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。
FrostSulliva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”。
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