应用技术。它是一个将太阳能转化为热能，再将热能转化为电能的过程。利用聚光镜等聚热器采集的太阳热能，将传热介质加热到几百度的高温，传热介质经过换热器后产生高温蒸汽，从而带动汽轮机产生电能。此处的传热介质多为导热油与熔盐。通常我们将整个的光热发电系统分成四部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统。
集热系统：集热系统包括聚光装置、接收器、跟踪机构等部件。如果说集热系统是整个光热发电的核心，那么聚光装置就是集热系统的核心。聚光装置即为聚光镜或者定日镜等。其反射率、焦点偏差等均能影响发电效率。目前国内生产的聚光镜，效率能够达到94%，与国外生产的聚光镜效率相差不大。集热系统采集太阳能，将太阳能转化为热能。
热传输系统：热传输系统主要是传输集热系统收集起来的热能。利用传热介质将热能输送给蓄热系统。传热介质多为导热油和熔盐。理论上，熔盐比导热油温度高，发电效率大，也更安全。热传输系统一般有预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器等组成。热传输系统的基础要求是：传热管道损耗小、输送传热介质的泵功率小、热量传输的成本低。在热传输过程中，传热管道越短，热损耗就越小。
蓄热与热交换系统：个人觉得，光热发电技术在蓄热与热交换系统中充足表现了对比光伏发电技术的优势。即将太阳热能储存起来。可以在夜间发电，也能够准确的通过当地的用电负荷，适应电网调度发电。蓄热装置常由真空绝热或以绝热材料包覆的蓄热器构成。蓄热系统中对储热介质的要求为：储能密度大，来源丰富且价格低，稳定性很高，无腐蚀性，安全性好，传热面积大，热交换器导热性能好，储热介质具备比较好的黏性。目前我国正在研究蓄热的各种新技术新材料，更有专家提出用陶瓷等价格低的固体蓄热，以达到降低发电成本的效果。
发电系统：用于太阳能热发电系统的发电机有汽轮机、燃气轮机、低沸点工质汽轮机、斯特林发电机等。这些发电装置，可根据汽轮机入口热能的温度等级及热量、蒸汽压力等情况做选择。对于大型光热发电系统，由于其温度等级与火力发电系统基本相同，可选用常规的汽轮机；工作时候的温度在800℃以上时，可选用燃气轮机；对于小功率或者低温的太阳能发电系统，则可选用低沸点工质汽轮机或斯特林发动机。目前使用的汽轮机，空冷居多。虽然光热技术的发电系统类似于火力发电系统，但是还是有一定的区别，这样就要要求汽轮机具有频繁启停、快速启动、低负荷运行、高效性等特点。
太阳能热发电，通常叫做聚光式太阳能发电，通过聚集太阳辐射获得热能，将热能转化成高温蒸汽，蒸汽驱动汽轮机发电。采用太阳能热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大幅度降低太阳能发电成本。而且，这种形式的太阳能利用还有一个别的形式的太阳能转换所不能够比拟的优势，即太阳能所加热的水可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍能够带动汽轮机发电。当前太阳能热发电按照太阳能采集方式主要可划分为槽式发电、塔式发电和菲涅尔式发电等。
粗略统计，截至2016年2月，在全球建成和在建的太阳能光热发电站中，槽式电站数量最多，约占建成和在建光热电站总数的80%，塔式电站占比超过11%，菲涅尔式电站最少，占比不足9%。
由于塔式光热发电系统综合效率高，更适合于大规模、大容量商业化应用，在规划建设的光热电站项目中，塔式所占的比例已经超出了槽式技术。综合判断，未来塔式光热发电技术可能是光热发电的主要技术流派。
Andasol太阳能光热发电站位于西班牙阳光资源丰富的Andalusia的Guadix附近，是欧洲第一个商业运行的太阳能槽式导热油电站，由三个50MW装机的项目组成。Andasol1号电站开建于2006年7月，2009年3月实现并网投运；Andasol2号电站开建于2007年2月，2009年中期建成；3号电站则开建于2008年8月，2011年9月建成投运。Andasol1&2号电站的开发商为ACSCobra（75%）和太阳千年（25%），太阳千年破产后转为ACSCobra全资持有。3号电站的开发商为Ferrostaal/SolarMillennium/RWE/RheinE./SWM五家德国公司组成的联合体。
Andasol槽式电站的经典意义在于，其是全球首个配置了大规模熔盐储热系统的商业化光热电站，通过增加7.5小时的储热系统，电站的年发电小时数大幅度提升，容量因子达到了38.8%。此后西班牙很多槽式电站的储热容量设置都和Andasol一样为7.5小时。
Gemasolar太阳能光热发电站位于西班牙塞维利亚附近的FueneAndalucía，是TorresolEnergy旗下的标志性发电站，装机容量达19.9MW，于2011年5月开始试运行。
Gemasolar采用创新的熔盐传热技术，储热系统可在没有阳光的情况下持续发电15小时，帮助避免供电波动，电站能够在一年中的多个月份实现24小时不间断发电，即使是在黑夜或日照不足的冬季。作为全世界首个将塔式系统和熔盐传热储热介质结合的商业化光热电站，Gemasolar的运行成为熔盐型塔式光热发电技术发展的重要里程碑。
Solana太阳能光热发电站位于美国亚利桑那州凤凰城西南70英里的GilaBend附近，于2010年底开始建设，2013年完工，是当时世界上最大的槽式电站，也是美国第一个带熔盐储热的太阳能光热发电站。
电站由西班牙AbengoaSolar公司建设，装机总容量280MW，年发电量高达9.44亿kWh，可满足7万个家庭的用电需求。电站总投资额高达20亿美元，美国能源部贷款担保提供14.5亿美元融资支持。亚利桑那州最大的电力公司APS为该项目的PPA签约方，签约电价为14美分/kWh，承购期为30年，30年内的总售电收入可达40亿美元。
Ivanpah太阳能光热发电站位于美国加利福尼亚的Mojave沙漠，洛杉矶西南64千米处，项目由BrightSource能源公司开发，2014年2月投产，总规划容量为392MW，由三座装机分别为133MW、133MW和126MW的塔式电站构成，占当时美国总投运光热电站装机容量的30%左右，也是全球目前规模最大装机的光热电站。
项目总计投资达22亿美元，获得美国能源部16亿美元的贷款担保。科技巨头Google投资1.68亿美元，NRG太阳能公司投资3亿美元。这也使其成为历史上投资额度最大的光热发电项目。Ivanpah光热电站与太平洋燃气和电力公司（PGE）以及南加州爱迪生电力公司（SCE）签订了PPA购电协议，1号电站装机126MW，2号和3号电站各装机133MW.1号电站和3号电站所发电能由PGE收购，2号电站所发电能由SCE收购。
CrescentDunes太阳能光热发电站位于美国内华达州的托诺帕，装机容量110MW，是全球第一个大规模采用熔盐塔式光热发电技术的电站。电站由SolarReserve公司负责开发运营，2015年投运，能够完全满足7.5万个家庭的用电需求。
该项目的投运证明塔式熔盐技术在100MW级大型电站上应用的可靠性，是熔盐型塔式光热发电技术发展中跨越性的一步。
Noor系列太阳能光热发电站位于摩洛哥南部地区，是摩洛哥首个大型商业化光热发电项目，光热发电总装机容量高达510MW。装机160MW的一期工程Noor1槽式电站已于2016年2月正式投运，而后续项目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）电站正在建设中，整体投运后产生的电能将足够满足100万个摩洛哥家庭的用电需求。上述三个光热电站均配置了熔盐储热系统，其中Noor1项目储热时长为3小时，Noor2项目储热时长为7小时，Noor3项目储热时长为8小时，能够完全满足太阳落山之后的电力需求。
目前，常规可再次生产的能源水电、光伏发电、风力发电等发电技术都存在季节性、间歇性、稳定性的问题。光热发电与储热系统或火力发电结合，可实现连续稳定发电，具有可调节性，易于并网，并且全生命周期内环境影响较小。光热无需无功补偿、电能质量高。故近十年来光热发电发展步伐迅速，尤其以太阳能资源丰富的美国、西班牙两国，无论在技术上还是商业化进程，都在全球位列前茅。可再次生产的能源政策网络发布了全球可再次生产的能源2014年现状报告，对光热发电发展现在的状况进行了研究与分析。报告数据显示截止2013年底，全球光热发电实现已投产装机容量与2012年相比新增近90万千瓦，增幅达36%，光热发电已投产装机总容量超过340万千瓦。十年间光热发电的投产装机容量增长了近10倍。从2008年底到2013年底的5年间，全球光热发电装机容量年均增速保持在50%左右。
光热发电政策最重要的包含上网电价、可再次生产的能源配额制、净计量电价、财政税收支持政策以及绿色电力价格等，其中上网电价与配额制应用最为普遍。上网电价机制（FIT），即政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再次生产的能源发电量。上网电价形式通常包括固定电价和浮动电价。西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业高质量发展的国家。PPA即购电协议，该协议定义了电力公司（一般为公共事业单位）以何种价格和规则收购可再次生产的能源发电量。作为全世界光热电站装机总容量第二的美国，大部分光热电站采取与电网公司签订长期购电协议（PPA）。美国建设最早顶级规模的槽式光热电站SEGS电站就是与当地电网公司签订为期30年的长期购电协议，上网电价13～14美分/千瓦时。而全球装机容量最大的电站——39.2万千瓦的美国Ivanpah光热电站与太平洋燃气和电力公司（PG&E）以及南加州爱迪生电力公司（SCE）签订了为期25年的PPA购电协议，1号12.6万千瓦电站和3号13.3万千瓦电站所发电能由PG&E收购，2号13.3万千瓦电站所发电能由SCE收购。
2013年度光热发电满足全国电力总需求的1.8%。2014年前4个月，西班牙光热发电满足了该国1.6%的电力需求，5月份，西班牙光热发电更是满足了该国电力需求的3.7%。西班牙2013年光热发电新增装机35.0万千瓦，增速18%，至2013年底已投产总装机容量达到230万千瓦，高居全球第一。西班牙更是投建全球首个实现连续24小时持续发电的Gemasolar光热电站，配置高达15小时储热系统。这是光伏发电不能够比拟的。
西班牙在光热发电政策方面主要是通过FIT补贴机制，主要分两种电价方式，可二选一：
（1）固定电价：前25年内0.27欧元/千瓦时，25年后0.22欧元/千瓦时（皇家法案661/2007号）。
（2）可调电价：普通电价+额外补贴（最高不超过0.3673欧元/千瓦时，最低不低于0.2712欧元/千瓦时（皇家法案661/2007号）。
（3）皇家法案661/2009号又对上述政策进行了修订，固定电价：前25年内0.28欧元/千瓦时，25年后0.23欧元/千瓦时；可调电价：普通电价+额外补贴（最高不超过0.36欧元/千瓦时，最低不低于0.26欧元/千瓦时）。
（4）2012年取消对新建光热电站的电价补贴，对原有电站的辅助燃气发电部分也取消了电价补贴，同时要求征7%能源税。
西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业高质量发展的国家，2002年规定的光热发电上网电价补贴为0.12欧元/千瓦时，2007年其又将该额度上调至约0.27欧元/千瓦时。得益于该FIT补贴政策的实施，光热发电项目开发在西班牙成为可显著盈利的可再次生产的能源项目，电站的融资和部署得以快速实现，短期内西班牙光热发电装机容量获得跳跃式大幅度增长，总装机容量长期占据全球第一。然而近几年西班牙的发展已明显心有余而力不足，一些早前宣布将要建设的光热电站被迫中止。这其中就包括了装机容量5万千瓦的Andasol4光热电站，Bogaris的两个5万千瓦电站，还有4个大约20万千瓦的光热电站项目。原因主要在于因FIT补贴政策造成的国家财政支付危机，迫使西班牙政府2012年取消了对新建光热电站的电价补贴，对原有电站的辅助燃气发电部分也取消了电价补贴，同时加征7%能源税。
较高的固定FIT补贴机制的缺陷在于难以促进光热发电技术的长期发展和成本的持续下跌，因为如果现存技术水平已能保障项目显著收益率的情况下，开发商对推动技术革新就不积极。所以西班牙FIT补贴机制未能很好地引导产业向更低电价成本的方向发展，2012年底西班牙政府迫于财政危机终止了FIT政策机制。最近西班牙政府宣布或将采取新的补贴机制，并将对此前FIT政策的实施进行追溯性替代，具体是设定光热发电项目回报率大约在7.4%，比政府原先提议的7.5%略低一些。但该政策尚未最终确定。
美国是最早建设太阳能热发电站的国家，早在20世纪80年代初，Luz公司就开发了槽式太阳能热发电系统的核心部件，并进行了测试。随后在1983年到1991年的8年间，Luz公司在美国加利福尼亚州Mojave沙漠相继建成了9座槽式太阳能热发电电站SEGSI～SEGSIX，总装机容量达35.38万千瓦，并入加州爱迪生电网运营至今，充分证明了光热发电无论是商业化还是技术上都是可行的。随着全球装机容量最大的光热电站Ivanpah电站正式投运，截至2014年3月底，美国已投产光热发电总装机容量达到143.5万千瓦，居全球第二。美国可再次生产的能源咨询公司BernardChabot日前发布一份最新关于加州可再次生产的能源的分析报告，报告数据显示2014年5月份光热发电满足了加州电力需求的0.6%。
美国在光热发电政策方面比较特殊，不采用项目招标方式来开发光热电站项目，也不像西班牙那样有明确的统一的上网电价激励政策，而是通过对光热电站的融资推行贷款担保制度、联邦投资税收抵免（ITC）及可再次生产的能源配额制政策。如美国联邦能源投资税收抵免政策对太阳能电站建设成本给予最高30%的税收优惠，并使这一计划的有效期持续8年，到2016年年底到期。
到目前为止，美国能源部的贷款担保计划共支持了5个光热发电项目，总计获支持额度为58.35亿美元，总支持装机容量达128.2万千瓦。Solana槽式电站与Ivanpah塔式电站就分别得到美国能源部14.46亿美元和16亿美元的贷款担保。这些贷款担保计划为后续大规模意义重大的光热发电项目树立成功的融资案例。贷款担保计划既可降低投资风险，使项目得以完成，又可加快新兴技术尽快进入商业化进程。但是想要得到贷款担保支持很难，只有少量具有重大意义的才能获得贷款担保支持。同时贷款担保计划也存在无法追回债务的风险，2011年光伏创新企业Solyndra的破产导致美国能源部5亿多美元债务无法追回，因此导致可再次生产的能源项目的贷款担保支持计划当年被迫中止。30%投资税收抵免的ITC政策也即将于2016年到期，这都将给如火如荼的的美国光热发电产业的发展带来不确定性因素。
和国外相比，虽然缺乏有效的激励政策，中国的光热发电市场尚未启动、投资前景不甚明朗，然而在国家发展新兴战略性产业的框架下，随着可再次生产的能源配额制的实施，几大发电集团及数个非公有制企业已开始布局，数个数十兆瓦级的商业化光热发电项目在西北、西南地区相继确立。目前国内已基本可生产太阳能热发电的主要装备，一些部件具备了商业化生产条件，太阳能热发电产业链初步形成。国家发改委、国家能源局和国家科技部持续关注和支持太阳能热发电项目。2006年科技部颁布实施的《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）》、2007年国家发展与改革委员会颁布的《可再次生产的能源中长期发展规划》和2011年国家能源局颁布的《国家能源科技“十二五”规划》中均把太阳能热发电明确列为重点和优先发展趋势。但是国内光热发电的商业化进程还显得滞后。目前国内已建成投产的总装机量只有区区十几兆瓦，加上在建的也未达到10万千瓦，远远未达到《太阳能热发电“十二五”规划》要求的100万千瓦。究其原因，大致可归于：①电价政策迟迟未能出台，投资收益无保障，无法实质深入推动；②各大央企欲在光热发电市场爆发之前抢先圈占资源；③项目实施面临的技术等各方面的困难远大于规划之初的设想，难以按预期推进。
在光热发电政策方面，应认真反思美国、西班牙及印度等光热发电政策教训，西班牙FIT电价政策和美国的能源投资税收抵免、贷款担保等政策应有效结合起来，同时避免印度那样设置过低的上限电价导致的无序竞争，这样可更大程度上有利于促进发展光热发电产业。因此不要只选择其中一种方式，FIT和贷款担保都是推进光热发电发展的不错手段。贷款担保可以很好地促进项目前期快速启动，FIT可以在投产后保障该项目收益率。但是FIT应该设置在合理的标准之上，需要仔细考虑行业远期发展目标，符合市场预期并引导其向更好的方向发展。贷款担保政策则需要谨慎评估项目的风险性，避免类似美国能源部无法追回债务的风险。
自从上世纪80年代全球第一座光热电站美国SEGS电站投产开始，光热发电发展至今已有30多年，技术依然有较大创新优化空间，LCOE（每度电成本）也有大幅度的下降幅度。光热发电作为一种政策导向型产业，应基于中国真实的情况，制定发展光热发电本土化政策，对中国光热发电产业的长期有序发展无疑具有决定性作用。
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