2010年8月20日，中國光熱發電特權招標項目正式發標，此次內蒙古50MW槽式太陽能熱發電項目的裝機容量是光伏首次特權招標項目——敦煌10MW光伏發電項目的五倍。這引發了資本市場的高度關注，并稱之為下一個新能源投資的藍海。光伏發電還沒進入正軌，怎么又來了個光熱發電？所謂下一個藍海究竟要等到何時才真正出現？到底是厚積待發還是又一次概念炒作？

全球著名增長咨詢公司Frost Sullivan認為，一般人們所說的太陽能發電其實包含了光伏發電和光熱發電兩種技術。光伏發電技術一般是以多晶硅為一代技術，薄膜為二代技術，還有三代的聚光技術。簡單講，光伏發電就是利用光電子照射在半導體上產生直流電，直接并入電網或通過逆變器把電能放在蓄電池中。而光熱發電技術則完全不同于光伏發電，它是通過集熱管、聚光管把太陽照射的熱量通過超白玻璃、高溫儲熱材料、吸熱膜層材料等進行儲存，然后接入類似火力發電廠的汽輪機系統，通過燒水蒸氣的方式最終由發電機發電。主要技術分為槽式、塔式和碟式。

根據Frost Sullivan咨詢公司在2010年初發布的全球太陽能市場研究報告顯示，2009年全球光熱發電（CSP）的裝機容量為817MW，其中北美地區占了62.3％的市場份額。而由歐洲光伏工業協會（EPIA）的公開統計數據可知，2009年全球光伏發電裝機容量是光熱發電的16倍。

再看國內市場，其實在2007年頒布的《可再生能源中長期發展規劃》中，要求2010年光熱發電達到50MW，光伏發電達到20MW的指標。三年之后，光伏發電相比光熱發電還算如火如荼，但光熱發電的第一個示范項目才剛開標。從目前看來，遠遠落后光伏發電的光熱發電市場是否會成為新能源領域的一匹黑馬？

要回答此問題，還是要回到成本。成本包括兩部分，首先是建設期的投資成本，據接近業內人士估計，1000MW的光熱電站的投資成本是2－2.5萬元/千瓦，后期運營中的發電成本是0.8元/度。而且裝機容量越小，則兩者的成本就越大。Frost Sullivan能源電力系統部門在2010年初發布的中國新能源市場研究報告指出，就投資成本來說，火力發電是3500－4000元/千瓦（不包括脫硫改造），陸上風電是7000元/千瓦左右，光伏發電是8000－9000元/千瓦（不包括儲能電池）。即使和光伏發電相比，光熱電站目前的投資成本也是其3倍。這部分巨額投資的回收期又取決于國家能夠提供多少補貼，而風電、光伏發電的特權招標項目屢屢爆出業內嘩然的超低投標價，不由讓人懷疑這個回收期會有多漫長？

Frost Sullivan認為，如果光熱發電受到了政府相關部門的重視并采取了實際扶持政策，那么這個市場會和目前風電、光伏發電市場一樣，依然由“國家隊”率領，但一個1000MW級光熱電廠動輒數百億，看不到回收期的投資，即使是國家也不會草率行動。

除了成本之外，對地區日照強度的苛刻使得全球只有為數不多的幾個國家適合發展光熱發電，就Frost Sullivan的報告顯示，2009年全球光熱發電市場中，美國和西班牙占據了98％的市場。剩下的澳大利亞、非洲和中國雖然也有著較好的日照強度，但目前為止都還未啟動這個市場。

Frost Sullivan的研究結果得出，關鍵技術依然是造成高額的投資和運營成本的根本原因。沒有政府的大力扶持，技術突破唯有依靠伴隨市場逐步發展而慢慢進步。但光熱發電市場又受制于全球市場環境的寡頭局面，不像國內光伏發電成本的下降最重要的就是依靠中國作為最大的電池組件出口國，在市場發展的過程中逐步降低成本。目前中央和地方政府越加高筑的融資貸款風險，在投資光伏發電市場且心有余悸的時候，扶持光熱發電的可能性越來越小。