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[17.79 2.12%]50兆瓦槽式太陽能熱發電特許權示范項目（以下簡稱鄂爾多斯光熱）中標結果揭曉，大唐新能源[2.00 -0.50%]股份有限公司以0.9399元/千瓦時的最低價中標。

盡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[2.95 1.37%]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于1.15元/千瓦時，否則將被廢標。1.15元，是目前已核準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，規定投標人少于三個的，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周報記者表示，盡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、中廣核的標價并不現實。”

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，稅后上網電價需達到2.26元／千瓦時。

“但目前的光伏電價已經普遍低于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。但隨后光伏成本驟降，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，并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。[page]在國際上，大力推進太陽能熱發電的項目誕生于2009年7月，這一號稱“歐洲沙漠行動”的行動，計劃在未來十年內投資4000億歐元，在中東及北非地區建立一系列并網的太陽能熱發電站，來滿足歐洲15%的電力需求，以及電站所在地的部分電力需求。

而亞洲第一個光熱電發電站于2010年8月在北京延慶建成，但這是由中科院、皇明和華電集團聯合投建的項目。更重要的是，這一項目于2006年立項，屬于國家863計劃 （國家高技術研究發展計劃），2008年獲得發改委批準、允許并網發電。

這意味著，這一當今全球正在起步的新興產業，大部分都獲得了政府的財政和政策支持，因此本次鄂爾多斯的項目最后只有三家國企參與招投標，也在側面上反映出在這一項目中，國家的支持力度相對薄弱。

對此，廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強認為，“歷次特許權招標模式證明，國有企業主要以試驗和圈地為主，所以在投標時的價格都比較低，難以贏利，甚至是虧損，這是企業參與少的根本問題。”但對于民營企業來說，“一個在十、十五年內都難以贏利的價格和工程，他們都不會投資”。也就是說，與以生存為目的的民營企業相比，國有企業似乎對發電成本沒那么敏感。

孟憲淦在接受時代周報采訪時對此直言道，“在光熱發電領域現在還不是進行全面市場競爭的時候，更重要的是要通過大型國企犧牲利潤投資示范項目，帶動整個產業鏈的規模化，最終實現太陽能發電的平價上網。”

揠苗助長之憂

事實上，中國能源產業政策制定者們很早就對光熱發電寄予厚望。

在2007年公布的《可再生能源中長期發展規劃》，明確計劃在內蒙古、甘肅、新疆等地選擇荒漠、戈壁、荒灘等空閑土地，建設太陽能熱發電示范項目，并預計到2010年，建成大型并網光伏電站總容量2萬千瓦、太陽能熱發電總容量達到5萬千瓦。

隨后幾年，光伏發電出人意料實現大規模的商業化，甚至還一度有“過剩”的聲音出現，而光熱則依舊原地踏步。

“中國還沒有掌握槽式和碟式系統的關鍵技術，”孟憲淦介紹道，“對于要商業化的鄂爾多斯光熱項目而言，必然是要使用槽式或碟式系統進行建設，但關鍵技術如系統集成，集熱管、聚光鏡等還在外國手里，要降低成本談何容易。”

但決策者依舊希望在光熱領域中復制光伏的成功經驗。通過大型項目啟動市場，通過特許權招標盡量壓縮上網電價，并借此拉動產業朝規模化發展，光伏的上網電價從最初的高不可攀迅速向“平價上網”的目標靠攏。

鄂爾多斯50WM光熱項目正是在這樣的思路下啟動了招標。

在2010年3月，國家能源局再次下發《關于建設內蒙古太陽能熱發電示范項目的復函》，決定改以特許權招標方式建設該項目，通過公開招標選擇投資者和確定上網電價，并要求電站設備和部件按價值折算的本地化率需達到60％以上。

“這樣的思路在光伏的發展中無疑是成功的，但對于光熱而言，關鍵還是在于中國能否獲得核心的技術，如果沒有這樣的技術，要進行商業化顯然是揠苗助長了。”孟憲淦強調說。

盡管如此，國家發改委公布的2015年發展規劃仍然提出，我國太陽能熱發電站的裝機容量將達到150兆瓦。這意味著光熱發電的商業化前景將超千億。