我国光热发电经济性现状
学习曲线模型是国际主要机构预测成本走势常用的一种方法。目前，国际能源署、美国可再生能源实验室、美国能源信息署、德国Fraunhofer实验室以及我国部分研究机构，均将学习曲线模型用于对可再生能源成本的预测。我们可通过学习曲线模型预测光热电站成本，并进一步分析光热发电平准化发电成本(Levelized Costof Electricity，LCOE)。
造价初始值确定。我国光热装机总规模较小，数量也较少(截至2013年总装机1.4万千瓦，共有6座电站)，而且早期电站主要处于探索阶段(如八达岭光热示范电站总装机0.1万千瓦，总造价1.2亿元，单位千瓦造价12万元)。鉴于此，本文以已建项目造价为基础，并考虑其他因素影响，假定2015年光热发电造价为1.8~2.5万元/千瓦。另外，由于储热工质类型、储热容量以及发电类型等对光热发电造价影响较大，例如部分企业配备了15小时熔盐储热，预计造价达到4万元/千瓦，此类特殊情况不予考虑。
装机容量及其他参数确定。太阳能发展“十二五”规划显示，2015年我国光热发电累计装机达到100万千瓦，2020年达到300万千瓦。根据目前进度，2015年目标难以实现，本文将2015年装机设定为50万千瓦，并作为初始值进行计算。光热发电小时数为2500小时1，贴现率为6.25%，总运维成本借鉴IEA研究成果，取值为20%总造价。
情景设定。我国光热发电刚刚起步，考虑多种因素影响，本文在5%、10%以及15%的学习率的情景下分别预测2020年光热发电造价。
5%学习率情景：截至2013年底，我国光热发电装机仅为1.388万千瓦，2015年需要达到50万千瓦(规划为100万千瓦，本文采用50万千瓦)，建设速度较快，学习曲线效应短期内难以快速发挥，本文暂以5%(0~10%之间)学习率予以替代。
10%学习率情景：借鉴IEA光热路线图研究成果。
15%学习率情景：采用更为激进的情景。计算结果如下表所示。
学习率为5%时，2020年，光热发电造价将降至1.58～2.19万元/千瓦，LCOE将降至0.67~0.93元/千瓦时;学习率为10%时，光热发电造价将降至1.37~1.90万元/千瓦，LCOE将降至0.59~0.81元/千瓦时;学习率为15%时，光热发电造价将降至1.18~1.64万元/千瓦，LCOE将降至0.5～0.7元/千瓦时。
借鉴IEA研究成果，我国光热发电实现10%学习率情景较为乐观。但2020年光热发电相比煤电竞争力仍然较差。努力实现15%学习率情景，需要更加重视发展速度与规划目标，从管理、劳动者素质、加工工艺等多方面努力提升。
积极推进我国光热发电发展
光热发电是我国可再生能源发电的重要组成部分。我国虽然对光热发电给予了多方面支持，包括技术研发、项目示范、电量全额收购等，但未能真正推动光热发电的发展。截至2013年底，我国光热发电装机累计仅为1.388万千瓦，实现2015年100万千瓦装机目标的可能性不大，若其他政策措施未能及时出台或落实，2020年300万千瓦目标也将受到影响。为推动我国光热发电行业健康发展，提出建议如下。
明确发展路线，把握发展节奏。2014年光热发电利好信号出现之后，光热发电相关企业数量逐渐增多，投资机构普遍关注，均对光热发电充满热情，若电价政策能够明朗，预计光热发电有望加快。目前我国光热发电技术运行经验缺乏，技术缺陷暂未充分暴露，目前需要充分吸取光伏与风电发展经验教训，未雨绸缪，尽快明确发展路线，制定合理目标，不断积累经验，促进光热产业健康发展。
建立公平、公正的比较机制。成本高是光热发电发展缓慢的主要原因之一。与光伏、风电等可再生能源相比，光热发电的储热优势未在成本比较中体现;与煤电相比，排污成本、温室气体排放成本以及资源稀缺成本等未在成本中体现。可见未能在同一平台上进行比较，是光热发电“成本高”的主要原因之一。建议完善电价核算机制，准确制定辅助服务电价，挖掘光热发电辅助服务潜力，发挥光热与光伏、风电等互补发展模式优势。
通过多项措施进一步降低光热发电成本。通过计算，在15%学习率的情景下，2020年光热发电仍然难以与煤电相竞争。降低光热发电造价，需要制定合理的规划目标与年度发展规模，不断提升劳动者素质，进一步提升学习率;以示范电站为依托，推动并不断完善技术标准制定，加快技术创新;成立战略联盟，凝聚合力，加快相关技术国产化进程，进一步降低成本;在探索过程中，注重经验积累，寻求技术可靠、成本低廉的发展路径。
完善促进光热发电发展的政策措施。我国光热发电处于试验阶段，企业面临各种风险，前期投资可能难以收回。鉴于此，建议完善保障机制，相关部门为企业承担部分投资风险;继续加大科研基金供给，提高企业以及相关科研机构创新性以及技术研发的积极性;尽快出台税收优惠、投资补贴以及合理的电价政策。
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