（三）光热目前的发展阶段类似2011年的光伏爆发即将来临
2011年光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长768%
我们可以由光伏的发展历程来判断光热行业未来的产业趋势。最初的光伏主要是无电地区独立光伏电站，由国家全额投资建设。2009年，我国开始实施“金太阳示范工程”，明确为光伏发电系统提供财政补助；同时国家能源局也启动了大型光伏电站的特许权示范招标，为大规模光伏发电站建设提供政策支持，但光伏电站的装机容量在此期间并未出现爆发式增长。
直到2011年8月1日，国家发改委发文实施了全国统一的光伏标杆电价政策，老电站按每度电1.15元、新电站按每度电1元执行。标杆电价政策对光伏产业的刺激效果立竿见影，2011年年底的装机容量由2010年的0.256GW暴增768%到2.22GW。
光热目前的发展阶段极其类似2011年的光伏，行业爆发可期。
我们认为目前光热行业的发展阶段极其类似2011年的光伏，主要体现在以下两方面：第一，行业现状类似，已建成的电站均很少，光热目前的累计装机容量仅为18MW，与标杆电价出台之前的光伏行业情况类似，2010年年底的光伏装机容量也只有25.6万千瓦。
第二、政策环境类似。光伏行业先尝试了特许经营权招标的模式，之后出台了全国统一的标杆电价。光热行业与光伏一样，同样经历过了项目特许权招标的尝试，而目前能源局正在组织的光热示范项目中的电价核定方案也很有可能会采用统一电价的形式，与标杆电价类似。
因此现在的光热行业与2011年的光伏行业一样，同样有望迎来爆发期。
成本下降空间巨大、光热的黄金发展期才刚刚开始
虽然短期内光热行业的发展主要是受政策驱动，但决定光热行业长远发展前景的将是其成本下降的速度。我们认为，光热行业的成本下降空间巨大，未来伴随着成本端的快速下降，光热电站的投资回报率将逐渐走高，电站运营变得有利可图之后行业的黄金发展期将真正来临，而目前1GW左右的示范项目仅仅是个开始。
我们给出2011年以来美国、南非、摩洛哥等国5个电站的购电协议价（PPAs）和上网电价（FiTs）数据，以此来说明目前光热发电的成本大概所处的区间。（实际操作中一般用包含了项目开发商的利润的购电协议价（PPAs）或上网电价（FiTs）来表示光热电站的度电成本）
从上表可看出，5个电站的购电协议价或上网电价差异较大，折算成人民币最低仅为0.71元，最高的达1.29元。这是由于光热发电的度电成本与多种因素有关，如太阳辐射值、电站规模和储热容量的大小、所采用的技术路线、购电协议期限、是否获得了低息贷款和税收优惠等。我们以平均值来大致判断光热的度电成本，5个电站的购电协议价或上网电价的平均值为1.00元。这说明从全球范围来看，光热的上网电价已经与国内0.9至1元的光伏上网电价持平。
从国内的情况来看，国内唯一一个有上网电价的项目-中控德令哈10MW项目的上网电价为1.2元，明显高于国际平均水平，主要是由于：第一，国内的光热产业尚未实现规模化，设备均是小批量生产，造价较高；第二，该电站的装机容量较小，仅为10MW，未来随着装机容量的扩大度电成本仍有下降空间。而我国今年有望开建的最大光热项目是国家电投集团在青海德令哈的塔式光热电站，首期2台135MW机组建成后度电成本约为1.15元每度电，待该电站的6台135MW机组全部建成后，度电成本可望下降至0.9元每度电。
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