推进商业化仅四年，光热发电便被按下了停止键。

1月22日，三部委下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，《意见》称，当前，非水可再生能源发电已进入产业转型升级和技术进步的关键期，风电、光伏等可再生能源已基本具备与煤电等传统能源平价的条件。

根据基金征收情况和用电量增长等因素，国家发改委、国家能源局将进一步明确2020年可享受补贴的可再生能源发电类型和分类别的补贴额度，确保新增项目补贴额度控制在50亿元以内。

《意见》明确，自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。

目前，国内光热发电站项目上网电价高达1.15元/kWh，这项政策无疑意味着2020年国内光热发电或再无新增项目，2021年底之后，首批光热示范项目结束，固定电价补贴的模式也将被彻底终结。

困难重重的光热产业

光热发电补贴之所以被叫停，原因早在其诞生之时便初露端倪。

2011年，光热产业在我国破茧而出，一初始便引发热议。最初大唐新能源在鄂尔多斯的50兆瓦光热项目，遇到了招标电价难以确定的问题。由于当时发改委价格司并未规范光热电价，导致光热上网电价在起步就曾被刻意压低，最低报到9毛左右。

对于当时在全国都没有示范项目的光热产业而言，大唐的鄂尔多斯项目电价起着决定产业走向的关键作用。企业认为没有电价就没法做;政府又认为没有示范项目就没有参照的余地。这种拉扯状态，持续了近五年。

2016年9月12日，光热电价终于公布，最终定为1.15元。虽然并未达到企业1.2、1.3元的预期，但也较为理性。

在低电价、高门槛的背景之下，光热市场尚未开始就经历了一轮洗牌。从2016年国家能源局启动首批20个光热发电示范项目以来，光热发电装机规模总量达1.35GW，带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。但由于技术、资金等原因，延期、退出情况屡现，首批光热示范项目并未达到人们的预期，为后续太阳能光热的发展蒙上了一层阴影。

在推进产业进程中，一部分观点认为，受限于市场容量，上游设备制造企业未形成规模化产能，聚光镜、集热管、追踪器等关键组件的生产成本居高不下。同时国内投入运营的兆瓦级以上光热发电项目屈指可数，运行时间普遍短于3年，尚未形成具备参考价值的长期运行记录。

从业者则表示，光热发电的各条技术路线差异程度较大，目前还存在运行效率不稳定等问题。像反射镜的制作，可以花钱从国外买生产线，但以集热器来看，它聚焦的光的强度非常强，冷热温差也非常大，没有光会迅速降温。所以它的工作环境很恶劣，对材料的要求非常高，这些都是光热发展的障碍和瓶颈。

此外，融资难也是掣肘光热发展的重要原因。资料显示，尽管从政策环境、技术前景来看，光热电站似乎拥有了能够吸引资本的一切优点。但光热发电明显成本高，在示范项目成功投运之前，金融行业担忧多少年会收回成本，所以部分光热电站市场仍然缺少资金。

相比之下，同样为可再生能源的光伏、风力发电则起步更早，推进也较为顺利，产业化成熟，并相继攻占了海内外的新能源市场。而作为新兴行业，光热发电还处于试点示范阶段，不像风电光伏已经进入平价上网，竞争产业的发展一定程度导致了光热项目补贴的戛然而止。

光热未来该何去何从

实际上，补贴叫停为光热发展带来许多不确定性，但也并非全无希望。“光热发电仍会有一定的市场空间，这个空间很大可能存在于多能互补电站开发上。”一位资深业内人士做出了以上预测。