该研究报告指出，自美国能源部2012年发布“SunShot愿景研究”以来，全球太阳能热发电装机已增长了三倍，达到4500MW，美国境内投入运行的装机容量也增长了三倍，达到1650MW。美国太阳能热发电市场容量的增长主要受到州政府及联邦政府的政策支持驱动。可再生能源配额制(RPSs)加上 30%的联邦投资税收抵免(ITC)以及联邦贷款担保等政策，为太阳能热发电项目的开发商提供了在美国西南部建设太阳能热发电站的机会。
图1为槽式和塔式系统均化电力成本(LCOE)的下降情况以及2020年SunShot目标，其中显示了太阳能热发电系统成本呈下降走势，这为实现美国能源部SunShot计划设定的成本目标：2020年降至6美分/kWh奠定了基础。将“SunShot愿景研究”中预测的投资成本和当前的发展现状比较发现，2015年塔式电站的成本下降符合预期，主要受益于定日镜成本的下降。
图1 自SunShot愿景研究报告发布以来的槽式和塔式系统成本下降情况(SVS=SunShot愿景研究(能源部2012)，OTPSS=在通往SunShot的路途中)
尽管槽式和塔式成本已经降低，但太阳能热发电技术的接受度和市场部署仍收到光伏成本不断降低的带来的负面影响。然而，如果考虑到太阳能热发电技术由于储热系统所具有的灵活性特点，这种负面影响其实可以被弱化。美国国家可再生能源实验室(NREL)最近对带有储热系统的太阳能热发电站和光伏系统在加州不同的可再生能源发电比例下的运行+容量产生的联合效益进行了比较研究。分析发现，一旦加州的光伏渗透率达到15%，其容量可信度不足10%;但另一方面，带有储热的太阳能热发电系统对电网具有相当高的可靠性，其容量可信度可通过电站在100小时最高净负荷期间提供的所需电力的能力进行预估。储热系统容量和太阳倍数影响太阳能热发电站的可靠能量输出。表1是不同配置太阳能热发电系统的容量可信度情况。配置少于6小时储热系统的太阳能热发电站，其容量可信度较低。
表1 不同配置太阳能热发电系统的容量可信度情况(TES=储热系统)
和光伏易变的发电出力相比，在40%的可再生能源配额下，太阳能热发电系统增加的价值高达6美分/kWh，如图2所示。
图2 在33%和40%可再生能源配额下，带储热的太阳能热发电系统和光伏系统的总价值，包括运行和容量价值(SM=solar multiple太阳倍数，6hrs储热6小时)
该研究和其他类似分析显示，当评估可再生能源技术组合时，必须要考虑带储热系统的太阳能热发电站所具有的高并网价值，而不只是考虑均化电力成本(LCOE)。一个更全面的方法——净系统成本评估，包括不同技术的成本和电网范围的系统效益的比较。一种资源的净系统成本代表增加一个新的传统的或可再生能源发电技术的年度成本(例如，带储热系统的太阳能热发电站、光伏、燃气轮机，联合循环电厂)和因取代其他资源且提供类似能量水平和系统可靠性所避免的成本之间的差异。相对于提供1500MW可靠容量的常规天然气燃气轮机和联合循环电站，代表调峰、中间和基础负荷配置的三种太阳能热发电系统净系统成本情况如图3所示。其中可以看出，对于当前低的天然气价格和碳排放成本，倾向于将太阳能热发电站作为调峰配置。然而，在天然气价格和碳排放成本都高的情境下，这种决定变得不那么清晰。在这种情况下，每一种太阳能热发电系统配置和传统的选择相比都有很大优势，容量因子为中级到高级的系统将成为优先选择。容量因子是实际年发电量和满负荷条件下一年内输出电量之比。
图3 低天然气价格和碳排放成本情景(上图)和高天然气价格和碳排放成本情景(下图)(SunShot太阳能热发电配置净成本对比，红色柱状图上的线段表示以SunShot为参数±10%浮动)
净系统成本是相似的，见图4。每一种技术选择都提供同样的可靠容量。图4显示，在目前的技术成本下，可考虑的最便宜的选择是太阳能光伏+燃气轮机，而这并不奇怪，因为带储热的太阳能热发电技术和电网级电池都是相对不成熟的技术。当考虑未来的成本时，相信这些结果会发生变化。
图4 当前和未来太阳能热发电、带电池光伏系统和带燃气轮机光伏系统的年化净成本情景(太阳能热发电调峰、中等负荷，基础符合配置和图3所示相同)
