我国太阳能资源丰富。根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区，年辐射总量可达1855～2333kWh/m2，满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外，我国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。
与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面长达50多年的研究相比，我国的太阳能热发电技术研究起步较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。“十二五”期间，我国太阳能光热发电行业实现突破性发展，形成了太阳能光热发电站选址普查、技术、导则、行业标准等指导性文件。
2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电站一期10MW工程顺利并入青海电网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐，填补了我国没有太阳能光热电站并网发电的空白。
截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，其中纯发电项目总装机约为15MW，除中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目具有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目，多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。
（二）国内太阳能光热发电产业政策回顾
2014年，我国有关部门逐渐重视光热发电产业发展，国家发改委、国家能源局、电规总院等部门于2月18日组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会，4月29日组织召开了光热发电示范项目技术要求即申请报告大纲征求意见讨论会。这两次会议对推进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨。同年6月6日，国家能源局委托电规总院以及其他机构对光热发电行业进行调研，结果显示我国90%以上设备可实现国产化。上述举措被业界认为是光热发电启动的重要信号。
2015年9月，国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，拟建设规模约1吉瓦的光热示范电站。
2015年12月，国家能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，提出到2020年底要实现太阳能热发电总装机容量达到10吉瓦，太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。
2016年3月，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。目前我国非水电可再生能源中以光伏发电和风力发电为主，去年光伏和风力发电在总发电量中的占比总和仅为4%。光热发电尚在发展初期，如要达到国家能源局提出的9%的发展目标，光热等发电产业将有巨大的发展空间。
2016年4月，国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》，明确提出高效太阳能利用技术创新2020年发展目标之一是掌握50MW级塔式光热电站整体设计及关键部件制造技术，突破光热-光伏-风电集成设计和控制技术，促进风光云补利用技术产业化，反映出监管层对于通过发展光热发电解决现有新能源发展难题、促进清洁能源发展这一思路的认可。
2016年9月2日，国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/kWh（含税），并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。同时鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施。
2016年9月13日，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量1349MW，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。为保障太阳能热发电项目的技术先进性和产业化发展，避免盲目投资和低水平重复建设，在“十三五”时期，太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理，且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。
（三）国内太阳能光热发电产业特点分析
1.民营资本积极参与
从当前参与投资建设的主体看，民营企业领跑我国光热发电市场，成为推动光热产业发展的主力军。浙江中控太阳能以自有资金投资建设了10MW水工质塔式电站于2013年7月并网运营（现已完成熔盐改造）；首航节能用自有资金投资建设了亚洲第一座可24小时发电的10MW熔盐塔式电站，累计在光热发电领域的投资已近10亿元；其它如中海阳、天瑞星、滨海光热等都用自有资金投入多年。2014年，国家发改委核准了我国首个光热发电示范项目电价，即中控德令哈10MW电站的电价为1.2元/kWh。在此之后，更多企业和资本开始关注并陆续进入光热发电行业，更多项目投资商开始规划投建光热电站。
2.中央企业后来居上
随着2015年9月国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》的发布，中国光热发电示范项目建设启动。华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、中节能、中信等中央企业均有项目申报并入选，占据了入选的20个项目的半壁江山；民营企业中，中海阳、中控、兆阳光热、中核龙腾、首航、大成、成都博昱等光热企业和英利等企业参与；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上报。中央企业的加入，更加坚定了对行业发展的信心。
3.光热发电装备国产化率水平高
随着“十二五”期间光热行业技术和项目经验的积累，目前我国企业已进入光热发电产业链的上下游环节，现阶段国内已基本可全部生产太阳能热发电的关键和主要装备。从调研的结果来看，全国光热发电装备的国产化率已经达到90%以上，一些部件具备了商业生产条件，光热发电产业链逐步形成，具备了在国内大规模推广的基础。
4.光热电站建设成本相对较低
由于材料、人工、土建等成本低，据有关预测，同等条件下国外的光热电站建设成本要比中国企业参与的情况下高30%。国内建设成本相对较低的优势也为我国建造大规模太阳能光热电站创造了有利条件。
三、太阳能光热发电产业发展的经验与教训
（一）光热产业初期发展需倚重国家政策扶持
鉴于前期投入大，发电成本高的特点，光热产业在发展初期离不开国家的各项扶持政策。政策与光热发电产业发展初期的电站融资情况息息相关。政策支持力度越大，光热发电项目的融资问题越好解决。自光热发电市场复苏之时开始，一些国家抓住机遇，采取各种激励政策解决光热电站的项目融资难题，促进光热发电的商业化应用，扶持和发展本国光热产业。
以美国为例，得益于美国能源部推行的贷款担保计划和ITC，美国的多个大规模光热电站得以顺利开工建设。贷款担保计划支持的光热电站项目包括当时世界上最大的塔式电站、最大的太阳能储热电站和最大的槽式电站。这些项目的建设加速了光热发电成本下降，为光热电站开发积累了经验，并为此后开工建设的光热电站提供更快速、更高效的开发方案。尽管随后贷款担保计划由于某些项目债务无法追回而被迫中止，使得美国光热电站开发商不得不从多种渠道寻求项目融资，如通过ITC获得支持等。但已被支持的大规模电站运行后，光热电站的优势正在逐渐被证明，这无疑为光热行业未来发展起到了良好的示范作用。
就全球范围来看，目前光热发电仍然依赖政府推行的各项扶持政策。由于政策及时到位、支持力度大，全球光热发电运行装机容量自市场复苏以来快速增长，到2015年底已接近5吉瓦。
（二）光热发电全面产业化需破解成本难题
相对于火电、水电、光伏等其它发电形式，目前光热电站投资成本很高，单位千瓦投资成本在4000～8000美元，具体取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数，而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。据我国内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目的工程报告显示，该项目单位造价为2.6万元/kW，几乎是光伏发电造价的3倍，是火电的4倍。
尽管政策扶持有助于解决光热电站开发的融资等问题，但长期依赖于政府的政策支持绝非长久之计，在太阳能光热发电产业推向全面产业化之前，一个不得不思考的问题是，如果没有了政策的支持，光热发电产业怎样才能走向自我维系？
虽然目前美国对于光热发电仍有各项激励政策，但美国政府的目标是到2020年光热发电能够实现无补贴上网。美国能源部削减太阳能成本的Sunshot计划中规划到2020年将光热项目的度电成本（LCOE）由2010年的21美分/kWh下降至6美分/kWh。在迈向最终每度电6美分目标的道路上，美国已经取得了一定的进展，截至2015年，带储热的光热项目的度电成本已被削减至13美分/kWh。
西班牙是采用固定FIT机制推动光热发电产业发展的典型范例。在光热发电产业发展初期，高额的FIT补贴曾一度带动西班牙光热发电装机跨越式增长，但在高额的固定FIT补贴机制下，现有技术水平已经可以保障项目显著收益，开发商推动技术革新的动力就相对减弱，也就是说，FIT机制未能引导产业向更低电价成本的方向发展，最终政府难以承受与日俱增的电力赤字。2012年，西班牙取消了对新建光热电站的电价补贴，同时要求征收7%能源税，直接导致光热发电产业遭遇断崖式危机。
反观美国的经验和西班牙的教训，不难发现，政策扶持的意义在于为培养光热产业生存能力和竞争力保驾护航，如果政策扶持未能促进光热发电技术进步和成本持续下跌，那么光热产业很难摆脱对政府依赖，更难以获得长足发展。光热发电走向全面产业化的根本之道还是要破解成本难题。
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