3、新兴市场：多方面激励和扶持机制
当前新兴市场的政策机制一定程度上吸取了西班牙的经验教训，通过多方面的激励和扶持以推动光热发电项目的合理性开发。其中，采用更具针对性、成本竞争更激烈的项目招标机制确定项目电价已成为新兴光热发电市场的一致选择，摩洛哥、印度、南非无不如此，这赋予行业更大的降本动力，项目的中标电价也随之迅速拉低。
例如，印度吸取了西班牙和其它国家的可再生能源补贴经验，采用了逆向招标机制开发项目，即通过设定一个电价上限值，要求项目开发商在此上限条件下进行竞价投标，投标价格不得高于上限电价，低价者中标。最终，尼赫鲁国家太阳能计划第一阶段共涉及的7个光热发电招标项目平价中标电价相当低廉，致使项目利润率大幅下滑。在尼赫鲁国家太阳能计划第二阶段的招标中印度政府首次采用了VGF机制，即对光热发电项目的整体投资给予一定比例的一次性补贴。该种补贴可采取各种各样的形式，包括提高信用额度、增加补助基金、给予贷款和利息补贴等。
摩洛哥2010年成立了摩洛哥太阳能署(MASEN)以具体负责实施国家的太阳能发展战略(目前MASEN已全盘负责国家的可再生能源战略，包括太阳能、风能和水能)。MASEN设计的新政策体系混合了政策激励机制和国际低成本的优惠利率融资方案，建立起公司和政府之间的合作桥梁，既保障了合作各方的合理利润，又有效地分化了项目风险，从效果上看，吸引了公共投资商和项目开发商的积极参与。在摩洛哥，光热发电项目的竞标也较为激烈，同时，大规模的优惠利率贷款支持为光热项目的低电价打下了良好基础，为推动光热发电成本下跌提供了很好的案例。
南非能源部2011年发布了可再生能源独立电力生产采购计划(REIPPPP)，旨在促进可再生能源的发展，该计划的实质就是竞争性项目招标制。招标过程中，投标电价的高低是决定开发商可否中标的主要标准，所占权重高达70%，但非价格评价标准仍占30%的权重，包括国产化率、技术水平、项目开发商的过往业绩等。
南非的竞争性项目招标制的两大特点是上限电价制和分时电价制。上限电价制是指在招标时，南非政府给投标方规定了上限电价，投标方在投标时的项目电价不能高于这一上限电价。由于南非对项目投标方和项目技术性能的要求比较严格，因此没有出现过于激烈的压价竞争，最终的项目中标电价仅仅比上限电价略低。分时电价制是指南非政府宣布给予光热发电两种不同的电价，即日常电价和可调电价，以鼓励储热型光热发电项目的开发。可调电价即在用电高峰期发电的电价。日常用电期内则执行相对较低的日常电价。这一机制从调峰电源的角度出发给予了光热项目峰谷电价的政策支持，凸显了光热发电技术稳定可调的优势，使其有能力与光伏等不稳定可再生能源展开竞争。
得益于南非政府的大力支持和REIPPP计划的实施，近年来南非光热装机规模显著增长，截止到REIPPPP第三轮B段招标结束，南非政府规划的1.2吉瓦光热装机目标已经完成了一半。
三、国内太阳能光热发电产业发展现状
1、国内太阳能光热发电产业发展概况
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。
2、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。
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