 集光型太陽熱発電（CSP） - 市場シェア分析、業界動向・統計、成長予測（2026年～2031年）Concentrated Solar Power (CSP) - Market Share Analysis, Industry Trends & Statistics, Growth Forecasts (2026 - 2031) 集光型太陽熱発電（CSP）市場の分析 Mordor Intelligenceによると、集光型太陽熱発電市場の規模（設置容量ベース）は、2025年の7.29ギガワット、2026年の8.15ギガワットから、2031年までに16.25ギガワットへと... もっと見る
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サマリー集光型太陽熱発電（CSP）市場の分析Mordor Intelligenceによると、集光型太陽熱発電市場の規模（設置容量ベース）は、2025年の7.29ギガワット、2026年の8.15ギガワットから、2031年までに16.25ギガワットへと拡大すると予測されており、 2026年から2031年にかけて年平均成長率（CAGR）14.80％を記録すると見込まれています。 本レポートは、技術別（パラボリックトラフ、リニアフレネル、パワータワー、ディッシュ／スターリング）、熱媒体別（溶融塩、合成油、直接蒸気／水、その他の流体）、 出力範囲（50 MW未満、50～150 MW、150 MW以上）、および地域（欧州、アジア太平洋、中東・アフリカ、その他）ごとに分類されている。市場規模および予測は、出力（GW）単位で提示されている。 世界の集光型太陽熱発電（CSP）市場の動向と分析蓄電機能を備えたCSPのLCOEの低下溶融塩貯蔵を組み合わせたCSPの均等化発電原価曲線は、2010年から2024年の間に70％低下し、世界平均で1kWhあたり0.092米ドルに達した一方、中国のプロジェクトでは2024年末時点で1kWhあたり0.069米ドルとなった。 標準化されたヘリオスタットの設計、中国や湾岸諸国での現地生産、そして入札による競争が、この低下を支えており、CSP市場の経済的基盤をさらに強固なものにしている。 ドバイの950 MW規模の「モハメド・ビン・ラシード・アル・マクトゥーム第4フェーズ」は、2023年にkWhあたり0.073米ドルという過去最低の売電価格を確保し、炭素排出規制が厳しい市場においてガスタービン発電に対する競争力を実証した。15時間の蓄電能力により、電力事業者は大規模な蓄電池の調達を先送りすることができる。 資本市場では、収益の変動性が低下したことを加重平均資本コスト（WACC）モデルに反映し始めており、最近の資金調達において必要な自己資本利益率（ROE）が最大150ベーシスポイント低下している。開発業者は現在、2030年まで年間5％から7％の設備投資（CAPEX）減少を想定してプロジェクトの財務計画を行っており、これが補助金の少ない地域におけるパイプラインの拡大を加速させている。 長時間の調整可能な再生可能エネルギーに対する電力系統の需要世界中の送電事業者は、太陽光発電の普及が進むにつれて、正味負荷の急変幅が拡大していると報告している。2024年春のカリフォルニア州における「ダックカーブ」では、3時間で13 GWの急変が見られ、予備電力が逼迫した。 リチウムイオン電池は4時間の放電には優れているが、8時間を超えると経済性が低下するため、そのギャップを溶融塩型CSPが、より低いライフサイクルコストで埋めている。CSPタービンは10分以内に起動可能であり、サイクル寿命の劣化を招くことなく、慣性および周波数応答を提供できる。 現在、スペイン、南アフリカ、チリでは、容量クレジットの枠組みにおいて、CSPには定格出力の最大85％が割り当てられているのに対し、太陽光発電と蓄電池のハイブリッドシステムには30％～50％しか割り当てられていない。 電力系統が24時間365日の再生可能エネルギーポートフォリオを目標とする中、計画担当者は資源適正性調達において、長時間の蓄電に関する最低割当基準をますます組み込んでおり、これが集光型太陽熱発電（CSP）市場を直接的に後押ししている。 PVと蓄電池のコスト低下が、CSPの入札価格を下回っている2024年、太陽光発電モジュールの価格は前年比でさらに12％下落した一方、リチウムイオン電池パックの価格は2010年比で89％安くなり、日射量の多い市場では、4時間稼働のハイブリッドシステムが1kWhあたり0.055米ドル前後で入札を勝ち取ることが可能となった。 オーストラリアの2024～2025年度の入札では集中型太陽熱発電（CSP）は1件も採択されず、米国でも2020年以降、新たなCSPプロジェクトは発表されていない。これは、資金提供者が、より迅速に実現可能で実績のある太陽光発電プロジェクトを好むためである。 RFP（提案依頼書）で8時間以上の放電が明示的に要求されない限り、あるいは炭素排出上限がCSPに有利に働かない限り、入札競争力の高まりにより、短期的には集光型太陽熱発電（CSP）の市場シェアは引き続き低下し続けるだろう。 詳細レポートで分析されているその他の推進要因および阻害要因には、以下のものが含まれます：
推進要因および抑制要因の完全な一覧については、目次をご確認ください。 セグメント分析2025年の集光型太陽熱発電（CSP）市場において、パラボリックトラフ方式の市場規模は4.86 GWに達し、総発電容量の66.7%を占めたが、パワータワー方式は年平均成長率（CAGR）16.8%で拡大しており、2031年までに7.3 GWに達する見込みである。 パワータワー型は565 °Cに達し、15時間の蓄電機能を統合しており、2023年のドバイ第4フェーズで100 MWの受注を確保した。 タワー型は15％～20％のコストプレミアムを伴うものの、スペインの2025年の入札では、トラフ型に対する70％に対し、タワー型には85％の容量クレジットが割り当てられ、新規受注のバランスを変化させている。 リニア・フレネル方式とディッシュ・スターリング方式は依然としてニッチな存在であり、2025年の導入実績の合計は3％未満にとどまるが、フレネルアレイは、土地の制約や低温での利用ニーズが経済性を左右するプロセス熱プロジェクトにおいて、支持を集めつつある。 ヘリオスタットの自動化が進み、超臨界CO₂サイクルが2030年までにタービン効率50％を目標としていることから、設備投資（Capex）の学習曲線はタワー型に有利に働いている。 タービンやプラント付属設備を再利用するハイブリッド型改修は引き続き低コスト傾向にあり、リパワリングの設備投資を最大40％削減している。技術の選択は、光学設計よりも発電稼働時間や蓄電システムとの統合に重きが置かれるようになっており、この変化により、集中型太陽熱発電（CSP）市場は今後10年間、多様性を保ちつつもタワー型が主流となる見通しだ。 報告書の対象範囲（全範囲）：
地理分析ヨーロッパ retained 2.34 GW of capacity in 2025, equal to 32.1% of the global base, yet growth is muted as auctions favor PV-battery hybrids. スペイン’s Solgest-1, a 110 MW direct-steam trough, is the only new ヨーロッパan CSP under construction, slated for 2026 commissioning. Policy uncertainty and ample offshore wind resources in Northern ヨーロッパ limit further uptake, constraining expansion opportunities in the concentrated solar power market. The 中東・アフリカ posted the fastest expansion at 22.5% CAGR. サウジアラビア’s 2.6 GW pipeline, the UAE’s operating 950 MW complex, and エジプト’s 600 MW tender underpin that momentum. Morocco’s Noor complex proves CSP viability in North Africa, spurring feasibility studies in Tunisia and Algeria, while a 200 MW expansion at Noor was evaluated in 2024. Auction rules bundle sovereign guarantees, de-risking foreign debt, and helping the Concentrated Solar Power market grow rapidly in the region. アジア太平洋地域 growth is 中国-centric. Operating 838 MW in 2024, 中国 has 3.3 GW under construction and targets 15 GW by 2030, backed by provincial feed-in premiums for ≥10-hour storage. インド’s CSP ambitions stalled after only 225 MW out of the original 500 MW Jawaharlal Nehru Mission quota reached completion, and オーストラリア’s Aurora project remains unfunded. 北米’s 1.7 GW legacy fleet has seen no new projects since 2014, reflecting investor preference for credit-enhanced photovoltaic storage. 南アメリカ hosts only Chile’s 110 MW Cerro Dominador, with subsequent CSP proposals sidelined by domestic lithium-battery manufacturing policy, highlighting regional disparities within the concentrated solar power market. 本レポートで取り上げている企業のリスト：
その他の特典：
目次1 はじめに1.1 本調査の前提条件および市場の定義 1.2 本調査の範囲 2 調査方法 3 エグゼクティブ・サマリー 4 市場概況 4.1 市場の概要 4.2 市場の推進要因 4.2.1 蓄電機能を備えたCSPのLCOEの低下 4.2.2 長時間の調整可能な再生可能エネルギーに対する電力系統の需要 4.2.3 建設を加速させる中東・北アフリカ（MENA）および中国の政策オークション 4.2.4 工業用プロセス熱とグリーン水素の連携 4.2.5 水資源が逼迫している地域におけるCSPと海水淡水化のハイブリッドシステム 4.2.6 ハイパースケールデータセンターからの24時間365日のクリーン熱需要 4.3 市場の制約要因 4.3.1 太陽光発電（PV）＋蓄電池のコスト低下によるCSP入札価格の圧迫 4.3.2 初期設備投資（CAPEX）の高さとプロジェクトファイナンスの限られた供給 4.3.3 ハイテック塩のサプライチェーンにおける価格変動 4.3.4 砂漠のプロジェクトサイトにおける冷却水の不足 4.4 サプライチェーン分析 4.5 規制環境 4.6 技術的展望 4.7 ポーターの5つの力 4.7.1 供給者の交渉力 4.7.2 購入者の交渉力 4.7.3 新規参入の脅威 4.7.4 代替品の脅威 4.7.5 競合他社間の競争 5 市場規模および成長予測 5.1 技術別 5.1.1 パラボリックトラフ 5.1.2 リニアフレネル 5.1.3 パワータワー 5.1.4 ディッシュ／スターリング 5.2 熱媒体別 5.2.1 溶融塩 5.2.2 合成油 5.2.3 直接蒸気／水 5.2.4 その他の熱媒体（CO₂、ナノ流体） 5.3 出力範囲別 5.3.1 50 MW未満 5.3.2 50～150 MW 5.3.3 150 MW以上 5.4 地域別 5.4.1 北米 5.4.1.1 米国 5.4.1.2 カナダ 5.4.1.3 メキシコ 5.4.2 ヨーロッパ 5.4.2.1 イギリス 5.4.2.2 ドイツ 5.4.2.3 フランス 5.4.2.4 スペイン 5.4.2.5 北欧諸国 5.4.2.6 ロシア 5.4.2.7 その他のヨーロッパ諸国 5.4.3 アジア太平洋地域 5.4.3.1 中国 5.4.3.2 インド 5.4.3.3 日本 5.4.3.4 韓国 5.4.3.5 マレーシア 5.4.3.6 タイ 5.4.3.7 インドネシア 5.4.3.8 ベトナム 5.4.3.9 オーストラリア 5.4.3.10 アジア太平洋のその他の地域 5.4.4 南米 5.4.4.1 ブラジル 5.4.4.2 アルゼンチン 5.4.4.3 コロンビア 5.4.4.4 南米その他の地域 5.4.5 中東およびアフリカ 5.4.5.1 アラブ首長国連邦 5.4.5.2 サウジアラビア 5.4.5.3 南アフリカ 5.4.5.4 エジプト 5.4.5.5 中東・アフリカのその他地域 6 競合環境 6.1 市場集中度 6.2 戦略的動き（M&A、提携、PPA） 6.3 市場シェア分析（主要企業の市場順位／シェア） 6.4 企業概要（グローバルレベルの概要、市場レベルの概要、中核セグメント、入手可能な財務情報、戦略情報、製品・サービス、および最近の動向を含む） 6.4.1 ACWA Power 6.4.2 Abengoa Solar / Atlantica 6.4.3 BrightSource Energy 6.4.4 SENER 6.4.5 Nextera Energy 6.4.6 ENGIE 6.4.7 Acciona Energía 6.4.8 Shouhang High-Tech 6.4.9 Aalborg CSP 6.4.10 TSK Flagsol 6.4.11 コブラ・エネルギア 6.4.12 ベクテル 6.4.13 千代田化工建設 6.4.14 SRエナジー 6.4.15 ソーラーリザーブ 6.4.16 SEPCO III 6.4.17 DEWA（ドバイ電力・水道公社） 6.4.18 EDF Renewables 6.4.19 中国電力国際開発 6.4.20 マスダール 7 市場機会と将来展望 7.1 未開拓分野および未充足ニーズの評価
SummaryConcentrated Solar Power (CSP) Market AnalysisAccording to Mordor Intelligence, the concentrated solar power market size in terms of installed base is projected to expand from 7.29 gigawatt in 2025 and 8.15 gigawatt in 2026 to 16.25 gigawatt by 2031, registering a CAGR of 14.80% between 2026 to 2031. This report is Segmented by Technology (Parabolic Trough, Linear Fresnel, Power Tower, and Dish/Stirling), Heat Transfer Fluid (Molten Salt, Synthetic Oil, Direct Steam/Water, and Other Fluids), Capacity Range (Below 50 MW, 50-150 MW, and Above 150 MW), and Geography (Europe, Asia-Pacific, Middle East and Africa, and More). The Market Sizes and Forecasts are Provided in Terms of Capacity (GW). Global Concentrated Solar Power (CSP) Market Trends and InsightsDeclining LCOE for CSP With StorageLevelized-cost curves for CSP combined with molten-salt storage fell 70% between 2010 and 2024, hitting USD 0.092 per kWh worldwide, while Chinese projects landed at USD 0.069 per kWh in late 2024. Standardized heliostat designs, local manufacturing in China and Gulf states, and auction-driven competition underpin that drop, creating a stronger economic foundation for the csp market. Dubai’s 950 MW Mohammed bin Rashid Al Maktoum Phase 4 locked a record USD 0.073 per kWh tariff in 2023, proving competitiveness against gas turbines in carbon-constrained markets. Fifteen-hour storage lets utilities defer large battery procurements. Capital markets have started to factor the lower revenue volatility into weighted-average cost of capital models, reducing required equity returns by up to 150 basis points in recent financings. Developers are now underwriting projects assuming a 5% to 7% annual capex decline through 2030, which accelerates pipeline growth in subsidy-light jurisdictions. Grid Need for Long-Duration Dispatchable RenewablesGlobal transmission operators report deepening net-load ramps as solar penetration rises. California’s spring 2024 "duck curve" saw a 13 GW three-hour ramp, straining reserves. Lithium-ion batteries excel at four-hour discharge but become uneconomic beyond eight hours, leaving a gap that molten-salt CSP supplies at a lower lifetime cost. CSP turbines can start in under ten minutes, offering inertia and frequency response without cycle-life degradation. Capacity-credit frameworks now assign CSP up to 85% of nameplate rating in Spain, South Africa, and Chile, compared with 30%-50% for photovoltaic-battery hybrids. As grids target 24/7 renewable portfolios, planners are increasingly embedding minimum long-duration storage quotas in resource-adequacy procurements, directly boosting the Concentrated Solar Power market. PV + Battery Cost Declines Undercutting CSP BidsPhotovoltaic modules fell another 12% year-on-year in 2024, while lithium-ion packs are 89% cheaper than in 2010, letting four-hour hybrids clear auctions near USD 0.055 per kWh in high-irradiance markets. Australia’s 2024-2025 tenders awarded no CSP, and the United States has not announced new CSP since 2020, as financiers prefer faster, proven photovoltaic projects. Unless RFPs explicitly demand eight-hour-plus discharge or carbon caps favor CSP, bid competitiveness will keep eroding near-term Concentrated Solar Power market share. Other drivers and restraints analyzed in the detailed report include:
For complete list of drivers and restraints, kindly check the Table Of Contents. Segment AnalysisThe Concentrated Solar Power market size for parabolic trough systems stood at 4.86 GW in 2025, equal to 66.7% of total capacity, yet power towers are expanding at a 16.8% CAGR en route to 7.3 GW by 2031. Power towers reach 565 °C, integrate 15-hour storage, and secured 100 MW at Dubai Phase 4 in 2023. Although towers carry a 15%-20% cost premium, Spain’s 2025 auctions awarded them 85% capacity credits against 70% for troughs, tilting new orders. Linear Fresnel and dish-Stirling remain niche, collectively under 3% of 2025 installations, but Fresnel arrays find traction in process-heat projects where land constraints and lower temperature needs dominate economics. Capex learning rates favor towers as heliostat automation improves and supercritical CO₂ cycles target 50% turbine efficiency by 2030. Troughs continue in hybrid retrofits that reuse turbines and balance-of-plant gear, cutting repower capex by up to 40%. Technology choice now hinges less on optical design and more on dispatch duration and storage integration, a shift that will keep the Concentrated Solar Power market diversified yet tower-weighted through the decade. Complete Report Scope:
Geography AnalysisEurope retained 2.34 GW of capacity in 2025, equal to 32.1% of the global base, yet growth is muted as auctions favor PV-battery hybrids. Spain’s Solgest-1, a 110 MW direct-steam trough, is the only new European CSP under construction, slated for 2026 commissioning. Policy uncertainty and ample offshore wind resources in Northern Europe limit further uptake, constraining expansion opportunities in the concentrated solar power market. The Middle East and Africa posted the fastest expansion at 22.5% CAGR. Saudi Arabia’s 2.6 GW pipeline, the UAE’s operating 950 MW complex, and Egypt’s 600 MW tender underpin that momentum. Morocco’s Noor complex proves CSP viability in North Africa, spurring feasibility studies in Tunisia and Algeria, while a 200 MW expansion at Noor was evaluated in 2024. Auction rules bundle sovereign guarantees, de-risking foreign debt, and helping the Concentrated Solar Power market grow rapidly in the region. Asia-Pacific growth is China-centric. Operating 838 MW in 2024, China has 3.3 GW under construction and targets 15 GW by 2030, backed by provincial feed-in premiums for ≥10-hour storage. India’s CSP ambitions stalled after only 225 MW out of the original 500 MW Jawaharlal Nehru Mission quota reached completion, and Australia’s Aurora project remains unfunded. North America’s 1.7 GW legacy fleet has seen no new projects since 2014, reflecting investor preference for credit-enhanced photovoltaic storage. South America hosts only Chile’s 110 MW Cerro Dominador, with subsequent CSP proposals sidelined by domestic lithium-battery manufacturing policy, highlighting regional disparities within the concentrated solar power market. List of Companies Covered in this Report:
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Table of Contents1 Introduction
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