當國內風電和光伏發電風起云涌的時候，光熱發電近乎于被遺忘。但歷史的指針轉到2011年時，一切開始改變。隨著年初內蒙古50兆瓦槽式太陽能項目的開標，光熱發電產業開始蓄勢發力。
與此同時，6月1日，國家發改委正式施行了《產業結構調整指導目錄(2011年本)》，其中鼓勵類新增的新能源門類中，太陽能光熱發電被放在首要位置。至此，光熱企業追趕光伏企業的熱情再次被點燃。
盡管光熱發電依舊面臨成本和技術兩道需要跨越的障礙，但是業內仍抱有很大信心。賽迪顧問新能源咨詢事業部總經理王曉寧在接受記者采訪時堅信：“未來光熱發電在應用方面會比光伏有更好的前景。”
無論從企業、政策還是市場預期上來看，一場轟轟烈烈的光熱發電浪潮似乎正在襲來。
一直以來，太陽能熱水器便被看成是光熱企業的代名詞。江蘇日利達太陽能有限公司(下稱日利達)董事長王惠余曾在今年3月份的新能源論壇上感慨，中國2000多家光熱企業，卻沒有一家真正的上市公司。
相對于王惠余的悲觀情緒，973太陽能熱發電項目首席科學家黃湘卻給國內光熱企業畫了一塊大大的“蛋糕”。據他預測，如果到2020年我國達到3萬平方公里的太陽能光熱發電開發，將能夠解決全國總用電量的30%~35%，光熱發電市場規?？蛇_22.5~30萬億元。
事實上，光熱發電在我國雖然起步較晚，但是在西班牙、美國這些歐美國家，光熱發電已具一定規模。太陽能熱發電正成為世界范圍內可再生能源領域的投資熱點。
與光熱發電相比，光伏發電似乎得到了國家的優先發展，目前國內在建和已簽約的太陽能光伏發電總容量已達140萬千瓦，而太陽能熱發電還沒有形成市場，兩者形成巨大反差。
在巨大的刺激下，光熱項目正在從幕后走向臺前。2010年6月1日，國內首座70千瓦的太陽能塔式光熱發電系統在南京通過鑒定驗收。同年7月1日，亞洲首座塔式太陽能光熱發電站在北京延慶動工興建。而今年1月20日，50兆瓦太陽能光熱發電特許權示范項目開始招標。
錯失光伏產業契機的企業，也正紛紛將眼光瞄向了光熱。目前，皇明太陽能、龍源電力、力諾瑞特、湘電股份、中海陽等企業目前均已加大了對光熱發電領域的投資。
皇明太陽能正在密切跟蹤如青海格爾木1000兆瓦的光熱發電項目；中海陽則在成都投資一個太陽能聚光熱發電反射鏡項目，一期工程總投資5億元；而5月21日，青海新開工的100兆瓦的新建項目則出現了中電投的身影。
在王曉寧看來，光伏發電的規模可大可小，從幾千瓦到數百兆瓦不等，但光熱發電卻是典型的規模經濟，隨著規模的增加，發電成本越低。在我國地形開闊的西北地區，如果大規模建設，將大大降低設備的投資成本。
作為國內當前最大的太陽能熱電項目——內蒙古鄂爾多斯50兆瓦太陽能光熱發電項目(下稱鄂爾多斯項目)，被寄望開啟中國光熱發電之門。
然而，這個具有標志性意義的項目，招標時卻讓許多民營企業打起了退堂鼓。
早在2005年，德國太陽千年公司就曾找到國家能源局，希望合作。次年，雙方便達成合作意向。不過直至今年1月20日才開始開標，為何這一項目擱置了這么久？
知情人士透露，這當中的原因主要是外方對在華投資的機制不熟悉，在獨立運作未果后，德國太陽千年公司又尋求與內蒙古綠能新能源有限責任公司合作，并成立了合資公司——內蒙古施德普太陽能開發有限公司，專門從事該項目可行性研究和工作實施。
按照2008年10月的項目可行性研究報告測算，該項目總成本約為18億元，年均總發電量約為1.2億千瓦時，以25年營運期計算，若要實現8%的資本金內部收益率，稅后上網電價需達到2.26元/千瓦時。
據了解，按照招標說明書給定的約束條件，技術上提出了聚光陣列必須采用液壓驅動，同時必須采用空冷技術等要求。但對于企業而言，光是空冷設備投資就高達兩億元，而鄂爾多斯項目招標標書卻要求發電成本要低于每度1.15元。一邊提高技術門檻，一邊卻又限定發電成本，對于企業而言可謂是挑戰極限。
日利達太陽能有限公司北京辦事處主任溫濤對記者表示，與國企拼資金，那并不是民營企業的強項。在這種不對等的競爭中，資金實力小、融資能力和抗風險能力弱的民營企業肯定要被拒之門外。
據公開資料顯示：在此次招標會上雖有11家企業購買了標書，但最后只有三家企業參與投標，分別是：國電電力發展股份有限公司、中國大唐集團新能源股份有限公司和中廣核太陽能開發有限公司。
在溫濤看來，讓民營企業對類似的招標項目望而生畏的還有國內企業在光熱技術上的欠缺。根據聚熱方式不同，光熱發電技術路線分槽式、塔式、碟式和菲涅爾聚焦4種，其中以槽式發電應用最廣泛。2009年，在全世界運行的槽式太陽能熱發電占整個太陽能聚熱發電裝置的88%，占在建項目的97.5%。
就光熱發電最為成熟的槽式光熱發電系統而言，其主要由集熱管、聚熱鏡片、汽輪機和支架等零部件構成。與光伏發電產業基本已經實現國產化不同，光熱發電的上述配套零部件產業鏈尚未建立，而其核心部件集熱管仍被德國肖特公司與西門子兩家公司壟斷。
而碟式發電先前處于試驗狀態，但現今在美國已進入商業化運營階段，且占地面積更小，一度電只需1.4升水，遠小于槽式和塔式發一度電需要3785.4升水的需求。
王曉寧也坦言，無論是哪種技術，光熱發電的穩定性確實不是很好，在并網中會產生一些困難。但這并不是光熱發電本身的問題，而是由于我們的技術水平還不夠，所以我們在光熱技術上還需提高。
對于光熱發電，國家發改委的初衷是比照光伏發電做法，先核準一兩個項目啟動市場，而后通過特許權招標摸索出標桿上網電價，并借此拉動產業朝規模化發展。這也是鄂爾多斯項目起初走核準程序申報的原因。
溫濤表示：“目前，國內的很多光熱設備還依賴進口，所以當時將內蒙古的招標項目定在了2.6元/千瓦時，是比較樂觀的。”但據記者所知，2009年7月，敦煌10兆瓦光伏項目招標定價為1.09元/千瓦時。兩者之間相差甚大。
目前，全球光熱發電規模最大的西班牙，其光熱電價仍維持在3.3元/千瓦時的價格上，即使考慮國產化程度可以降低成本的因素，中國光熱發電的電價仍會保持在2元左右。根據皇明太陽能的預計，中國光熱發電的上網電價2015年可到1.4～1.6元/千瓦時，2020年可到0.6～0.8元/千瓦時。
光伏發電已經出現的央企超低價壟斷局面似乎又將要在光熱發電領域上演。如果熱電低電價持續，無法提高投資回報率，將無法吸引更多社會資本參與，也將會影響到有針對性的補貼政策出臺。
同時，相關部門對太陽能熱電項目的認知度不夠，對市場前景也不那么了解。熱電項目要能夠長期穩定地完善下去，必須得到有針對性的政策支持，這樣銀行融資才會相應跟進。
與光伏完整的產業鏈相比，國內光熱發電產業由于產業鏈不完善，目前仍處于規模偏小、技術路線不成熟等小打小鬧狀態，同時對技術路線方面也有所爭議。這將很可能成為制約光熱發展的羈絆。
中國太陽能工程聯盟副秘書長孟祥就曾表示，光熱產業鏈上的核心技術，如系統集成，集熱管、聚光鏡等，仍掌握在國外企業手中，若不能解決將嚴重阻礙光熱市場規模化發展。
