（三）建設成本相對較低，90%以上設備可實現國產化

　　由于材料、人工、土建等成本低，據有關預測,同等條件下國外的光熱電站建設成本要比中國企業參與的情況下高30%。國內建設成本相對較低的優勢也為我國建造大規模太陽能光熱電站創造了有利條件。

　　2014年，國家能源局委托電力規劃設計總院、中科院電工所及其它部門聯合對國內光熱發電產業進行了調研。從調研的結果來看，全國光熱發電裝備的國產化率已經達到90%以上，一些部件具備了商業生產條件，太陽能熱發電產業鏈逐步形成，具備了在國內大規模推廣的基礎。

　　（四）示范項目和標桿上網電價重磅出臺，光熱發電開啟歷史轉折

　　2016年9月2日，國家發改委公布標桿上網電價為1.15元/kWh（含稅）；9月13日，國家能源局發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，共20個項目入選國內首批光熱發電示范項目名單，總裝機容量1349MW。根據最新的國家能源局《太陽能利用“十三五”發展規劃(征求意見稿)》，“十三五”光熱裝機規模到2020年完成10GW。按當前光熱電站建設每瓦30元的造價水平，短期1GW示范項目對應300億元投資市場規模，而到2020年的10GW目標對應的總市場容量接近3000億元。考慮造價成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發電已經開啟新的歷史轉折。

　　按照IEA預測，中國光熱發電市場到2030年將達到29GW裝機，到2040年翻至88GW裝機，到2050年將達到118GW裝機，成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場。以此推算，未來中國光熱市場有望撬動一萬億級資金。

　　三、太陽能熱發電產業發展的經驗與教訓

　　（一）光熱產業初期發展需倚重政策扶持

　　相對于火電、水電、光伏等發電形式，目前光熱電站投資成本很高，單位千瓦投資成本在4000～8000美元，具體取決于項目所在地太陽能輻照資源和容量系數，而容量系數又取決于儲能系統規模、太陽能場規模。據我國內蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽能光熱發電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價為2.6萬元/kW，幾乎是光伏發電造價的3倍，是火電的4倍。

　　鑒于前期投入大，發電成本高的特點，光熱產業在發展初期離不開國家的各項扶持政策，政策與光熱發電產業發展初期的電站融資情況息息相關。政策支持力度越大，光熱發電項目的融資問題越好解決。

　　以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個大規模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時世界上最大的塔式電站、最大的太陽能儲熱電站和最大的槽式電站。這些項目的建設加速了光熱發電成本下降，為光熱電站開發積累了經驗，并為此后開工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開發方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務無法追回而被迫中止，使美國光熱電站開發商不得不從其他渠道尋求項目融資，如通過ITC獲得支持等。但已被支持的大規模電站運行后，光熱電站的優勢正在逐漸被證明，這無疑為光熱行業未來發展起到了良好的示范作用。