在全球能源危機、環境污染和氣候變暖的大背景下，太陽能光熱發電和光伏發電作為太陽能利用的主要方式，其發展前景備受業界關注，由此也引發了兩者孰優孰劣的爭論。
一、太陽能光伏和光熱發電原理及其優缺點比較
（一）光伏發電
光伏發電是利用光生伏特效應，吸收入射的太陽光，產生電子-空穴對，在半導體p-n結內建電場的作用下，電子、空穴分別向正負兩個電極運動，以此形成電流。它由組件陣列、逆變器、控制器等組成。根據所使用的電池組件類型不同，又可分為晶硅電池、薄膜電池、聚光電池等。
光伏發電的主要特點在于可作為分布式電源，安裝在負荷中心，無需遠距離輸送，就地發電就地使用。同時，可模塊化安裝，規模大小隨意，可安裝于屋頂和墻面，不占地，光伏出力與白天用電高峰相重合，既可享受峰值電價也可為電網削峰。
（二）光熱發電
光熱發電是利用發射鏡等聚光系統將太陽能聚集起來，加熱某種工質，然后經過換熱交換器產生高溫高壓的過熱蒸汽，驅動汽輪機并帶動發電機發電。它由聚光子系統、集熱子系統、發電子系統、蓄熱子系統和換熱子系統五部分組成。根據聚光子系統的不同，太陽能熱發電又分為槽式發電、塔式發電、碟式發電等。
光熱發電的特點是，先將太陽能轉化為熱能再進行發電，一定程度上可以平抑日照波動，對電網相對友好，同時熱能可以有效儲存且具有一定的經濟性，熱源可與火電等熱電廠互補，提高發電小時數和調峰，并提供可供調度的電力。
（三）優缺點比較
光熱發電投資成本遠高于光伏電站。目前我國建設的大型光伏電站單位造價約為8000元/千瓦，光熱約為22000元/千瓦，美國的光伏電站則為2400-3000美元/千瓦，光熱約為5100-6200美元/千瓦，光熱造價基本上是光伏的2-3倍。此外，光熱電站對規模的敏感度較高，只有在規模足夠大的前提下，才能有效實現經濟效益。同時，其整體投資門檻較高，百兆瓦電站投資需要近5億美元。正是由于光熱電站的投資大、風險高，即使達到平價上網水平，與光伏電站相比，其投資者還是非常少，這在客觀上也會相應延緩其成本下降。光熱電站對建設條件要求較高，光伏的安裝彈性則相對較大。太陽能熱發電主要安裝在太陽能直接輻射（DNI）較好的地方，沙漠地區是最好的選擇，但這些地方往往較為偏遠，電力需求較弱，需要為其建設輸電通道將電力送出，這不僅會增加成本，并且也只能享受發電側電價。同時，由于光熱電站屬于跟蹤系統，對當地氣候條件要求也比較高。光伏電站則可同時利用直射光和散射光，安裝區域選擇較大，比如可安裝在負荷中心、屋頂或工業廠房上，享受用戶側電價。因此，相對于光熱電站，它以發電側電價出售會更具競爭力。
光熱電站需要大量的土地和水，對環保的要求也較高。根據美國現在光熱電站的建設情況，每MW大概需要40-50畝土地，幾乎是光伏電站的兩倍，并且要求土地十分平坦。在用水方面，雖然光伏和光熱都需要水對組件或鏡面清洗，但光熱電站還需要額外的水用于冷卻，耗水量約為2.9-3.2升/kwh，幾乎是天然氣發電的4倍。雖然現在也在開發干法冷卻技術，比如，用空氣冷卻可以解決水的問題，但一方面是技術尚未成熟，另一方面可能降低發電量，并增加大約3%-8%的發電成本。此外，由于光熱電站占用空間較大，會對當地的野生動物、生物多樣性等造成影響，也容易引發環保爭端。
二、太陽能光伏和光熱電站發展現狀
（一）光伏裝機規模和發展速度遠高于光熱
在光伏電站方面，截至2014年底，全球光伏累計裝機量約為178.4GW，幾乎是光熱電站的42倍，近十年市場平均增速在40%以上。光伏電站在全球呈現出多元化發展態勢，歐盟累計裝機量約為88GW，占比49.3%；我國約為28GW，占比15.7%；日本和美國占比分別為12.7%和10.3%。上百個國家都在不同程度地使用太陽能光伏發電，產業發展呈現全面開花態勢。
在光熱電站方面，截至2014年底，全球光熱電站總裝機約為4.1GW，主要集中于西班牙和美國，分別占據全球總裝機量的51%和40%。值得關注的是，西班牙近2.1GW的裝機量主要集中于2007年西班牙出臺上網電價后，而美國則是自上世紀80年代安裝了9個共計400MW的光熱電站后，一直處于停滯狀態，直到2007年才陸續建設6個共計1217MW的光熱電站。目前我國光熱電站裝機量僅為10MW。
（二）光伏發電經濟性比光熱更優
在光伏電站方面，光伏裝機成本呈明顯下降趨勢。目前，我國大型光伏電站的投資成本在8-9元/瓦左右。就運營成本而言，美國光伏電站年運營成本約為17-26美元/千瓦，我國大約為24元/千瓦。就度電成本而言，根據國際可再生能源署的數據，美國光伏發電成本目前約為0.08美元/kWh。我國光伏發電系統投資成本降至8元/瓦以下，度電成本降至0.6-0.9元/kWh。
在光熱電站方面，根據美國勞倫茲實驗室對2013-2014年建設的6個光熱電站統計數據，2013年建設的裝機規模為250MW且帶有6小時儲能裝置的槽式光熱電站裝機成本為6.67美元/瓦，2014年建設的兩個不帶儲能的250MW槽式光熱電站裝機成本分別為5.1美元/瓦和6.16美元/瓦，2014年建設的370MW塔式發電裝機成本為6.01美元/瓦。我國光熱電站較少，根據黃河上游水電公司開展前期工作的塔式發電可研報告看，裝機成本約為22元/瓦。度電成本方面，美國近期建設的太陽能熱發電度電成本約為0.19美元/千瓦時。2015年11月，在我國1000MW太陽能光熱發電示范招標項目中，投標的109個業主報價也大多在1.18-1.24元/千瓦時區間。
根據美國SunShot計劃，到2020年，光熱和光伏的造價將分別降至3.6美元/瓦和1美元/瓦，光伏依然對光熱發電保持有優勢。
（三）光伏技術比光熱更為成熟
在光伏發電方面，晶體硅、薄膜和聚光電池等三種電池技術已經成功實現商業化，生產成本近十年降幅達到90%，電池轉換率也以每年0.5個百分點的速度提升。在這三種電池中，晶體硅電池技術最為成熟，產業化配套最為完善，市場參與者也最多，并且其可靠性已經通過多年驗證，發電成本也降至較低水平，未來仍將是市場主流。薄膜電池如CIGS、CdTe雖然發展潛力較大，但受制于其原材料特性（如毒性或稀缺性等）和市場參與者逐年減少，未來的重點將集中在一些細分市場。聚光電池受制于氣候環境，導致雙軸跟蹤的運營成本較高，特別是在晶體硅電池轉換效率逐年提升、成本逐年下降的情況下，其在主流市場就更難與晶體硅競爭。總體而言，隨著分布式發電的發展，光伏市場門檻將會更低，市場參與者也會更多，能夠更加有效地促進光伏技術在更大范圍內的創新和應用。
在光熱發電方面，槽式系統在目前商業化中技術最為成熟，國外已建成的光熱電站主要是槽式發電，但由于槽式系統的抗風性能差，美國已經商業運營的光熱電站主要建立在加州沙漠地區，風沙很小，而我國陽光富足的地方往往多風、大風，要想開展電站建設，就必須加強槽式系統的抗風性，成本必然會有所增加。帶有儲能裝置的槽式發電由于其HTF最高溫度限制了其發電效率的提升，度電成本幾乎沒有下降空間，而塔式和碟式則由于技術尚未成熟，也遭遇較高的融資門檻。此外，由于光熱發電投資較大、風險高，致使市場參與者較少，這也將極大地限制光熱技術的發展。
三、太陽能光伏和光熱電站發展前景
（一）從未來發展看，兩者都有較大的發展潛力，但近中期光伏電站發展規模會更大
在2030年以前，由于光伏裝機成本和度電成本均低于光熱發電，且光伏出力與白天用電高峰和峰值電價曲線相吻合，在光伏滲透率較低情況下，光伏裝機規模將遠大于光熱。在2030年后，光伏裝機由于滲透率高，且基本能滿足白天的用電需求，發展速度會放緩；光熱則會充分利用其儲熱優勢，能滿足日落后的用電高峰，從而得到較快發展。根據美國Sunshot計劃，到2030年，美國太陽能累計裝機將達到330GW。其中，光伏裝機為302GW，光熱裝機為28GW，光伏是光熱的11倍。到2050年，光熱裝機將達到83GW，光伏則為632GW，光伏下降是光熱的8倍。
（二）從發展方式看，兩者是協同互補關系，而非替代關系
光熱和光伏發電都面臨火電等傳統能源的競爭，承載著代替化石能源的使命，只有光伏和光熱更好地協同互補，才能完成這項任務，滿足用電需求。同時，由于大型風電、光伏和光熱電站等可再生能源主要建設在沙漠、戈壁灘等地區，需要遠距離輸送，但風電、光伏等利用小時數低，單獨遠距離傳輸經濟性差，為提高輸送電網的利用率，不得不通過火電打捆等方式輸送。如果光熱電站成熟之后，則完全可以通過儲熱方式替代火電，解決電網利用率低問題，同時也可解決可再生能源發電不穩定的問題。
（三）從應用領域看，光伏和光熱應用領域各有側重，主戰場并不重合
光伏發電優勢在于分布式。在負荷中心建設方面，結合儲能等產業發展，可實現就地發電就地使用。同時，光伏也可作為移動電源，充分滿足消費市場需求，這是光熱電站難以企及的。光熱發電優勢在于規模化，適合在條件適宜地區建設大型光熱電站，然后遠距離輸送。在這些地區，也可適當發展大型光伏電站，將光伏光熱打捆送出，實現可再生能源最大限度的消納。