策劃 《太陽能發電》雜志編輯部
編輯 建平

　　從發展歷史來看，太陽能光熱發電技術發展起步并不晚于光伏發電，其商業化利用試驗甚至還早于后者。但無法可否認的是，無論是產業化程度還是經濟適用性，光熱發電目前都遠遠落后于光伏。
　　就自身稟賦而言，太陽能光熱發電無疑具有遠大的前途，這是真正的歷史趨勢，并不會因產業起步階段的困難而有任何改變。鄂爾多斯50MW示范項目的啟動，使得國內光熱發電商業化利用破冰起航，“十二五”規劃更是將光熱發電放在了顯要位置，光熱發電產業化之勢已不可逆。
　　星火已起，只待燎原！

光熱發電任重而道遠
■ 文︱吳軍杰

　　據國際能源署預測，到2015年全球CSP（太陽能光熱發電）累計裝機將達24.5GW，五年復合增速為90%，到2020年，其發電成本有望降至10美分/千瓦時以下。
　　“十二五”期間，我國政府對能源業提出了“保供應同時實現轉型”的主要目標。要實現這一任務，大力發展非化石能源、促進新興可再生能源在能源結構中的比重就成為不二選擇。而眾多新能源類別中，太陽能光熱發電由于與電網更具匹配性等諸多優勢，有望成為未來新能源發展的主導方向。
　　全球市場發展熱情高漲
　　作為太陽能源利用的主要方向，光伏發電與光熱發電一直相伴而行，盡管后者的商業化利用試驗甚至還要早于前者，但因歷史的機緣巧合，光熱發電事實上滯后了。
　　早在1950年代，前蘇聯就設計建造了世界上第一座小型的塔式太陽能熱發電試驗電站。在隨后的20世紀70年代至80年代末，由于石油危機的影響，替代能源技術在全球興起，其中太陽能源利用成為主要方向。但由于光伏電池價格昂貴且光電轉換效率較低，多數工業發達國家都將太陽光熱發電作為了發展重點，并投資興建了一批試驗性電站。據不完全統計，當時全世界建造的500kw以上的太陽能熱發電站約有20余座，發電功率最大達到了80MW。但隨著石油危機結束，光熱發電技術不夠成熟以及成本太高的問題得以凸顯，其商業化利用試驗因此停滯。
　　近兩年來，太陽能光熱發電再次成為國際可再生能源領域的投資熱點。相關數據顯示，全球新增清潔能源投資流向大型太陽能熱發電領域的趨勢正日益明顯，項目建設規模也越來越大。美國BrightSource公司日前開建的392MW Ivanpah光熱電站，以高達22億美元的總投資摘桂全球投資最大的在建光熱發電項目。而2009年7月，更有歐洲數國企業曾聯合推出一項號稱“歐洲沙漠行動”的光熱發電項目規劃，計劃未來十年內投資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，希望以此來滿足歐洲15%的電力需求。
　　資料顯示，自2009年來，西班牙光熱發電累計裝機約582MW，在建項目超過600MW；美國在建項目近500MW，規劃項目超過10GW；另外中東地區、澳大利亞、印度、南非等國也有規模不一的項目正在啟動中。
　　據美國能源部Rueckert博士日前在三亞光熱發電論壇上介紹，截至2011年8月，全球已經運行的商業太陽能熱電站總裝機容量為1352.65MW，在建項目3159.9MW，宣布要建的達14989.08MW。
　　太陽能光熱發電產業化正進入快速發展期，而隨著技術進步和產業化成型，這一產業在未來二十年內將迎來發展高潮。據綠色和平組織、歐洲太陽能熱發電協會（ECSPLA）與國際能源署在2009年共同編寫的一份報告中指出，到2030年，太陽能熱發電能滿足世界電力需求的7%，2050年滿足世界電力需求的25%。
　　據此推算，到2015年，全世界太陽能熱發電累計裝機容量要達到2446萬千瓦，年均裝機容量為546萬千瓦；到2020年，全世界太陽能熱發電累計裝機容量達到6858萬千瓦，年均裝機容量1260萬千瓦；到2035年，全世界太陽能熱發電累計裝機容量將高達83070萬千瓦，年均裝機容量更是超過4000萬千瓦。
　　而歐盟也在2010年6月發布的“太陽能熱電2025”報告中指出，到2025年，僅歐洲的太陽能熱發電累計裝機容量就將達到6000萬到1億千瓦。
　　國內市場方面，除內蒙古50MW示范電站啟動外，也屢屢傳出五大電力集團以及部分大型企業集團在光熱發電方面的立項消息。觀察人士認為，如果所有已公布項目均能實施，2015年前我國太陽能熱發電裝機容量將達3GW左右。
　　無法否認，國內市場已處于加溫啟動階段，業界對太陽能光熱發電的發展前景已基本達成共識，各路資金更是躍躍欲試。
　　但也應該清醒地看到，國內太陽能光熱發電的規模化商業利用還存在著諸多制約因素。其中，技術成熟度、產業化基礎以及發電成本或系統經濟性等問題首當其沖。

　　對技術的理解漸趨一致
　　太陽能光熱發電（Concentrated Solar Power，簡“CSP”）是一種太陽能聚光熱發電技術，依靠各種聚光鏡面將太陽的直接輻射（DNI）聚集，通過加熱導熱介質，再經過熱交換產生高溫蒸氣，推動汽輪機發電。
　　CSP目前主流的幾種技術路線都是按照太陽能采集方式來劃分的，主要有塔式、槽式和碟式三類。目前全球范圍內已建成或在建的項目，以槽式為最，但塔式和碟式也開始得到越來越多的應用。
　　就三種技術的比較而言，天威（成都）太陽能熱發電開發有限公司總工程師周學斌認為，槽式系統技術已經成熟，也基本實現了商業化，其他兩種方式還處于示范階段。他進一步解釋說，“槽式系統目前的技術標準、運營經驗以及分析數據都是比較成熟的，所以在國外建設槽式電站銀行可以擔保，在國內也有政策支持，因此槽式系統的商業化發展速度更快。”據他介紹，目前槽式系統在國際市場上裝機規模越來越大，西班牙達到了2.4GW，美國政府已審批的將在2014年之前建設的項目裝機容量也達到了2GW。
　　而塔式和碟式目前所占份額相對較小，也比較分散，多是一些小規模項目，尤其碟式所占份額更小。不過就技術優勢而言，周學斌也認為這三種技術路線都有各自的特點，他介紹說，“槽式系統線聚焦技術已經得到了近三十年的實踐驗證，在成熟度上沒什么問題，但其線聚焦形式的聚光效率與集熱管太長帶來的熱能耗散始終是個問題；而塔式系統相對造價成本低，跟蹤系統簡單，抗風能力強，所以在中溫熱發電方面有其獨到優勢。但由于聚光鏡距離塔頂太遠，對跟蹤的命中率和精準度的要求也更高，且因為距離過遠光能損耗更大，這些問題都不太好解決；相比而言，碟式的聚光效果更好，也更省水，盡管在相同規模條件下可能占地面積更大，但對場地平整度要求卻沒有前兩種技術那么高，因此具有更靈活的應用空間。”
　　在占地面積方面，周學斌用了一個非常形象的比喻來區分三種技術路線的差別——槽式系統是連排別墅，塔式系統是獨棟別墅，碟式則是疊拼獨棟別墅。
　　東莞中能光伏科技有限公司首席技術官何斌則從系統跟蹤效率和設備制造角度對槽式系統和塔式系統表達了自己的看法。在他看來，槽式的跟蹤系統只能跟蹤東西方向，不僅跟蹤精準度低，對場地要求也更高，而且其拋物面聚光鏡和集熱管加工難度也較大，目前全世界有能力規模化生產的企業也不多；而塔式系統因為鏡子的距離太遠，帶來聚光差別大，因此對鏡面平整度加工要求很高，制造是個難題。
　　任何一種技術的產業化推廣，離開金融機構的支持幾乎是不可想象的，因此金融資本對技術的理解會在很大程度上左右產業化進程。亞洲開發銀行對太陽能源在本區域的利用一向積極支持，其區域和可持續發展部能源高級顧問和實施領導Anil Terway先生日前在接受本刊記者郵件采訪時表示，“亞行在技術選擇上保持中立。盡管槽式是CSP主流技術中最成熟的，但每種CSP技術在轉換效率、占地、成本、冷卻用水的需求等方面各有優缺點。因此技術選擇要根據預期的產出、場地條件、可利用的投資資金情況進行審慎的分析。”
　　據Anil Terway介紹，亞洲開發銀行自從2009年以來一直在推動中國的太陽能熱發電技術發展，并已經提供了一項名為“太陽能熱發電開發”的技術援助贈款，該技術援助贈款目前正在幫助八達嶺1兆瓦塔式CSP示范電站和甘肅50兆瓦CSP示范項目建設。
　　作為地區政策性金融機構，盡管亞行的看法與其他投資性金融資本的可比性不大，但其審慎的態度多少還是表明了目前外界對光熱發電技術現狀的一種理解。當然，Anil Terway同樣也認為，太陽能熱發電能夠成為可再生能源的一種主流技術，因為“帶有儲熱設施的光熱發電系統輸出是連續的和可調配的，這消除了風電和光伏發電技術輸出的間歇性問題，還可以用于大型混合系統，例如和天然氣發電相結合等。”
　　不過，業界對于技術路線的發展仍在不斷思考和探索。在周學斌看來，正是有了過去數十年的實踐，高溫高聚光的方向才凸顯出來，并成為未來光熱發電技術的大趨勢。因為只有高參數才能產生高效率，才能降低造價成本實現規模化發展。從這個角度，他認為目前的三種技術路線都有局限，未來應該是多種技術路線的優勢集合。
　　中海陽新能源電力股份有限公司董事長薛黎明對此表示了認同。據他介紹，目前業界已開始試驗把原本作為獨立發電系統的眾多碟式系統串聯起來組成一個大系統，經過其更高效率的熱能收集，到后端推動汽輪機發電。薛黎明解釋說，“碟式系統的高聚光能夠收集更多的熱能，不但規避了槽式的集熱管散熱問題和塔式的跟蹤精準度以及遠距離傳輸光能問題，而且更節水，對場地的要求也更靈活，因此將是未來的主流方向。”
　　在八月中旬于三亞舉行的太陽能光熱發電國際論壇上，對這一技術發展方向持認同態度的內人士不在少數，一家國外企業甚至還搬來一個將用于此技術方向的碟式模型擺放在了會場門口。
　　總體而言，多位業內專家都表示，光熱發電作為一種技術群的集成，需要克服的技術難點還很多，而且相比光伏系統也有更多的特殊要求，比如對電站選址的場地、光照強度、太陽照射角度以及空氣相對濕度等要求都更為嚴苛，這也在一定程度上制約了光熱發電的試驗和示范。

　　規模化試驗亟標準化
　　也正是由于光熱發電技術路線尚存衍變可能，因此在一定程度上統一技術研發和設備制造標準，可能是光熱發電產業化目前更緊迫需要解決的問題。此說并不矛盾。
　　目前的三種主流技術都已經過了數十年的發展和實踐，一些技術環節已經相當成熟。但光熱發電如要大規模利用，仍還需要更大范圍更大規模的試驗和實踐，因為對于光熱發電這種多技術群集合的大型系統而言，不同規模量級的系統甚至有可能需要采用完全不同的集合技術。如果沒有技術標準作為支撐，更大規模和范圍的試驗很難實現，意義和價值也將大打折扣。
　　只有更大規模地將現有技術路線予以試驗和實踐，其各自的優劣勢才可能更充分地體現出來。也只有在此基礎上，聯合多種優勢的技術整合方向或曰技術創新才更具價值。
　　近年來，國內不少機構或企業都宣稱在光熱發電設備或技術方面有研發成果出來。但不可否認的是，這些研發成果幾乎都未進行過規模化電站的試驗和實踐，因此其技術可靠性和規模化利用可行性仍有待驗證，還需要通過規模化電站建設去試驗和實踐。而規模化試驗，同樣需要在設備選型乃至系統集成方面形成一定的標準，不然很難實現規模化，投資成本也更高。
　　因此，標準的建立，或將成為光熱發電產業化真正起步的基石。可吊詭的是，標準的建立本身就需要更多的試驗和實踐作為基礎。
　　正是因此，對于產業化初期舉步維艱的光熱發電來說，政府在此時此刻的引導作用才更顯重要。于是，光熱發電面臨的另外一個關鍵問題也就凸顯出來——政府如何促進產業建立基礎，以邁出最為關鍵的前幾步。作為一種已被實踐證明可行的技術，光熱發電向產業化和規模化利用方向的起步，離不開政府之手的積極介入。

　　產業化起步仍需政策扶持
　　與很多新興技術一樣，光熱發電的核心技術目前也只是掌握在少數幾個國家的企業手中。周學斌表示，“由于光熱發電技術本身存在的難點較多，加上改革開放以來我們已經習慣了以市場換技術，所以國內在政策支持力度、相關標準執行和鼓勵政策方面都并不夠熱心，從而導致國內光熱發電的規模化示范一直未能真正啟動。”在他看來，沒有規模化的市場利益驅動，國外光熱發電技術大國不太可能將工藝和設備同時轉讓給我們。
　　作為全球為數不多的能生產槽式光熱發電集熱管的企業，肖特公司相關人士接受本刊記者采訪時就表示，肖特之所以目前對國內小規模的示范項目興趣不大，主要還是擔心核心技術的流失。
　　盡管掌握光熱發電核心技術的主要跨國企業都對進入中國市場積極“示好”，但國內目前“雷聲大，雨點小”的市況看來對他們的吸引力并不大，記者近日約訪的幾家知名外資光熱發電設備企業均避而不談其中國市場策略，亦可窺其心態一斑。
　　在周學斌看來，引進技術與自主研發并不矛盾，國內市場的起步完全可以借鑒國外的成功經驗。他建議，“我們可以沿襲美國、西班牙等光熱發電技術強國的做法，從多做試驗示范項目開始，以吸納和吸收為前提，堅持自主研發創新的原則。如此，更有望盡快邁出國內光熱發電市場化的第一步。”
　　美國、西班牙等國在光熱發電領域之所以領先，很大程度上是因其早在20多年前就開始了巨額投資。如前文所述，上世紀80年代前后光熱發電在西方國家曾掀起了一撥投資高潮。其中特別值得一提的是，美國于1985年開始在加州建設的9座槽式太陽能熱電站，總裝機容量達到353．8MW，且至今仍在正常運行。
　　盡管由于石油危機結束后光熱發電系統成本問題凸顯，各國光熱發電投資熱情停滯，但卻正是由美國、西班牙、以色列和德國等發達工業國家在上世紀掀起的那一輪光熱發電實踐高潮，帶來了光熱發電技術的快速進步，并沉淀至今。
　　我國在太陽能熱發電領域的實踐實際上一直都沒有真正啟動，只是進行了一些技術研發和小型樣機試制。周學斌介紹，受經費和技術條件的限制，國內只是在“六五”期間建立了一套功率為lkw的太陽能塔式熱發電模擬裝置和一套功率為lkw的平板式太陽能低熱發電模擬裝置，并與美國合作設計并試制成功一套功率為5kw的碟式太陽能發電裝置樣機。
　　在全球經濟衰退和國內經濟轉型的背景下，政府扶持光熱發電產業化發展的意義，其實已經不僅限于對一種技術的支持。在北京工業大學教授吳玉庭看來，大力推廣和發展太陽能熱發電可帶動十大關聯產業，并可促進我國經濟的高速發展。他介紹說，“太陽能熱發電示范電站所涉及的產業鏈非常廣泛，包括支架、玻璃加工和成型、機械傳動系統和跟蹤、監測和控制、高溫換熱器、高溫熔鹽罐、高溫熔鹽泵及水泵、管路閥門、高參數小容量蒸汽輪機、熔鹽配制等。其中鋼鐵、水泥和玻璃是太陽能熱發電的主要材料。”據他估計，建設一個10萬千瓦的光熱電站需要1.5萬噸玻璃、5萬噸鋼材和4萬噸水泥，如實現年裝機容量1000萬千瓦，則每年需150萬噸玻璃、500萬噸鋼材和400萬噸水泥。因此光熱發電可延伸產業鏈，并可大大拉動鋼鐵、水泥和玻璃的需求。
　　吳玉庭認為，太陽能熱發電技術在未來3~5年內會發展成為一個超過風力發電規模的戰略性新興產業。而現在“正是投資的最佳時機。”但他也認為，國內光熱發電還處于醞釀期，其產業還未形成。因此，“在目前太陽能熱電站配套部件還未實現批量生產的情況下，太陽能熱電站的建設成本肯定是高的，這就迫切需要政府出臺產業扶持政策，如貸款、免稅、電價等。因為從研發到真正商業化之間有一個死亡谷，如果政府政策缺位，產業將很難健康發展。”他說道。亞行的Anil Terway也認為，“在光熱發電部署的早期階段，政府應該更多的關注CSP的開發。盡管中國政府制定了‘十二五’期間雄偉的太陽能裝機量目標--新增10吉瓦，但對于CSP明確的目標仍未出臺。而最新出臺的上網電價對于光伏和光熱發電是相同的（人民幣1元-1.15元/度），我們認為這不能反應CSP技術的成本結構，而且對于增加儲熱系統以提升光熱發電的并網能力幾乎沒有激勵。”他表示，中國在推廣CSP技術方面頗有潛力，政府應給予更充足的支持，包括適宜的電價機制等。
　　對于電價機制的形成，東莞中能光伏科技有限公司首席執行官李成成認為，政策對光熱發電產業化發展的促進作用的確是第一位的，也是目前迫在眉睫的，但具體上網電價的確定仍然還是要借助國內光熱發電市場的規模化啟動，其中規模化示范應用是關鍵，從而才能吸引大量的設備和工藝研發投資，實現其產業化發展。
　　周學斌和吳玉庭都認為，在國家的“十二五”規劃中，光熱發電之所以排在了前列，也是因為這個行業具有巨大的發展潛力。很顯然，政府也認識到了光熱發電才是未來發電行業的先鋒。
　　多位業內人士都表示，盡管由于光熱發電尚未形成產業，國家在投入方面還很慎重。但隨著越來越多的央企和民營企業的加入，這一狀況正在發生改變。
　　中科院太陽能熱利用與光伏系統重點實驗室主任王志峰曾公開表示，隨著國內一批示范項目的啟動，我國光熱發電設備產業很快將形成千億元產業集群。中科院電工所可再生能源研究中心主任馬勝紅也認為，形成我國從基本材料、主機設備和系統設計集成的太陽能光熱發電產業鏈的時間不會太長了。

　　系統經濟性初具競爭力
　　據周學斌介紹，目前全世界只有美國和西班牙基本實現了光熱發電的商業化運營。從上述國際市場來看，光熱發電的系統建造成本已遠比上世紀有了很大的降低，且隨著傳統能源價格的上升，其發電成本與傳統能源的經濟性同比也已有了大幅上升，已初步具備了與傳統能源的競爭力。
　　據Rueckert博士介紹，美國能源部于2009年發布的太陽能熱發電研究計劃中，宣布到2015年太陽能熱發電成本將由2008年沒有蓄熱的13~16美分/kWh降低到2015年6小時蓄熱的9~12美分/kWh，到2020年實現蓄熱18小時，成本降低到6美分/kWh。
　　而歐盟在2010年6月發布的《太陽能熱電2025》中指出，目前歐洲太陽能熱電站的成本是每千瓦27歐分左右，并預計在2015年迅速降低到每千瓦10歐分的水平。
　　如此成本，在經濟性方面已可與常規火力發電相競爭。
　　而國內市場由于尚無規模裝機試驗，目前還無法從經濟性角度予以比較。但周學斌表示，如果國內市場真正得以啟動，其發展速度將會是很快的。“一旦我們在市場容量和政策支持兩方面得到突破，國內光熱發電將很快凸顯其競爭力，規模化發展指日可待。”
　　有專家認為,一旦產業鏈完整，國內光熱發電就將顯現出良好的系統經濟性，因此國家應考慮給予國內企業多做集成電站的機會。
　　除了規模化可促進系統投資和發電成本降低外，從電網大系統的角度來說，由于光熱發電發出來的直接就是交流電，且可依靠熱儲存實現不間斷發電和可調度，因此發電規模效益更好。同時對電網要求較低，基本可以直接與電網對接，屬于電網友好型電源，因此電站投資外的電網大系統成本也更低。
　　另外，在環境危機日益嚴峻的今天，經濟性比較已不能僅限于只計算直接投資和發電成本，還需要加入環境成本，而這是一筆更大的支出。
有專家表示，即或僅僅只是與同為清潔能源的光伏發電相比，光熱發電也沒有生產光伏電池所帶來的高能耗、高污染等問題，設備生產過程更清潔、更環保。

　　前途無限光明
　　按照國家領導人對國際社會的承諾，我國對可再生能源利用在國內能源占比到2020年將達到15%，這是一個艱巨的目標。在核能危機和水電環境問題突出的背景下，以現有可再生能源的技術特點和資源性角度來看，或許只有太陽能源具有擔當主力軍的能力。而從技術特點上來說，由于太陽能光熱發電可與低成本大規模的蓄熱技術結合，可提供穩定的高品質電力，克服了風能和光伏發電無法大規模使用蓄電池而造成的輸電品質差、對電網沖擊大的缺陷，因此是目前技術條件下可再生能源發電中最有前途的發電方式，也更有可能成為未來的主力能源。
　　國家發改委在今年6月1日頒布實施的《產業結構調整指導目錄(2011年本)》鼓勵類新增的新能源門類中，太陽能光熱發電被放在了突出位置。另外，即將出臺的《可再生能源發展“十二五”規劃》中，太陽能熱發電目標擬定為2015年裝機達100萬千瓦，2020年裝機達300萬千瓦。《規劃》中提出，未來5年將在全國光照條件好、可利用土地面積廣、具備水資源條件的地區開展太陽能熱發電項目的示范，“十二五”將通過這些試點地區項目帶動產業發展，到2020年開始實現規模化商業應用。業內人士據此認為，到“十二五”末，我國光熱發電的裝機容量有望超過光伏發電。
但目前國內的產業基礎，也仍讓不少人表示了困惑。
　　據周學斌介紹，目前無論國際還是國內，對光熱發電市場也都有兩派意見。一派認為，光熱發電前景非常好，技術已經很成熟，大規模商業化利用的時機已經到來；另一派的意見卻不甚明了，認為光熱發電無論是在技術上還是經濟性方面都還有待更大規模的驗證。
　　他對記者表示，因為光熱發電產業和傳統熱利用產業結合度太高，所以很多人躍躍欲試。但由于國內產業基礎薄弱，因此更現實的出路可能還是采取市場換技術的模式快速把產業做起來。可目前一些掌握核心技術的國際大公司對中國市場的態度很不明朗，這也讓國內企業比較困惑，不知道什么時候才是最好的切入點，所以目前國內很多大企業實際上還是關注和觀望多于行動。
　　在他看來，目前的市況從表面來看是比較樂觀的，但我國現在還處于光熱發電發展初期，如果沒有政府在政策方面的更大支持和扶助，即使是國內的五大電力集團，面對光熱發電這種要求規模化、高投資的行業，盡管其間的利潤著實可觀，可能對此也只能是有動力卻沒實力。

光熱發電漸入佳境
■ 文︱郝珍輝

　　于今年6月1日正式實施的《產業結構調整指導目錄（2011年本）》中，新能源作為單獨門類首次進入指導目錄的鼓勵類，而“太陽能熱發電集熱系統開發制造”則被列為新能源大類中的第一條。
　　分析人士認為，這意味著“十二五”期間國家將在產業政策方面大力扶持光熱發電及其相關設備制造業，國內光熱發電市場有望因此駛上快車道。
　　起步艱難
　　2010年10月20日，國內目前最大的太陽能熱發電項目——內蒙古鄂爾多斯50兆瓦槽式太陽能熱發電特許權示范項目開始招標，一度默默無聞的光熱發電從此由幕后走到了臺前，標志著國內光熱發電產業正式啟動。
　　本刊記者日前與某業內人士論及光熱產業的現狀時，該人士用形容國內光伏產業的“世界看中國，中國看江浙”句式，以“世界看中國，中國看內蒙”來形容國內光熱發電產業。 但與光伏招標火爆的場面相比，內蒙古50兆瓦槽式太陽能熱發電的首次招標卻相當冷清，從招標啟動到開標，只有少數幾家國企和外資企業表示了投資意向，11家購買標書，參與投標時只有三家，最終大唐新能源股份有限公司以0.9399元/千瓦時的最低價中標。
　　讓相關政府部門很費心思的光熱發電項目，孕育至今竟然卻差點“流產”，0.9399元/千瓦時的中標價，甚至也被很多媒體形容為“地獄價”。據一位不愿具名的外資企業人士告訴記者，目前光熱發電最先進的國家之一西班牙的上網電價，折合人民幣是2.6—2.7元/千瓦時。由此看來，國內光熱發電產業的現狀，并不樂觀。
　　有業內人士估計，光熱發電最低成本在1.15元以上，按此測算，至少也需要10年才能收回成本。大唐報出如此低的價格，的確讓人吃驚。該人士對此表示質疑：“我認為大唐是不可能（盈利）的”。內蒙古電力勘測設計院參與了鄂爾多斯光熱發電項目的前期設計，其高級工程師王志勇告訴記者，大唐之所以報出這個價位，一方面是希望招標啟動之后，國內會有更多企業投身光熱發電設備制造業，到電站施工時可以合適的價格直接采購國內相關設備產品，另一方面也是想樹立一個光熱發電的標桿項目。
　　王志勇表示，“這個項目畢竟是第一次做，在國內也沒有可借鑒的典范，缺乏相關的項目集成經驗，配套廠家、模型計算和施工細節方面都會遇到困難，而且儲能和蓄熱的技術在國內并不很成熟。”他認為這有點像“摸著石頭過河”。據他介紹，目前該項目的可行性研究初步設計已完成，下一步將開始準備施工建設。
　　前述質疑大唐的業內人士對國內企業在技術上的準備同樣并不樂觀，“光熱發電目前在國內還處于示范和研發階段，還沒有形成商業行為。除了政策上的不明朗，光熱發電企業自身也需要突破技術上的瓶頸”。
　　阿本戈太陽能技術（北京）有限公司盧志恒博士對此表示認同，他告訴記者，“國內光熱發電起步較晚，無論是技術、理念還是文化都跟國外有差距。”不過，他也認為，“最起碼國內光熱發電開始起步了。”
　　技術在不斷完善
　　內蒙古光熱發電項目的啟動，也許最具有意義的，不在過程和結果，而在于招標本身。因為這帶給光熱發電產業一個巨大的利好：國內光熱發電終于起步了。其實，我國一直都很重視光熱發電技術的發展。據國家973項目專家組組長、中科院太陽能熱利用與光伏系統重點實驗室主任王志峰介紹，在“十五”期間，中科院電工所、工程熱物理所等科研機構和一些太陽能企業，就已開始了光熱發電技術的研究。目前，我國科學家已經對碟式、塔式以及槽式發電系統都進行了研究，并掌握了一批太陽能熱發電的核心技術，如高反射率高精度反射鏡、高精密度雙軸跟蹤控制系統、高熱流密度下的傳熱、太陽能熱電轉換等。另外，經過科技部“十一五”863重點項目“太陽能熱發電技術及系統示范”的努力，中國在太陽能聚光方法及設備、高溫傳熱儲能、電站設計、集成以及控制方面都取得了一定的成果。中科院長春光學精密機械與物理研究院光電技術研發中心魏秀東博士在接受本刊記者采訪時說：“目前我們已經在槽式太陽能發電站中聚光鏡的設計、對焦及塔式發電站定日鏡的面形設計和跟蹤方面取得了實質性的突破。不僅在光熱發電設備方面國內已經掌握了一些核心技術，一些設備檢測技術方面也有了不小的進展。”據魏秀東介紹，由他所在的研究所研發并設計出來的定日鏡場設計軟件，已經可以用來檢測國內的鏡面設備。其水平與國外先進軟件進行對比，基本上沒有差別。
　　產業鏈在形成
　　從現狀來看，無論技術研發還是設備生產，目前涉足光熱發電行業的多是處于壟斷地位的國企、科研機構或者實力雄厚的外資企業，盡管有很多民企躍躍欲試，卻由于不掌握技術以及產業前景不明朗，觀望者居多。中國風電集團太陽能業務總監張波博士對記者表示，光熱發電是未來的一個方向，但目前更多還是處于學習、跟蹤和調研階段。有機會的話，也希望能做個示范項目。
　　據記者調查，類似張波這樣情況的不在少數，不少主業是風電或光伏的公司都表示“正在關注光熱發電市場，想做一兩個項目工程”。針對這種情況，中科院電工所研究員馬勝紅表示，“相比技術、規劃等都已趨于成熟和穩定的光伏產業，光熱發電產業更像是一片待開拓的寶藏和未切分的蛋糕，很多企業都很看好這片新能源的藍海，因為光熱發電前景廣闊，具有發電穩定、利于調峰等諸多優點。”據相關報道，在即將出臺的《可再生能源發展“十二五”規劃》中，太陽能熱發電目標擬定為2015年裝機達100萬千瓦，到2020年裝機達300萬千瓦。分析人士指出，按照目前建造一個主流的50兆瓦槽式太陽能熱發電站設備（國產）投資額為每千瓦1.5萬元左右計算，到2015年裝機達100萬千瓦、2020年達300萬千瓦，“十二五”至“十三五”期間僅光熱發電設備一項就可達450億元市場規模。而隨著未來10年內光熱發電大規模商業化啟動，這一市場的總投資規模可達千億元以上。上述規劃中同時提出，未來5年將在全國光照條件好、可利用土地面積廣、具備水資源條件的地區開展太陽能熱發電項目的示范，“十二五”將通過這些試點地區項目帶動產業發展，到2020年開始實現規模化商業應用。有專家稱，光熱發電的選址和規模也有講究，諸如日照年輻射量在2000千瓦時/平方米以上，土地坡度不能超過3%，且遵循規模越大單位電量成本越低的規律，將來有可能在甘肅、寧夏、青海及西北地區建立大規模的光熱電站。
　　盧志恒博士告訴記者，對于在西北地區建造的光熱電站，有可能和西部大開發戰略結合起來，如此一來，規模甚至有可能超出預期。對此，馬勝紅表示了一種擔心，“西北地區年輻射量均在2000千瓦時/平方米以上這一點符合，但是西北地區缺水，這有可能會成為制約光熱電站在西北發展的一個障礙。”對產業鏈不完善的問題，馬勝紅認為：“其實我國還是有產業基礎的，除了核心部件有待驗證以外，國內光熱發電的相關設備和技術差不多都完善了，到可以開始發展的時候了。可以先做項目，用項目來拉動產業規模化”。也有專家建議，國家應考慮給予我國企業做集成電站的機會，國內企業只要完成3至4個商業項目，整個產業鏈就會比較完整。對于光熱發電產業鏈的發展，魏秀東向記者介紹，由科技部牽頭成立的太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟，目前在研制光熱發電的相關配套設備、集熱管技檢測、制定光熱發電行業標準等方面已經開始發揮作用，將會對推動國內太陽能熱發電產業化帶來很大的促進作用。
　　“作為‘十二五’規劃開局之年的2011年，也是光熱發電的元年。光熱發電的前景十分美好，兩三年之后，中國的光熱發電有望迎來大爆發。”馬勝紅表示。