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槽式系统是利用抛物柱面槽式反射镜将阳光聚焦到管状的接收器上，并将管内的传热工质加热产生蒸汽，推动常规汽轮机发电；塔式系统是利用众多的定日镜，将太阳热辐射反射到置于高塔顶部的高温集热器(太阳锅炉)上，加热工质产生过热蒸汽，或直接加热集热器中的水产生过热蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电；碟式系统利用曲面聚光反射镜，将入射阳光聚集在焦点处，在焦点处直接放置斯特林发动机发电。这三种太阳能热发电技术都有其自身的特点，优势和缺点，其中一些列在表2-1。
表2-1 三种聚光式太阳能电站的发展状况及其优缺点
| 槽式 | 塔式 | 碟式 | |
| 发展状况 | 中、高温过程热，联网发电运运行（最高的单元容量为80MW），总的装机容量为354 MW。 | 高温过程热，联网运行（最高的单元容量为10MW，另一个10MW的电站正在建设）。 | 独立的小型发电系统构成大型的联网电站（最高的单元容量为25 kW，目前设计的单元容量为10 kW）。 |
| 优点 | 1.具有商业运行的经验（1.2×10 kWh），潜在的运行温度可达500°C(商业化运行的温度已达到400°C)。 2.商业化的年净效率14 %。 3.最低的材料要求。 4.可以模块化或联合运行 可以采用蓄热降低成本。 |
1.从中期来看具有高的转化效率和潜在的运行温度超过1000 °C（56 5°C在10MW的电站中实现）。 2.可高温蓄热。 3.可联合运行。 |
1.非常高的转化效率，峰值效率30 %。 2.可模块化或联合运行。 3.处于实验示范阶段。 |
| 缺点 | 导热油传热工质的使用限制了运行温度只能达到400 °C，只能停留在中温阶段。 | 处于实验示范阶段，商业化的投资和运行成本需要证实。 | 商业化的可行性需要证实。大规模生产的预计成本目标需要证实 |
槽式发电是最早实现商业化的太阳能热发电系统。右图为一个槽式太阳能热发电系统。它采用大面积的槽式抛物面反射镜将太阳光聚焦反射到线形接收器（集热管）上，通过管内热载体将水加热成蒸汽，同时在热转换设备中产生高压、过热蒸汽，然后送入常规的蒸气涡轮发电机内进行发电。槽式抛物面太阳能发电站的功率为10~1000 MW，是目前所有太阳能热发电站中功率最大的。通常接收太阳光的采光板采用模块化布局，许多采光板通过串并联的方式，均匀的分布在南北轴线方向。为了保证发电的稳定性，通常在发电系统中加入化石燃料发电机。当太阳光不稳定的时候，化石燃料发电机补充发电，来保证发电的稳定性和实用性。一些国家已经建立起示范装置，对槽式发电技术进行深入的研究。
西班牙50MW槽式热发电站
1977年发生石油危机以后，对槽式抛物面太阳能集热装置的兴趣被重新激起。在这期间，美国能源部（DOE）和联邦德国研究和技术部都在资助装有槽式抛物面太阳能集热器的加热装置和水泵系统的发展。国际能源机构(IEM)的9个成员国共同参与了一项总功率为500kW示范试验，该示范试验项目于1981年投入运营；Acurex公司的10000m系统也于1977年至1982 年在美国的一台示范装置上装机使用。 1991年加利福尼亚的槽式抛物面太阳能热利用发电站的运营成功，促进了南欧和其他拥有丰富太阳辐射的发展中国家太阳能热利用计划的开展。1998年以来，由欧盟支持的DISS (Direct Solar Steam)计划和Euro Trough 计划，以及西班牙和摩洛哥研究计划，启动了欧洲槽式抛物面太阳能技术的发展。2000年德国联邦议会决定，为太阳能发电实施一项3年投资计划，计划资金的三分之二用于槽式抛物面太阳能热发电项目。
随着制造工艺的不断改进，建造费用由5976美元/KW降低到3011美元/kW，发电成本由26.3美分/KWh降低到了12美分/kWh。当发电成本降到8美分/KWh时，太阳能热发电可与常规矿物能源发电相媲美。随着热能存储设备的加入，可使槽式发电的效率比最初提高7%，可使一个80MW的发电站的光电转换效率达到13.8%。热能存储设备可以存储剩余的热量，保证发电的平稳，同时它也为独立的太阳能发电提供了保障。
当前正在发展的技术方向为直接蒸汽（DSG）技术。典型的PTC发电厂动力范围30-150MW，工作温度约为400°C。如图所示为目前世界上太阳能槽式发电站列表。
世界槽式太阳能热发电站列表
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