光熱發電商業化遇冷 民企望而止步
2011年1月25日，國內首個太陽能商業化光熱發電項目，內蒙古鄂爾多斯50兆瓦槽式太陽能熱發電特許權示範項目（以下簡稱鄂爾多斯光熱）中標結果揭曉，大唐新能源股份有限公司以0.9399元/千瓦時的最低價中標。
儘管購買了這一項目標書的企業達到了11家，但最終與大唐進行競價的企業卻僅剩兩家。
如此反差讓光熱發電前景更顯迷離。有業界人士質疑，“雖然光熱電概念正在興起，但發展程度遠沒有達到大規模商業開發的程度。”
逃離低電價
1月20日，準備了7年之久的鄂爾多斯光熱在北京開標，有11家企業購買了標書，但最終只有國電電力發展股份有限公司、中廣核太陽能開發有限公司和大唐三家企業投標，而對電價成本敏感的民營企業都不約而同地選擇了觀望。
據財經網報道，此次國電電力報價2.25元/千瓦時，中廣核太陽能報價0.98元/千瓦時，大唐新能源報價則為0.9399元/千瓦時。同時，招標文件中有明確規定，競標企業的競標電價不得高於1.15元/千瓦時，否則將被廢標。1.15元，是目前已核准的光伏上網電價的最高價。
雖然大唐在此次競標中獲勝，但《招標投標法》明確規定，規定投標人少於三個的，招標人應當依照規定重新招標。此外，比其他兩家報價高出一倍的國電電力更像是“志在參與”，真正有意競爭的只有中廣核和大唐。
而據中國可再生能源協會副理事長孟憲淦向時代週報記者表示，儘管國電的報價比招標文件最高標的價高出一倍，但那一價格才是符合光熱發電成本的“合理價格”，“以光熱發電商業化較成熟的西班牙為例，當地光熱發電的電價是27歐分，折合人民幣2.4元。對比中國光熱發電沒有產業基礎、關鍵設備仍依賴進口的現狀，大唐、中廣核的標價並不現實。”
據鄂爾多斯光熱項目可行性研究報告計算，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，稅後上網電價需達到2.26元／千瓦時。
“但目前的光伏電價已經普遍低於1元，國家不可能再讓你獨享2元多的高價，要進行商業化運作，光熱電價就必須跟光伏持平。”孟憲淦說道。
而上網電價與成本難以逾越的鴻溝，也正是民營企業在光熱電領域裹足不前的最重要原因。
據悉，從2003年就開始進行前期工作的鄂爾多斯光熱項目一直以來是由民營企業內蒙古綠能新能源有限公司和德國太陽千年公司合資的內蒙古施德普太陽能開發有限公司負責。但到了招投標階段，太陽千年轉而選擇了與中廣核進行合作，綠能則被迫退出。
綠能公司總經理薛際鋼對此曾回憶說，2008年施德普向發改委上報電價為2.26元／千瓦時，與當時內蒙古鄂爾多斯聚光光伏項目4元/千瓦時以上的電價相比，頗具競爭力。但隨後光伏成本驟降，普遍的中標價都在1元左右，施德普上報的幾個方案都因電價太高而被否決。
光熱電猜想
光熱和光伏是目前利用太陽能發電的兩個技術方向。
與光伏通過半導體將太陽能轉換為電能不同，光熱發電更為傳統，主要是通過收集太陽能加熱水蒸氣進行汽輪發電，因為發電效率較高，提供的電能比光伏更為穩定可靠，對電網要求較低，基本可以直接與電網對接，曾在相當長的時間內受到廣泛重視。但光熱發電對日照條件要求較高，並且需要通過建設大規模電站來降低成本，需要大片的土地、巨額的投資，如果希望提高轉換效率，更需要大量的水資源。
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