逐鹿示范项目
“太阳能热发电在我国2014年以前都处于试验摸索阶段，2015年才是真正的商业化发展元年。”国泰君安证券研究员谷琦彬告诉本报记者，通过前期的摸索现在产业链已基本打通，尤其是三大核心和难点技术——聚光、集热和储热，正在示范项目的建设中逐步突破，并发展出一批具有系统集成能力的厂家。
事实上，虽然太阳能热发电行业在2014年以前都处在试验摸索阶段，但竞争也相当激烈。
2011年我国首个光热特许权示范项目招标前后，以电力央企为代表的开发商四处圈占光热项目资源，以求抢得先机，但随后光热发电市场的发展速度大大低于人们的普遍预期，圈地热潮也随之开始冷去。
2014年8月，中控德令哈项目获批电价，掀起了又一波光热项目圈地潮，这波热潮一直持续至今。
如今，《通知》的下发让更多的人开始加速项目资源储备，在我国广袤的西部，太阳能热发电行业跑马圈地愈演愈烈。仅以甘肃玉门为例，虽然其在光热项目开发方面并未走在前列，但截至目前，当地正在申报的商业化光热项目就有7个，项目申请方涉及国企、民企和外企，且单个项目方的申报规模多在100MW级。
粗略计算，当前各地在开发和拟规划开发的光热发电项目总装机量已接近4GW，而示范项目的总体建设规模仅为1GW，可以想见，要想搭上太阳能热发电示范项目的首班“顺风车”，竞争将比较激烈。
而已获核准（备案）、前期工作已完成的项目在申报示范项目时将具有显著优势。
据国家可再生能源信息中心统计，至2014年底，我国太阳能热发电项目已核准（备案）的总体规模为1448MW，加上今年以来数个新的获备案项目，总的已获核准（备案）的项目规模预计在1800MW左右。这其中完成项目前期所有工作、具备开工条件的项目则并不太多。
“从《通知》内容看，示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工条件等将作为审核示范项目的参考。”太阳能热发电产业联盟一位专家在接受本报记者采访时表示，虽然示范项目申报几乎对所有参与方都敞开了大门，但最终是否能入选还需进行综合评审。
关键是上网电价
在上述专家看来，该政策中对技术路线和资源条件的限制并不多，“该政策附件《太阳能热发电示范项目技术规范》对抛物面槽式、熔融盐工质、塔式水工质塔式都做了明确的技术要求，但是并没有限制其他形式项目的申报。同时政策中对单机容量、申报项目个数、技术路线等进行了限制，这些都在更大程度鼓励了技术创新，推动产业链的更加完善，使最终获批的项目更具示范意义。”他表示，但对申报项目的电价核算方面要求较详细，因为这是其中最为关键的一项数据，其不但影响到申报项目自身，甚至影响到示范项目整体电价的高低。
按通知要求，本次示范项目申报要求“在满足运营期成本支出、应缴纳的税费、银行贷款还本付息和资本金内部收益率不低于10%的基础上，测算平均上网电价。”
业内人士表示，资本金内部收益率受发电量、投资、电价的影响较大，在资本金内部收益率一定的情况下，若想测算出具有竞争力的电价，投资企业需对项目资源情况、投资成本情况非常了解。这种设定考虑了项目方可能故意以损失IRR（Innerrateofreturn，即指内部回报率，又称内部报酬率）换取低电价的可能性，将所有项目方的电价成本竞争拉回到一条水平线上，在此基础上比拼技术、国产化率等。
国泰君安此前的一份研究报告认为，在电价预期逐渐清晰以及国产化深化的背景下，“十三五”光热千亿市场一触即发。按照2014年12月发布的《中国可再生能源发展路线图2050》中2020年实现5GW光热发电装机的最低目标计算，则“十三五”期间，我国光热发电的市场规模可达约1300亿元。
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