光伏发电在基础电力供应上便宜多少？
对于仅需白天供电的简单场景，光伏发电的成本显著低于光热发电。2023年巴基斯坦一项技术经济分析比较了多个地点的100兆瓦光伏与光热电站，结果显示光伏的平准化度电成本（LCOE）因选址不同在每千瓦时5.95至7.36美分之间[4]。相比之下，最优情况下的光热电站（采用抛物面槽式设计）的LCOE为每千瓦时10.8美分——比最便宜的光伏方案高出约80%[4]。这意味着，每花费1美元购买光伏电力，若想从光热发电获得同等电量，则需支出近2美元。
在条件较不理想的地区，这一差距更为显著。以巴基斯坦奎达的一处地点为例，光热发电的平准化度电成本为12美分/千瓦时，而同一地点的光伏发电仅为6.02美分/千瓦时——溢价高达99%[4]。这些数据来自一项充分考虑当地气候、地理及融资成本的研究，因此可作为太阳能资源丰富地区的现实基准。
光热发电何时真正具备成本优势？
CSP的主要优势在于能够以低成本将能量以热能形式储存，并在日落后按需供电。2022年一项关于光热-光伏混合电站的研究发现，在需要全天候供电的情况下，配备储热系统的CSP比“光伏+电池”方案更具成本优势。分析表明，高度集成的混合电站（利用多余光伏电力加热熔盐储热）相比单纯将独立光伏与CSP电站并置，在提供同等灵活可调度电力的同时，可实现20%的成本优势[5]。这意味着对于必须保证全天候供电的电网运营商而言，基于CSP的混合电站比单纯依赖光伏更具经济性。
2024年另一项关于新型“CSP+”混合系统的研究——该系统利用分束器将合适波长的光分别传输至光伏电池和热接收器——发现了更为显著的成本节约。在同时产生电力和热能的场景下，其平准化电力成本相比基准值降低了高达70%，热能成本也下降了40%[1]。不过，这一设计尚属前沿，尚未商业化，因此实际应用中的成本可能有所不同。
限制光热发电广泛竞争的实际瓶颈是什么？
尽管光热发电（CSP）在储能方面具有优势，但仍面临若干障碍，使其难以在广泛规模上低于光伏（PV）的成本。首先，CSP电站更为复杂且资本密集。2024年一项针对紧凑型光伏-光热混合系统的技术经济评估发现，当采用现实中的太阳能电池技术（而非理想化的理论电池）时，混合系统相较于独立CSP的性能优势显著缩小[2]。该研究指出，实际电池效率远未达到理论极限，这限制了混合系统在何种条件下能优于单独CSP的范围[2]。
其次，聚光太阳能发电（CSP）需要直射阳光（直接法向辐照度），因此不适用于多云或雾霾地区。2021年卢旺达的一项研究指出，光伏微电网因其较低的净现值成本，在农村离网地区更具成本效益，并推荐光伏作为实现电气化的快速、经济路径[3]。在如此分散且资源匮乏的环境中，CSP根本无法与之竞争。
最后，光热发电（CSP）的经济可行性对融资成本高度敏感。2024年CSP+研究发现，加权平均资本成本是决定经济绩效的最关键单一因素[1]。在利率较高的国家，与前期成本更低、部署速度更快的光伏发电相比，光热发电项目的吸引力进一步下降。
本文引用的文献
光伏集成在聚光太阳能发电厂中的环境与经济影响
一种新型的CSP+混合系统（通过分光器将光伏与CSP集成）相比基准系统，可将平准化电力成本降低高达70%，热成本降低40%，但其经济表现对资本成本高度敏感。
从理想走向现实的紧凑型光伏-光热混合系统：一项技术经济评估
当使用实际（非理想化）太阳能电池时，紧凑型光伏-光热混合系统相较于独立光热系统在理论成本上的优势大幅减弱，从而限制了其竞争力。
聚光太阳能发电与光伏系统：推动卢旺达全民可持续能源（Se4all）的新路径
在卢旺达的农村离网电气化中，光伏微电网因其较低的净现值成本而远比光热发电更具成本效益，因此光伏是推荐采用的技术。
聚光太阳能发电与太阳能光伏技术的潜力评估及经济分析
在巴基斯坦，100兆瓦光伏电站的平准化度电成本为5.95–7.36美分/千瓦时，而槽式光热电站的平准化度电成本为10.8–12美分/千瓦时——光伏成本约低40–50%。
集成式CSP-PV混合发电厂分析
高度集成的光热-光伏混合电站（利用多余光伏电力加热熔盐储热）相较于单纯共址建设的光伏与光热电站，实现了20%的成本优势，同时保持了可调度电力供应。