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仅有6天的时间，国内首个光热发电特许权项目鄂尔多斯50MW工程将于本月20日开标，但业界显得波澜不惊。
“目前只有8家企业或联合体购买了项目的标书，实际投标的只有5家，未来数日或再增加，但不多于8家已成定论。”12日，一位光热企业高管预言，无论有多少家企业参与此次投标，国内光热发电的技术、成本和政策三大瓶颈仍未解决，特许权项目招标仍是国企的独舞。
50MW的光热发电项目，相较于2008年中国第一个光伏发电特许权项目敦煌10MW工程，已有5倍的成长，但与其时近50多家企业及联合比的竞逐相较，8家企业仍显得过于冷清。
“历次特许权招标模式证明，国有企业主要以试验和圈地为主，所以在投标时的价格都比较低，难以赢利，甚至是亏损，这是企业参与少的根本问题。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强则认为，民营和外资企业需要现实的回报，“一个在十、十五年内都难以赢利的价格和工程，他们都不会投资”。
鄂尔多斯项目内容包括设计、投资、建设、运营、维护和拆除50MW的太阳能热发电站，项目建设期30个月，特许经营期为25年。该项目采用槽式太阳能热发电技术，计划总投资16亿元，年发电1.2亿度。
“中广核、国电都进来参与投标了，民企主要在联合体中作技术支持。”前述高管介绍，由于不清楚国家将会对该项目予以多少的电价补贴支持，民企对于高达16亿的投资感到忧虑。
根据聚热方式的不同，光热发电的技术路线可分为槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种，其中以槽式发电应用最为广泛。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%。
2007年我国颁布的《可再生能源中长期发展规划》，明确计划在内蒙古、甘肃、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目，并预计到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万千瓦、太阳能热发电总容量达到5万千瓦。
令人尴尬的是，光热发电在国内的发展与光伏产业的火热形成鲜明对比，目前国内在建或建成的光热电站屈指可数。2010年12月28日，我国首座兆瓦级光热发电试验示范项目方在甘肃举行开工奠基仪式。
“技术导致成本难以下降。”上述高管分析，光热发电遵循着规模越大成本越低的规律，目前业界普遍认可的规模是1000兆瓦，届时发电成本能降低至0.7元每千瓦时到0.8元每千瓦时，但是每千兆瓦规模建设需要200亿元的前期投资，前期投资的风险和后期运营的隐患均让许多企业却步。
Frost Sulliva在2010年初发布的中国新能源市场研究报告指出，就投资成本来说，火力发电是3500-4000元/千瓦(不包括脱硫改造)，陆上风电是7000元/千瓦左右，光伏发电是8000-9000元/千瓦(不包括储能电池)。即使和光伏发电相比，光热电站目前的投资成本也是其3倍。
作为参照，由德国太阳千年股份与内蒙古绿能新能源共同投资建设的同处于鄂尔多斯的光热发电项目，年总发电量为1.2亿千瓦时，按含税上网电价2.26元/千瓦时，当资本金内部收益率达8.86%时，资本金投资回收期为15.92年。
“光伏在上网电价成本上下降得很快，但光热却很慢，这使得国家目前更愿意支持光伏发电。”林伯强认为，国家的能源战略不会支持高成本的清洁能源，“光热发电要想获得国家前期财政补贴的扶持，需要证明两点：技术上可以领先于世界其它国家、成本在可见未来大规模下降”，而这两点，毫无疑问都需要民企的大量参与，“特许权招标需要标出合理的价格，而不是一定要最低价者得之”。