国内外太阳能发电发展状况
世界光电发展
20世纪70年代发生全球能源危机后，全世界把目光投向了可再生能源特别是太阳能，希望可再生能源能够改变能源结构和解决日益恶化的大气污染问题。20世纪90年代以来，光伏发电进入快速发展期，其中德国已连续9年保持世界光伏发电第一大国的位置，2014年光伏发电装机3820万千瓦左右、占全国装机的21.5%，光伏发电量328亿千瓦时、占全国发电量的6.3%。光热发电经过了20世纪70年代研发兴起、80年代首批开发建设后，长期处于停滞阶段，直到2007年后才开始逐渐复苏。全球光热发电主要分布在南欧、北非、中东、南非、南亚、中国、澳洲、北美与南美。根据我国光热发电商务网（CSPPLAZA）统计数据，2014年底全球光热发电装机达到453.4万千瓦，其中西班牙236.2万千瓦、美国172万千瓦。回顾总结国外光电发展历程，可以归纳出四个经验：
长期目标引导。欧盟、美国等发达国家或经济体都将光电作为可再生能源重要领域，制定了2020年乃至更长远的发展目标。根据欧盟及成员国颁布的可再生能源行动计划，到2020年，欧盟光电总装机将超过9000万千瓦，其中德国光伏发电总装机将达到5100万千瓦，西班牙光热发电将达到1000万千瓦。
法律政策保障。德国、西班牙、美国等均制定了专门法律支持可再生能源发展。欧盟各国普遍通过优惠上网电价政策支持光电等可再生能源发电的发展，美国通过税收减免和初投资补贴等政策支持光电发展。优惠上网电价政策明确了补贴年限，降低了投资光电等可再生能源发电的风险，激发了投资商的热情；同时补贴总额控制以及灵活的上网电价下调率调节机制，有效地抑制了补贴带来的过热投资，促进光电等可再生能源电力有序发展，并激励上游企业不断降低成本，最终实现“可比价上网”。
电网公司主导。德国、西班牙、意大利等国，电网公司负责项目的审批、测试和购售电，检测和验收系统的电能质量和安全性，电网接口和计量装置的认定等。同时为了保证电网公司不因光伏发电的接入而受到损失，政府规定电网公司为接纳光伏电量所做必要改造的费用在全国电网分摊，无需电网公司自身承担。
开发模式合理。欧洲并网光伏发电采用了分散开发、就地供电模式。以德国为例，2011年底并网光伏发电容量为2468万千瓦，超过我国三峡水电站装机，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。用电户可以投资并网光伏发电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。如此开发模式，既实现了光伏电量的充分利用，又节省了远距离输送所需大量投资并减少大量输电损耗。同时因电源分散，故接入系统电压等级很低，出力不稳定的光伏发电电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。
国内光电发展
国内光伏发电在2009年以前是缓慢前行，并网光伏发电从2008年零装机发展到2009年的2.5万千瓦、发电量290万千瓦时。2009年，国家相继启动“太阳能光电建筑应用示范项目”和“金太阳示范工程”，特别是国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（以下简称国发[2013]24号）、国务院相关主管部门据此亦相继出台了促进光伏发电管理办法或激励政策以来，光伏发电步入了快速发展期。国家发展改革委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（以下简称发改价格[2013]1638号），将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。其中，Ⅰ类资源区光伏电站标杆上网电价0.90元/千瓦时（含税），Ⅱ类资源区为0.95元/千瓦时，Ⅲ类资源区为1.0元/千瓦时；对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税），对自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。根据中电联电力行业统计数据，并网光电装机从2010年底的25.6万千瓦、发电量1.2亿千瓦时快速增加到2014年底的2486.2万千瓦、发电量235.1亿千瓦时。
国内光热发电发展远滞后于国外，对光热发电领域的研究起步较晚，许多相关技术大都在研发和实验阶段，少数光热发电示范性项目也刚刚起步。近年来随着我国光电产业政策加快出台，光热发电在光电乃至发电结构中的战略地位日益提升，产业化进程加快推进。近期国内还推广荒漠化热发电站与常规火电厂联合运行示范工程，既可高效利用太阳能热系统提供低温、中低压的水蒸气，又可提高发电系统综合效率。根据CSPPLAZA统计数据，2014年底我国投运及在建光热电站超过20项，总装机1.8万千瓦左右，除青海德令哈塔式电站装机1万千瓦外，其他均为小型实验或示范项目。国内大型发电集团也相继进入光热发电产业，主要在青海、甘肃、宁夏和内蒙古等西部省份开展规划前期工作。据相关统计资料，2014年底待建或正在进行前期工作或规划的大型商业化光热发电项目数量有35个、装机近300万千瓦。
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