2010年8月20日，中国光热发电特权招标项目正式发标，此次内蒙古50MW槽式太阳能热发电项目的装机容量是光伏首次特权招标项目——敦煌10MW光伏发电项目的5倍。这引发了资本市场的高度关注，并称之为下一个新能源投资的蓝海。
光伏发电还没进入正轨，光热发电又冲出江湖。光热发电到底是厚积待发还是又一次概念炒作？
光热发电
我们所说的太阳能发电其实包含了光伏发电和光热发电两种技术。光伏发电技术一般是以多晶硅为一代技术，薄膜为二代技术，还有三代的聚光技术。简单讲，光伏发电就是利用光电子照射在半导体上产生直流电，直接并入电网或通过逆变器把电能放在蓄电池中。
而光热发电技术则是通过集热管、聚光管把太阳照射的热量通过超白玻璃、高温储热材料、吸热膜层材料等进行储存，然后接入类似火力发电厂的汽轮机系统，通过烧水蒸气的方式最终由发电机发电。主要技术分为槽式、塔式和碟式。
根据Frost Sullivan咨询公司在2010年初发布的全球太阳能市场研究报告显示，2009年全球光热发电(CSP)的装机容量为817MW，其中北美地区占了62.3%的市场份额。而由欧洲光伏工业协会(EPIA)的公开统计数据可知，2009年全球光伏发电装机容量是光热发电的16倍。
再看国内市场，其实在2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》中，要求2010年光热发电达到50MW，光伏发电达到20MW的指标。3年之后，光伏发电相比光热发电还算如火如荼，但光热发电的第一个示范项目才刚开标。从目前看来，远远落后光伏发电的光热发电市场是否会成为新能源领域的一匹黑马？
成本高昂
要回答此问题，还是要回到成本。成本包括两部分，首先是建设期的投资成本，据业内人士估计，1000MW的光热电站的投资成本是2万－2.5万元/千瓦，后期运营中的发电成本是0.8元/度。而且装机容量越小，成本越高。
Frost Sullivan能源电力系统部门在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。这部分巨额投资的回收期又取决于国家能够提供多少补贴，而风电、光伏发电的特权招标项目屡屡爆出业内哗然的超低投标价，不由让人怀疑这个回收期会有多漫长？
如果光热发电受到了政府相关部门的重视并采取了实际扶持政策，那么这个市场会和目前风电、光伏发电市场一样，依然由“国家队”率领，但一个1000MW级光热电厂动辄数百亿看不到回收期的投资，即使是国家队也不会草率行动。
除了成本之外，对地区日照强度的苛刻要求也使得全球只有为数不多的几个国家适合发展光热发电。2009年全球光热发电市场中，美国和西班牙占据了98%的市场。剩下的澳大利亚、非洲和中国虽然也有着较好的日照强度，但目前为止都还未启动这个市场。
业内人士指出，光热发电的关键技术依然是造成高额的投资和运营成本的根本原因。没有政府的大力扶持，技术突破唯有依靠伴随市场逐步发展而慢慢进步。但光热发电市场又受制于全球市场环境的寡头局面，不像国内光伏发电成本的下降最重要的就是依靠中国作为最大的电池组件出口国，在市场发展的过程中逐步降低成本。
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