置的槽式光热电站装机成本为6.67美元/瓦，2014年建设的两个不带储能的250MW槽式光热电站装机成本分别为5.1美元/瓦和6.16美元/瓦，2014年建设的370MW塔式发电装机成本为6.01美元/瓦。我国光热电站较少，根据黄河上游水电公司开展前期工作的塔式发电可研报告看，装机成本约为22元/瓦。度电成本方面，美国近期建设的太阳能热发电度电成本约为0.19美元/千瓦时。2015年11月，在我国1000MW太阳能光热发电示范招标项目中，投标的109个业主报价也大多在1.18-1.24元/千瓦时区间。
根据美国SunShot计划，到2020年，光热和光伏的造价将分别降至3.6美元/瓦和1美元/瓦，光伏依然对光热发电保持有优势。
（三）光伏技术比光热更为成熟
在光伏发电方面，晶体硅、薄膜和聚光电池等三种电池技术已经成功实现商业化，生产成本近十年降幅达到90%，电池转换率也以每年0.5个百分点的速度提升。在这三种电池中，晶体硅电池技术最为成熟，产业化配套最为完善，市场参与者也最多，并且其可靠性已经通过多年验证，发电成本也降至较低水平，未来仍将是市场主流。薄膜电池如CIGS、CdTe虽然发展潜力较大，但受制于其原材料特性（如毒性或稀缺性等）和市场参与者逐年减少，未来的重点将集中在一些细分市场。聚光电池受制于气候环境，导致双轴跟踪的运营成本较高，特别是在晶体硅电池转换效率逐年提升、成本逐年下降的情况下，其在主流市场就更难与晶体硅竞争。总体而言，随着分布式发电的发展，光伏市场门槛将会更低，市场参与者也会更多，能够更加有效地促进光伏技术在更大范围内的创新和应用。
在光热发电方面，槽式系统在目前商业化中技术最为成熟，国外已建成的光热电站主要是槽式发电，但由于槽式系统的抗风性能差，美国已经商业运营的光热电站主要建立在加州沙漠地区，风沙很小，而我国阳光富足的地方往往多风、大风，要想开展电站建设，就必须加强槽式系统的抗风性，成本必然会有所增加。带有储能装置的槽式发电由于其HTF最高温度限制了其发电效率的提升，度电成本几乎没有下降空间，而塔式和碟式则由于技术尚未成熟，也遭遇较高的融资门槛。此外，由于光热发电投资较大、风险高，致使市场参与者较少，这也将极大地限制光热技术的发展。
三、太阳能光伏和光热电站发展前景
（一）从未来发展看，两者都有较大的发展潜力，但近中期光伏电站发展规模会更大
在2030年以前，由于光伏装机成本和度电成本均低于光热发电，且光伏出力与白天用电高峰和峰值电价曲线相吻合，在光伏渗透率较低情况下，光伏装机规模将远大于光热。在2030年后，光伏装机由于渗透率高，且基本能满足白天的用电需求，发展速度会放缓；光热则会充分利用其储热优势，能满足日落后的用电高峰，从而得到较快发展。根据美国Sunshot计划，到2030年，美国太阳能累计装机将达到330GW。其中，光伏装机为302GW，光热装机为28GW，光伏是光热的11倍。到2050年，光热装机将达到83GW，光伏则为632GW，光伏下降是光热的8倍。
（二）从发展方式看，两者是协同互补关系，而非替代关系
光热和光伏发电都面临火电等传统能源的竞争，承载着代替化石能源的使命，只有光伏和光热更好地协同互补，才能完成这项任务，满足用电需求。同时，由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区，需要远距离输送，但风电、光伏等利用小时数低，单独远距离传输经济性差，为提高输送电网的利用率，不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后，则完全可以通过储热方式替代火电，解决电网利用率低问题，同时也可解决可再生能源发电不稳定的问题。
（三）从应用领域看，光伏和光热应用领域各有侧重，主战场并不重合
光伏发电优势在于分布式。在负荷中心建设方面，结合储能等产业发展，可实现就地发电就地使用。同时，光伏也可作为移动电源，充分满足消费市场需求，这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化，适合在条件适宜地区建设大型光热电站，然后远距离输送。在这些地区，也可适当发展大型光伏电站，将光伏光热打捆送出，实现可再生能源最大限度的消纳。
（来源：赛迪智库）
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