当国内风电和光伏发电风起云涌的时候，光热发电近乎于被遗忘。但历史的指针转到2011年时，一切开始改变。随着年初内蒙古50兆瓦槽式太阳能项目的开标，光热发电产业开始蓄势发力。
与此同时，6月1日，国家发改委正式施行了《产业结构调整指导目录(2011年本)》，其中鼓励类新增的新能源门类中，太阳能光热发电被放在首要位置。至此，光热企业追赶光伏企业的热情再次被点燃。
尽管光热发电依旧面临成本和技术两道需要跨越的障碍，但是业内仍抱有很大信心。赛迪顾问新能源咨询事业部总经理王晓宁在接受记者采访时坚信：“未来光热发电在应用方面会比光伏有更好的前景。”
无论从企业、政策还是市场预期上来看，一场轰轰烈烈的光热发电浪潮似乎正在袭来。
一直以来，太阳能热水器便被看成是光热企业的代名词。江苏日利达太阳能有限公司(下称日利达)董事长王惠余曾在今年3月份的新能源论坛上感慨，中国2000多家光热企业，却没有一家真正的上市公司。
相对于王惠余的悲观情绪，973太阳能热发电项目首席科学家黄湘却给国内光热企业画了一块大大的“蛋糕”。据他预测，如果到2020年我国达到3万平方公里的太阳能光热发电开发，将能够解决全国总用电量的30%~35%，光热发电市场规模可达22.5~30万亿元。
事实上，光热发电在我国虽然起步较晚，但是在西班牙、美国这些欧美国家，光热发电已具一定规模。太阳能热发电正成为世界范围内可再生能源领域的投资热点。
与光热发电相比，光伏发电似乎得到了国家的优先发展，目前国内在建和已签约的太阳能光伏发电总容量已达140万千瓦，而太阳能热发电还没有形成市场，两者形成巨大反差。
在巨大的刺激下，光热项目正在从幕后走向台前。2010年6月1日，国内首座70千瓦的太阳能塔式光热发电系统在南京通过鉴定验收。同年7月1日，亚洲首座塔式太阳能光热发电站在北京延庆动工兴建。而今年1月20日，50兆瓦太阳能光热发电特许权示范项目开始招标。
错失光伏产业契机的企业，也正纷纷将眼光瞄向了光热。目前，皇明太阳能、龙源电力、力诺瑞特、湘电股份、中海阳等企业目前均已加大了对光热发电领域的投资。
皇明太阳能正在密切跟踪如青海格尔木1000兆瓦的光热发电项目；中海阳则在成都投资一个太阳能聚光热发电反射镜项目，一期工程总投资5亿元；而5月21日，青海新开工的100兆瓦的新建项目则出现了中电投的身影。
在王晓宁看来，光伏发电的规模可大可小，从几千瓦到数百兆瓦不等，但光热发电却是典型的规模经济，随着规模的增加，发电成本越低。在我国地形开阔的西北地区，如果大规模建设，将大大降低设备的投资成本。
作为国内当前最大的太阳能热电项目——内蒙古鄂尔多斯50兆瓦太阳能光热发电项目(下称鄂尔多斯项目)，被寄望开启中国光热发电之门。
然而，这个具有标志性意义的项目，招标时却让许多民营企业打起了退堂鼓。
早在2005年，德国太阳千年公司就曾找到国家能源局，希望合作。次年，双方便达成合作意向。不过直至今年1月20日才开始开标，为何这一项目搁置了这么久？
知情人士透露，这当中的原因主要是外方对在华投资的机制不熟悉，在独立运作未果后，德国太阳千年公司又寻求与内蒙古绿能新能源有限责任公司合作，并成立了合资公司——内蒙古施德普太阳能开发有限公司，专门从事该项目可行性研究和工作实施。
按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。
据了解，按照招标说明书给定的约束条件，技术上提出了聚光阵列必须采用液压驱动，同时必须采用空冷技术等要求。但对于企业而言，光是空冷设备投资就高达两亿元，而鄂尔多斯项目招标标书却要求发电成本要低于每度1.15元。一边提高技术门槛，一边却又限定发电成本，对于企业而言可谓是挑战极限。
日利达太阳能有限公司北京办事处主任温涛对记者表示，与国企拼资金，那并不是民营企业的强项。在这种不对等的竞争中，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业肯定要被拒之门外。
据公开资料显示：在此次招标会上虽有11家企业购买了标书，但最后只有三家企业参与投标，分别是：国电电力发展股份有限公司、中国大唐集团新能源股份有限公司和中广核太阳能开发有限公司。
在温涛看来，让民营企业对类似的招标项目望而生畏的还有国内企业在光热技术上的欠缺。根据聚热方式不同，光热发电技术路线分槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种，其中以槽式发电应用最广泛。2009年，在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88%，占在建项目的97.5%。
就光热发电最为成熟的槽式光热发电系统而言，其主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。与光伏发电产业基本已经实现国产化不同，光热发电的上述配套零部件产业链尚未建立，而其核心部件集热管仍被德国肖特公司与西门子两家公司垄断。
而碟式发电先前处于试验状态，但现今在美国已进入商业化运营阶段，且占地面积更小，一度电只需1.4升水，远小于槽式和塔式发一度电需要3785.4升水的需求。
王晓宁也坦言，无论是哪种技术，光热发电的稳定性确实不是很好，在并网中会产生一些困难。但这并不是光热发电本身的问题，而是由于我们的技术水平还不够，所以我们在光热技术上还需提高。
对于光热发电，国家发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。
温涛表示：“目前，国内的很多光热设备还依赖进口，所以当时将内蒙古的招标项目定在了2.6元/千瓦时，是比较乐观的。”但据记者所知，2009年7月，敦煌10兆瓦光伏项目招标定价为1.09元/千瓦时。两者之间相差甚大。
目前，全球光热发电规模最大的西班牙，其光热电价仍维持在3.3元/千瓦时的价格上，即使考虑国产化程度可以降低成本的因素，中国光热发电的电价仍会保持在2元左右。根据皇明太阳能的预计，中国光热发电的上网电价2015年可到1.4～1.6元/千瓦时，2020年可到0.6～0.8元/千瓦时。
光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引更多社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。
同时，相关部门对太阳能热电项目的认知度不够，对市场前景也不那么了解。热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。
与光伏完整的产业链相比，国内光热发电产业由于产业链不完善，目前仍处于规模偏小、技术路线不成熟等小打小闹状态，同时对技术路线方面也有所争议。这将很可能成为制约光热发展的羁绊。
中国太阳能工程联盟副秘书长孟祥就曾表示，光热产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍光热市场规模化发展。
