（二）政策驱动下示范项目开始崛起
电价政策尚未落实致使我国光热产业发展较为迟缓
虽然我国储备的项目资源已经很丰富，但实际进展却非常缓慢。如上节所述，截止到2014年我国并网光热装机尚不足20MW，远远低于美国、西班牙，在新兴市场中也落后于南非、印度、摩洛哥等国。距离国家能源局所提出的“十二五”末期建成光热装机容量1GW的目标也非常遥远。
光热项目建设进度慢的原因主要是电价政策迟迟未能得到落实。在国家没有上网电价政策的情况下，工程项目的投资回报不确定性极大，严重影响投资方尤其是大型央企的决策；另一方面，银行在没有电价的情况下也不批贷款，工程项目的融资困难重重。虽然国家希望能有一批商业化的电站来摸清实际的度电成本，但在没有电价政策的前提下投资方不会有动力去投资建站。电价政策陷入了先有鸡还是先有蛋的循环之中。
我国曾尝试通过特许权招标确定项目电价，但由于制度设计不完善以失败告终
为了确定合理的上网电价，我国曾尝试过南非等新兴市场国家普遍使用的项目竞争性招标的模式。2010年能源局开展了内蒙古鄂尔多斯50MW光热发电特许权项目的招标工作，希望能像光伏、风电一样，通过几轮特许权项目的招标工作，摸清光热发电的合理上网电价，制定实施光热发电的固定上网电价。鄂尔多斯50MW太阳能热发电项目招标公告发布后，有大唐新能源、中广核太阳能和国电电力三家参与投标。大唐新能源报出了最低电价0.9399元/千瓦时，最终成功中标。但由于该中标电价过低，项目经济性严重不足，因此4年后的今天，虽然特许经营权早已过期，但该项目仍未动工。
鄂尔多斯50MW项目招标模式的尝试以失败告终。原因第一是当时的项目采用的是100%低价中标的模式，没有像南非一样在考虑价格的同时，同时考虑项目方技术能力、项目实际建设成本等因素；第二是投标规则设置不够严格，没有设置逾期罚款、逾期不建不予退还项目保证金并同时收回项目开发权等规定，致使项目开发方的违约成本过低；第三是产品供应商和总包商过于乐观，对光热项目开发的难度没有充分的认识，过低的报价实际上没有可行性。
2013年开始酝酿光热发电示范项目2014年首个示范项目获批1.2元每度的电价
招标模式失败后，2013年4月，国家能源局决定尽快开展光热发电示范工程的建设，委托电力规划设计总院为主导单位编写完成了“光热发电示范工程的技术条件及实施方案”。
2014年上半年，能源局、发改委价格司等部门又组织召开了两次示范项目建设的专题研讨会。当年8月，发改委批复了我国首个光热发电商业示范项目-中控德令哈10MW塔式电站上网电价为1.2元/kWh。中控德令哈电站是2013年7月建成的，在并网发电的一年之后获批正式的上网电价使其开创了“先建成项目再获得电价”的先例。项目开发商们相信中控德令哈的先建项目再拿电价的模式是可以复制的，投资热情也因此被激发起来，首航光热、兆阳光热、中广核集团的数个光热项目纷纷开建。
2015年9月能源局正式下发文件示范项目建设进入实质性阶段
进入2015年后，启动光热示范项目大规模建设的政策预期愈加强烈。国家能源局副局长刘琦7月在青海德令哈考察了中控和中广核两个光热项目，在之后的座谈会上表示“年底前一定要启动示范项目，并要加快与发改委价格司的沟通，出台示范项目的电价方案”。
两个月之后的2015年9月，能源局正式下发了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，光热示范项目的建设正式启动。
但能源局的文件中并未明确具体的电价核定政策。电价政策可简单的分为统一示范电价和一事一议电价两种方案。由于光热发电的技术路线较多，各个电站搭配的储热时长也各不相同，各地的光资源条件也有差异，因此一事一议的电价核定方案似乎更为合理。但因为影响光热电站度电成本的因素实在太多，很难根据具体项目给出相对合理的电价计算结果，且这种定价方式如果把握不当很有可能会滋生巨大的权利寻租空间，执行起来困难重重。因此目前看来似乎政策制定层更倾向于采用统一示范电价的方案。
按示范项目总规模1GW左右、单站规模不低于50MW计算，本次示范项目建设应能够纳入超过10个光热示范项目。按文件中的要求，各单位需要在10月底之前完成申报工作，预计今年年底前能够拟定完成示范项目的具体名单并明确最终的电价政策。
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