尽管光热发电被认为是比光伏更加清洁的能源，不少央企也早已筹谋布局落子，但遗憾的是，这些项目进展并不顺利。事实上，德令哈项目的进程也一度被延迟。

　　对于国内的光热发电行业来说，发展还面临着诸多困难。不过，有业内人士也认为，2014年将是中国光热发电起步的元年，这个千亿级的市场在等待着投资者。

　　迟来的“开工”

　　7月1日上午，中广核青海德令哈50兆瓦槽式光热发电示范项目正式动工，记者了解到，该项目也是国内光热发电产业近年来首个开工建设的大型商业化项目。

 　　青海德令哈地区太阳能资源丰富，土地平旷，非常适宜建设大规模太阳能热发电场。该项目位于青海德令哈太阳能发电基地内，将分两期建设10万千瓦槽式光热发电项目。首期规划1座5万千瓦槽式太阳能发热电站，年发电量约为2.5亿千瓦时，预计将在2016年10月建成投产。

　　但本报记者查阅项目历史资料发现，在2012年时，中广核太阳能开发有限公司总经理韩庆浩曾表示，总投资20亿元的德令哈光热发电项目，原计划应该是在2014年10月完工。

　　目前，我国光热发电行业整体还属于系统示范阶段，并无商业化在运电站，其关键问题就是尚未出台光热发电上网电价，投资前景不明朗。中广核此时让德令哈项目开工，被机构普遍解读为对示范电价等扶持政策的出台有信心。

　　预计，今年下半年能源局或将出台光热发电示范项目细则，随后示范项目上网电价将确定，电价有望达1.2元/千瓦时(有可能达到光热产业联盟建议的1.38元/千瓦时)。

　　全国工商联商会副会长姚志豪的测算则更为乐观。在近日的一个光热业内研讨沙龙上，他表示，0.9元/千瓦时的上网电价是可以实现的，并且还有下降的空间。但第一批项目需要把产业培养起来，让配套产业能够活下去。事实上，在达到0.9元/千瓦时的电价后，光热发电项目就可以大规模起来了。

　　而国家发改委能源研究所胡润青的调研显示，目前行业内预期的光热电价逐渐集中在1.3~1.6元/千瓦时区间内。

　　千亿级市场待撬

　　2010年时，曾以令业内咋舌的0.9399元/千瓦时的价格中标内蒙古的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目。但中标数年来，因根本无法做到这个价格，项目至今没有实质进展。目前，我国平均的光热发电成本为1.38元/千瓦时。

　　虽然眼下看来，进入这一行业都是资金雄厚的央企，但据CSPPLAZA研究中心统计，截至今年5月，除了中广核和浙江中控在德令哈的两个工程，国内不少项目都还处在前期准备阶段，或是因为经济性考虑，前期阶段完成后就已经搁浅，短期内没有动工的迹象。

　　相较于国外同行，中国的光热发电已经起步较晚。目前，全球光热发电累计装机已经达到4GW，主要集中在西班牙和美国。

　　分析人士认为，国内发展滞后的关键仍然是电价等扶持政策没有到位，使得投资方和运营方都在观望。在中广核德令哈项目25亿的投资中，仅20%为自有资本，47%为亚行贷款，另外33%来自商业银行贷款。

　　在光热发电发展最早的西班牙，政府曾给予光热发电约0.27欧元/kWh的电价补贴，但是为了缓解政府的财政赤字，2012年时政府取消了这项补贴，便使得当地光热行业的收益大幅下滑。

　　今年“两会”期间，全国工商联在一份关于扶持光热发电的提案中指出，我国当前正处于光热发电产业化的窗口期，应该尽快制定光热发电产业的政策支撑体系，建议给予我国光热发电1.38元/千瓦时的电价补贴标准。

　　记者也从业内人士处获悉，浙江中控在德令哈50MW塔式项目，一期10MW上网电价的报价超过1.5元/kWh，但因无电价支持，后续40MW项目仍然在等待政策。

 　　中广核德令哈项目的启动，似乎再度让业内看到了扶持政策出台的可能性。

 　　“我国光热发电技术还未成熟，产业还在起步阶段，设备制造未达到规模经济，投资成本和发电成本都远高于火电，因此，政策扶持是光热产业启动关键。”王祥麒表示。

　　根据“十二五”发展规划，到2015年我国将建设完成1000兆瓦光热发电装机。王祥麒认为，到2020年，国内光热发电市场或将达到千亿级别。

　　尽管都是利用太阳能，资料显示，与光伏发电等相比，光热发电更加连续、稳定，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，主要利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，并通过换热装置提供蒸汽达到发电目的，成本也可在一定程度上降低。