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   作為唯一一種可調節的可再生能源發電技術，光熱發電技術一直被認為具有巨大的發展潛力，但其高居不下的發電成本卻讓不少投資者望而卻步，并極大程度地限制了該項技術的大范圍部署。
   大規模化一直被認為是有效降低光熱電站成本的途徑之一，然而，西班牙光熱發電協會（Protermosolar）主席、歐洲太陽能熱發電協會（ESTELA）前主席Luis Crespo最近卻提出了相反觀點。他表示，相較于通過技術創新來實現成本下降，通過縮小建設規模來讓光熱發電技術變得“更容易做”或許是推進該技術快速發展的更有效途徑。
   盡管具有儲熱功能的光熱發電項目比獨立的光伏項目具有更高的運營價值，但是“一味等待電力市場為其付出更多的代價是徒勞的”。配置儲能的塔式光熱發電項目與光伏或風電項目之間的成本差距已經變得很大。 Crespo在其近期發布的研究報告中指出，兩項“小的調整”或可提高光熱發電技術在全球可再生能源市場中的份額。一是電站開發和運營應盡可能地實現在電價高峰時段售電。其次，塔式光熱電站的設計應從大型轉向更小、更模塊化的理念。
   電站并非越大越好
   塔式電站是當下最主流的光熱電站技術之一。目前許多塔式電站的裝機規模都很大，以實現規模經濟效益。例如，位于美國加利福尼亞州的Ivanpah光熱電站的2號和3號機組單機裝機量均高達133MW。
   Crespo及其研究伙伴Francisco Ramos認為，由于電站吸熱器和鏡場之間的距離太遠，以至于反射光在到達目標位置之前就開始消散，電站的整體效率會因此受到影響。為了克服這個問題，項目開發者應該建立多個較小的鏡場，每個鏡場都配有中央吸熱塔。單個“塔”的標準功率應在30-50MW，并“共享”一個功率達500MW的電力島。
   Crespo表示，這種模塊化的“多塔”設計可以將電站效率提高25％。Crespo還強調了盡可能在電價高峰時段發電的好處，這將允許在同等發電收益下使光熱電站的規模變得更小。一些電站已經朝這個趨勢發展。例如，南非裝機100MW的Ilanga 1光熱電站于去年11月投運，按照購電協議，下午5點至晚上10點，該電站的電價溢價率將高達207%。
   光熱發電前路漫漫
   最新分析數據顯示，新的配儲能的塔式光熱電站的無補貼平準化能源成本為126-156/MWh，較公用事業規模的太陽能光伏或風能項目的成本要高出很多。得益于中國等光熱新型市場的崛起，光熱發電的成本在2018年已經有了大幅下降。
   國際可再生能源署（IRENA）發布的名為Renewable Power Generation Costs in 2018的報告中指出，2018年全球光熱發電加權平均LCOE為0.185美元/kWh，較2017年下降26%，較2010年下降了46%。
   技術的創新也在進行時。以美國為例，近日美國能源部（DOE）宣布13個項目獲得共計約3000萬美元的資金支持，用以研究包括可顯著降低制造成本的新材料和技術，以及新的能源存儲技術，并開發可使太陽島實現全自動化運作的解決方案。旨在確保光熱發電可在任何時間或季節提供電力，并實現DOE制定的在2030年前光熱電站（儲熱時長≥12小時）發電成本降至5美分/kWh的目標。Crespo對此表示，技術的創新值得肯定，但這種創新至少在十年左右的時間內不會變現。取而代之的是，行業現在的重點應該放在對現有技術的優化升級上。他表示，“若光熱發電成本可以降至60美元/MWh，那么其將具備十分可觀的市場競爭力，我相信光熱發電的成本還可以降得更低，但我們必須開始做出調整。”

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