此前，业内人士预期本轮约1GW光热发电示范项目最终名单与电价于2015年年底公布，而时至今日，仍未得到官方确认。本轮结果对今后中国光热发电之路发展进程，产业链中各企业的战略规划走起到了至关重要的作用。不过值得欣慰的是，国家对于光热发电产业的支持态度非常明确，支持力度也是前所未有的。昨日2016年全国能源工作会议在京召开，会议提出2016年要大力发展非化石能源，加快发展风电和太阳能，推动第一批1GW左右规模的光热发电示范项目建设。此外，国家能源局于12月15日向各省（自治区、直辖市）发改委能源局等有关部门下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，内容涵盖光伏发电、光热发电和太阳能热利用三个产业的十三五发展规划意见，其正式提出，到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到10GW的目标。

从今年九月底官方公布本次示范电站计划以来，各大机构及业内企业纷纷对中国光热电站电价及未来发展趋势进行了评估和预测。第一批预计有10~20个电站申请成功，电价1.2元左右。其中《中国可再生能源发展路线图2050》和中国光热产业联盟都曾预测过我国光热上网电价的下降曲线，两者的预测范围基本接近。《中国可再生能源发展路线图2050》预测到2020年，我国光热发电的上网电价将从目前的1.3 元每度电下降到0.65-0.75元每度电；中国光热产业联盟预测到2020年，光热电网电价将下降至0.67至0.88元。

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。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。

下表为2011 年以来美国、南非、摩洛哥等国5个电站的购电协议价（PPA）或上网电价（FiT）数据，以此来说明目前光热发电的成本大概所处的区间

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。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。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，成本可望下降至0.9元每度电。至于光热发电示范项目，据有关消息显示，根据筛选出的初步入选名单的申报电价测算，国家能源局向发改委价格司提出的建议电价在1.22元左右，该价格还有待商榷。