太阳能光热发电是利用光学系统聚集太阳辐射能，通过加热工质产生高温蒸汽，驱动汽轮机发电。其工作原理简言之就是将光能转化为热能，再转化为电能。
相比于光伏而言，光热发电由于电力输出稳定而易被电网消纳，因此广受推崇。在“十二五”规划中，国家为光热发电制定了“到2015年末，光热发电装机将达100万千瓦”的目标，在未来国内能源消费结构中，为其预备了一席之地。
尽管光热发电作为清洁能源的重要一份子被业界看好，且得到政策一定重视，但“十二五”推进至今，国内光热发电商业化推广步履蹒跚，截至2013年底，装机规模相较于“十二五”目标数字几乎为零，其背后主要成因在于上网电价政策始终未出台。
近日，中国证券报独家报道，国内光热发电示范项目上网电价，最终有可能锁定在1.2元-1.25元/千瓦时之间，相关文件有望于近期发布。据了解，这一价格是针对国内首个商业化运营的青海德令哈50兆瓦光热发电电站的融资成本核定的。由于目前政策层面尚未全盘掌握国内光伏发电项目的平均发电成本，因此将对后续的示范项目上网电价采用“一事一议”原则核定。
针对此消息，业内外人士均纷纷指出，此次政策方拟定的上网电价尽管不具有普遍性，但对于撬动国内光热发电项目后续集中开建，进而催生市场规模化启动具有标志性意义。
据了解，在拟定示范项目上网电价之外，政策制定方也正在酝酿推进产业进一步做大的实质性动作。据国家太阳能光热产业技术创新联盟秘书长刘晓冰介绍，在正式的示范项目上网电价出台之后，预计从2015年开始，国家将陆续启动一系列光热发电示范项目的招投标，总规模将达1吉瓦。这意味着未来国内光热发电规模化发展将在政策强力推进下进入“快马加鞭”阶段。
刘晓冰表示，未来每个示范项目都将根据项目自身综合条件及初始投资情况，核定其并网运行后的上网电价标准。“光热发电上网电价制定缺乏统一的参考数据，在国内外均是普遍现象。当前国内光热发电还不能像风电、光伏那样，分资源区划定统一的标杆电价。”刘晓冰表示，根据实际情况，未来核定的电价有望高出上述针对青海德令哈项目核定的1.2元/度的水平。他解释称，由于德令哈项目采用光热发电结合天然气发电的模式运行，其成本电价比单纯光热发电要低，因此，后续示范项目的定价水平有可能高于1.2元/度。
多家上市公司提前布局
早在两年前太阳能行业“十二五”规划出台伊始，市场对于光热发电潜在的商业前景就做过充分展望。据中信证券研究报告分析，按照“十二五”规划拟定的到2015年和2020年光热发电装机分别达1吉瓦和3吉瓦的目标数字，以当前国内光热发电3万元/千瓦的综合投资成本进行测算，“十二五”末1吉瓦的装机规模将创造300亿元的市场空间，而到2020年这一市场规模可达1000亿元的级别。
根据国家太阳能光热产业技术创新联盟的研究，我国太阳能热发电装机潜力约为16000吉瓦。这意味着光热发电产业真正大规模发展后的市场潜在空间将突破万亿元以上。
刘晓冰介绍，国内光热发电行业起步相对较晚，到目前尚未形成一条完整的产业链。这也决定了未来可观的市场蛋糕，在“烹饪”过程中，产业各个环节“成熟”的节奏各不相同，市场释放节奏的快慢也有差别。
据权威光热市场研究机构CSP PLAZA统计，中国国内当前已经有所推进的重点商业化光热发电项目近25个，总装机近1600兆瓦。由于兆瓦级的光热电站初始投资动辄以亿元计，众多民营资本望而却步，上述25个示范项目多数被传统五大电力所囊括。
但仍有一些资金量充裕的民企进入其中，成为行业未来发展的标杆。例如上述获得国家第一个核准上网电价的青海德令哈50兆瓦项目，其项目开发商便为杭州中控集团子公司。该项目一期10兆瓦电站已经并网发电，并成为国内首个并网发电的光热电站。业内普遍预计，一旦上述1.2元/度上网电价正式核定，该项目将随着后期装机规模扩大，而成为国内首个成功商业化运行的标志性项目。
一些上市公司也已提早布局光热发电的浩瀚商海之中。近期备受关注的中小板公司首航节能，其依托于中科院电工所专家研发的技术，早在2012年8月就斥巨资设立子公司，专注于太阳能光热电站EPC总承包。去年9月，首航节能全资子公司敦煌首航节能新能源有限公司获得甘肃省发改委复函，同意由该公司开展敦煌10兆瓦熔盐塔式光热发电项目前期工作。按照业内预计，该项目有望被纳入国家发改委后续1吉瓦示范电站阵营，获得国家核定的示范上网电价。
兴业证券研究员分析称，在国家电价补贴下，上述示范项目前期巨额初始投资给开发商带来的资金压力将得到缓解。更为重要的是，通过前期示范项目运行积累的技术储备和项目运行经验，将为这些公司未来在千亿元甚至万亿元的光热发电市场蓝海遨游时积蓄超越其他同行的长期优势地位。
该研究员表示，从产业链角度分析，任何新兴产业从起步到成熟，其上游的制造业必定也将率先崛起。这一点在风电、光伏等行业已有验证，未来的光热发电也不例外。