目前，“十四五”的新能源发展规划正在编制中，在“30·60”目标公布后，能源行业各个细分领域的“十四五”规划都在据此目标作相应调整。其中将如何定位光热发电，如何安排“十四五”期间的光热发电装机规模，广受业内关注。在光伏“十四五”大发展被定调的背后，政府部门是否会给光热留下一定的发展空间？
光热电厂现在也算 $首航高科(SZ002665)$ 的核心资产了，但是每次问董秘总是语焉不详，具体多少度数也不说，2020半年报显示光热发电营业收入5009万，营业成本5571万，其中固定资产折旧粗略按照30亿每年3.17%的折旧额，半年就是4755万，其余营业成本也就剩下816万，2020半年光热补贴应收账款=11114-6589=4525万元，假设上网电价未x，半年发电量=5009/x，（1.15-x）5009/x=4525，得出x约等于0.6元每度，半年发电=5009/0.6=8350度，上半年受制于疫情和设备问题影响，发电量为8350度，算上下半年预计差不多2亿度，也就比德令哈的50mw多一点点，问题肯定是有的，但是哪怕是2亿度，按照1.15元纳入补贴后的上网电价，也有营业收入2.3个亿，可以贡献1.2亿利润，如果不考虑固定资产折旧，就是2.1亿的利润，也算差强人意。综上所述，三黄烂就烂了，身家还是赌在了光热发电上，这大概也是各机构45亿7.8定增，甘肃国资委3.87接盘10个亿，中泰证券2.5抵债3189万股，苏丝丝和海通证券2.2接手2亿多股的核心考量了，这个时候的股价已经参杂了很多情绪因素，但是大家还是不要忘了和东方资本的纾困协议，争取是12月31日达成，也过去这么多天了，万一就在近日呢，大股东的股权质押问题如果解决，大概率就是国资入主共同开发，那么资金到位，政策到位，股价起飞还会晚吗？
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由于光热发电市场尚处于起步阶段，度电成本仍远高于已发展近百年的火电，但其降本空间十分巨大。根据国际可再生能源署可再生能源电力成本分析的相关研究，2018年全球新增约50万千瓦光热装机，其全球平均加权平准电价为18.5美分，预计到2022年可下降60%，约为7.4美分，与2010-2018期间46%的成本下降幅度相比，成本下降趋势随着市场规模的扩大和技术的进步将明显加快。
相对美国、西班牙等国而言，中国光热发电市场起步较晚，2011年国家能源局启动的内蒙古鄂尔多斯5万千瓦光热发电特许权项目。2016年又选出20个中国首批光热发电示范项目，总装机为135万千瓦，规定于2018年12月31日前建成并网发电的项目按度电1.15元的标杆电价来结算。然而，在项目实施过程中，遇到诸多困难，进展缓慢，许多项目未能按期完成，而建成的项目国家财政补贴也未能及时到位，给中国光热产业的未来发展增添了许多不确定性。
“十四五”是中国光热发电产业发展的关键阶段，能源规划如何对其定位、发展规模设置、政策如何支持，将决定着中国光热产业未来将何去何从，也必将对全球光热发电产业产生深远的影响。
“十三五”期间启动的首批光热发电示范项目，是进行技术创新、健全产业链并实现国产化的关键一环。既然为示范项目，难免遇到各种问题。技术创新有风险，光热发电也不例外，但是鉴于在欧美其技术已非常成熟，总体技术方向明确，风险完全可控。只是需要一段时间完成国内消化吸收，并充分发挥我国火电产业链的领先优势，进一步完善光热发电产业链体系，并在此基础上结合应用各种场景进行技术以及系统设计创新，提出光热发电技术的“中国方案”。
要实现这样战略步骤，需要政府明确而连续政策支持，尤其是在光热发电初步启动后的“十四五“期间非常关键。如果缺乏持续的支持，中国光热发电产业链的发展将受到重创甚至消亡。
因此，国家应在“十四五”期间继续扶持光热发电产业的发展，并且，应尽快解决首批已上网发电的光热示范项目的补贴资金拖欠问题，为延期的示范项目制定电价。既然定为示范项目，就应该与其它较成熟的可再生能源技术区别对待，在国家补贴资金紧张的情况下，应给予优先支付，以保障达到其示范意义的战略目标。另外，在政策上对后期价格退坡机制，包括税收机制的制定和调整也是必要的。