目前，市场随着光伏发电成本和蓄电池价格的化竞不断下降，为保持光热发电技术的争促竞争力
，光热开发商们开始日益注重电站的进光价降性能改善、标准化以及通过大规模部署以降低发电成本。电项低行
　　
　　市场化竞争促进光热发电项目投标电价降低
　　
　　在大部分国家可更新能源不断发展的目投当下，风电和光伏装机量不断上涨，标电为确保电网保持平衡，业资必然需要增加额外的市场可调配电力或者配置蓄电池等储能系统以清理间断性可更新能源的短板 。是化竞选择可配置高性价比储热系统的光热电站作为基础负载进行调峰，还是争促选择光伏或风电等间歇性能源配置蓄电池进行储能，较终可能将由它们各自的进光价降经济性决定。因此 ，电项低行光热开发商必须全力以赴降低发电成本，目投这样才能与天然气发电、标电光伏以及蓄电池系统进行抗衡
。
　　
　　据全部可更新能源机构（IRENA）预测，至2025年 ，槽式光热发电技术的平准化发电成本（LCOE）将下降37％至$90/MWh，塔式光热发电技术的成本将下降43％至$80/MWh；而光伏发电成本将下降至$60/MWh 
，下降幅度为59％；陆上风电成本将下降至$50/MWh，下降幅度为26％，后两者的发电成本将继续保持在光热发电之下 。
　　
　　在太阳辐照资源较好的地方，配备几小时储能系统的光伏发电技术目前被视为较有经济效益的太阳能解决方案 ，而光热电站则可以配置更长时间的储热系统而使发电成本进一步降低 ，这也是光热发电技术的一个关键优势
。
　　
　　ACWA业务发展执行董事AndreaLovato表示：“带四小时锂离子储能电池的光伏系统目前的发电成本约为10美分/kWh，而储能型光热发电系统的发电成本则为14美分/kWh 。同时，蓄电池价格下降速度很快，这对光热发电技术而言，其在储能方面的优势将受到影响 。所以，储能型光热发电的成本亟需大幅下降
。”
　　
　　沙特阿美石油公司可更新能源部门总经理TimPolega在迪拜举行的2016年MENASol大会上介绍说
：“据我们公司预测，若给光伏系统配备7小时的电池储能系统，其成本将低于储热型光热发电系统之下。尽管较新预测显示，新型光热电站的投入资金成本将会不断下降，但到2026年之前 ，一旦光伏系统的电池储能时长达到15个小时，其成本还将低于新型光热电站的发电成本。”
　　
　　沙特阿美石油公司还预测，在未来十年，储热时长达6小时的光热电站的投入资金成本将呈直线下降趋势——从2016年的$5.32/W，到2021年的$4.28/W，甚至可低至$3.80/W左右
。
　　
　　大部分国家光热电站的现有装机容量约为5GW，据沙特阿美石油公司的预测，到2021年之前，将有望再新增4GW装机 ，在2022——2026年之间 ，装机量将再增8GW。
　　
　　技术顾问公司Atarenewables的战略和业务拓展部门总监BelenGallego则表示：“尽管目前的电网调配需求为光热打开了一扇窗 ，但是光伏系统的成本下降幅度使之保持了优先地位。因此 
，我们必须要努力使光热发电成本的下降速度赶超光伏蓄电储能的发展速度 。”
　　
　　市场化竞争是光热成本下降的重要推手
　　
　　竞争性招标促进了光热发电项目投标电价的降低 ，Abengoa于2014年以$115/MWh的价格投标智利装机110MW的Atacama1光热-光伏混合电站，这也是迄今为止大部分国家较低的光热报价 。
　　
　　2015年
，针对装机100MW的Redstone光热电站的开发，SolarReserve和ACWA电力牵头的联合体与南非相关部门签署协议
，该项目配有12小时的储热系统
，投标电价为$124/MWh 。
　　
　　较近一段时间
，中东地区的光热发电行业发展日趋活跃 ，对光热发电成本的进一步下降产生了积较影响 。今年6月 ，迪拜水电局（DEWA）主要开发的装机800MW的DEWAIII光伏太阳能公园项目的较终采购电价确定为$29.9/MWh，这是有史以来较低的光伏中标价格 。迪拜水电局也表示 ，在今年晚些时候为装机规模为200MW的光热发电项目招标时，期望收到$80/MWh左右的报价。
　　
　　“其实，影响光热项目电价的两大首要因素就是项目的巨额投入资金费用以及建设电站所耗费的时间。”ACWA电力公司的总裁兼重要地位执行官PaddyPadmanathan表示，“时间是至关重要的，因为三到四年的建设周期，就意味着我们要分期偿还建设过程中所产生的利息 ，这无疑增加了发电成本 。而要寻求发电成本的有效降低，实现电站设计环节的简化和标准化将是很好的出路。”
　　
　　“当光热电站的总装机量（包括在建项目）少于10GW时，光热发电技术还是以外来引入为主，不言而喻，我们需要的是更多参与者进入这个行业，从而创造更具张力的竞争氛围，这样才能促进更多的创新。”Paddy补充道。
　　
　　Gallego则表示：“光热电站太阳岛的成本尤其需要大幅度下降，同时还需要提高系统运行温度来提高电站的整体发电效率。事实上，现在相关机构已针对传热介质展开了大量研究，致力于寻找到能够承受更大温差的介质
，而我们希望看到的是这些研究成果能够尽早实现商业化。”
　　
　　中东北非光热热潮正推动成本快速下降
　　
　　据SolarReserve在中东及北非地区的发展总监PhilipHale介绍：“目前，一些大型光热发电项目正在中东和北非地区（MENA）有序推进，我们在阿联酋 、中东和摩洛哥境内都在规划和开发一些大型光热电站，规模化效益的显现将对降低光热发电成本非常有利。”
　　
　　此前 ，由Masdar牵头
，包括西班牙企业FotowatioRenewableVentures和Gransolar集团在内的联合体在参与阿联酋项目的投标中报出了上文提到的史上较低光伏电价，这一方面证实了阿联酋相关部门正在履行大力支持可更新能源发展的承诺
，也反映了该地区可更新能源发电成本不断下降的趋势 。
　　
　　据悉，Masdar联合体的投标价格比装机规模为200MW的DEWAII光伏项目2014年5.85美分/kWh的中标价格降低了49％ 。
　　
　　“阿联酋政治稳定、通胀水平较低且具备强大的信用评级体系，对我们而言  ，这是一个稳定且有吸引力的投入资金市场，”Hale表示，“再加上宽松的税收和关税政策 ，阿联酋大型可更新能源项目很容易得到资金机构和贷款方提供的长期低息贷款
，这些都为上述项目的开发商投标时报出较低的价格创造了条件。”
　　
　　然而
，中东北非地区不同国家可更新能源的发展情况却不可同日而语。像阿联酋和摩洛哥等国家已经能够成功引入贷款，并稳步推进本国可更新能源的发展，而诸如埃及和约旦等国家则被视为多难之邦，投入资金风险相对较高
，吸引投入资金的难度也非常大。不过，目前全部上一些知名的资金机构 ，如美国相关部门下属的海外私人投入资金公司（OPIC）和全部资金公司（IFC）等正在积较帮助这些新兴市场 。
　　
　　Hale认为，要想推动中东北非地区的可更新能源发电成本进一步下降，关键在于推动当地的相关产业链不断完善并实现本土化，同时还要不断提高当地劳动力的有经验技能 。
　　
　　在摩洛哥，由ACWA电力牵头的联合体已明确表示，将通过多重协同作用控制好瓦尔扎扎特太阳能综合发电站中的装机200MW的NoorII光热电站和装机150MW的NoorIII光热电站的建设和运营成本。
　　
　　此前，ACWA联合体于2015年签署的NoorII和NoorIII电力购买协议（PPA）的价格分别为$157/MWh和$163/MWh，这与ACWA电力主要的联合体在2012年签订的装机160MW的NoorI项目$189/MWh的PPA相比
，分别下降了15.6％和12.2％
。
　　
　　ACWA电力表示 ，将通过采取NoorII和NoorIII两个电站之间基础设施、建设和物流的共享及主要部件的批量订购来削减项目的整体投入资金，项目投运后多个项目还可共用一部分运营维护人员 ，从而进一步降低投入资金成本并提效率高率。