1月20日上午，在一种尴尬的窘迫气氛中，国内首个太阳能商业化光热发电项目的开标仪式仅维持了短短20分钟就草草结束。

　　两个月时间里，针对内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)，共有11家企业购买标书，最终仅国电电力发展股份有限公司(下称国电电力)、大唐新能源股份有限公司(下称大唐新能源)和中广核太阳能开发有限公司(下称中广核太阳能)三家企业参与投标，华能新能源产业控股有限公司(下称华能新能源)、中节能太阳能科技有限公司(下称中节能)在开标前两天决定放弃投标。

　　“投标企业的确有点少。”参与项目可行性研究的内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)负责人薛际钢说，此前他曾经预计至少会有五六家企业参投。

　　企业投标不积极，50兆瓦热电项目开局即遭冷场。而与几个月前隆重高调的光伏发电项目开标仪式不同，国家发改委和国家能源局的主管领导也均未到场。

　　按照《招标投标法》第28条规定，投标人少于三个，招标即被视为无效。酝酿七年之久的鄂尔多斯50兆瓦热电项目徘徊在流标边缘。

　　这仅是第一轮技术标，技术方案获得通过的投标企业才有资格进入第二轮价格标开标。由于第一轮投标企业仅为三家，若有一家企业技术标被否，这一项目仍难逃流标厄运。一旦流标，会否在短时间内重启招标则要取决于国家发改委的态度，而发改委一直对发展太阳能热发电顾虑重重。

　　评标专家之一、中科院电工所研究员王志峰曾表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等。业界也寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。

　　“这个项目承载了太多希望和责任，虽然现在的状况有些出乎意料，但无论是决策层还是企业，都希望项目能尽快实施。”接近国家能源局人士指出，否则，没有一个上网电价参照坐标，发改委手中待批的项目、企业打算要大力上马的光热项目，“一个都出不来。”

　　价格敏感

　　2010年10月20日，50兆瓦热电项目招标工作正式启动，招标主体为内蒙古发改委，招标对象是项目总投资商，筹划经年的光热发电终于蹒跚起步。

　　记者了解到，造成该项目久拖未决的重要原因是，国家发改委一直认为光热发电成本过高，希望通过设备本地化或行政干预等方式能将光热上网电价逐渐降至光伏电价水平。

　　为此，招标书中加设了一条“特别条款”——投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。去年12月，已购买标书的意向企业又接到一份书面补充通知，明确规定竞标电价不得高于1.15元/千瓦时，否则将被废标。

　　正是这个额外的“特别规定”，让许多企业选择放弃。记者获悉，购买标书的11家企业分别是华能新能源、大唐新能源、中电国际新能源控股有限公司、国电电力、国电龙源电力集团股份有限公司、中广核太阳能、中节能太阳能、西班牙阿本戈集团、浙江三花集团、华电新能源发展有限公司和一家美国太阳能企业。

　　电价上限被划定后，上述企业中的中电国际、国电龙源、阿本戈、浙江三花、华电新能源随即决定弃标。知情人士透露，这些企业没有制定参投标书。

　　按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计，若要实现8%资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。此后，采用部分国产设备替代进口设备，可使这一上网电价降至1.8元/千瓦时。

　　不过，国家发改委因电价过高未予批准，并发文要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。2010年11月，薛际钢曾表示，依据其去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但国家发改委仍然认为太高。

　　不愿具名的消息人士透露，2011年1月中旬，大唐新能源、华能新能源和中节能太阳能曾在不涉及竞标电价的前提下相互沟通，一致看法是项目投资总成本至少需要13亿元至14亿元，仅以刚够偿还银行贷款的5%-6%资本金内部收益率计，税后上网电价最少要达到1.15元/千瓦时。

　　“如果低于1.15元，企业铁定要巨亏，低多少就亏多少。”上述消息人士说，“不过最后是否参投都由企业大领导拍板，有些企业亏得起、不怕亏。”

　　最终参投的三家企业是国电电力、大唐新能源和中广核太阳能。2010年9月，国家能源局曾组织召开了一次内部协调会，七八家意向投资企业和五六家设备供应商参会。恰是这三家企业表态1.15元/千瓦时以下的电价可以做。在此次会议之后，招标书中的“特别条款”应运而生。

　　对于发改委设置的竞标电价上限，973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘并不认同，此前黄湘曾全程参与了50兆瓦热电项目的考察和评估。他表示：“政府想控制电价在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。”

　　一家弃标企业负责人直言，如果不设价格上限，投标企业起码会有七八家，比如华能新能源、华电新能源、中节能太阳能等都会参投。据透露，华能新能源和中节能太阳能的标书均已制作完毕，在开标前两天临时决定弃标。

　　“华能新能源赴港上市折戟，让他们‘很受伤’，这又是一个铁定亏的项目，领导下不了那么大的决心。”接近华能新能源人士表示。

　　央企暗战

　　多家企业弃标后，50兆瓦热电项目最终成为三家央企间的博弈，在众多业内人士看来，中广核太阳能志在必得。

　　开标前，一位不愿具名的业内人士分析，“不管谁拿下，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了，需要与国外公司联手做，这样成功的几率才会更大。”

　　上述竞标的三家企业均不约而同地寻找了联合体。记者获悉，大唐新能源绑定天威(成都)太阳能热发电开发有限公司，国电电力绑定西班牙阿本戈集团，中广核太阳能绑定德国太阳千年公司(下称太阳千年)。绑定方式不外乎参与投资、供应设备、技术支持等。

　　值得注意的是，50兆瓦热电项目本就属于中德合作项目，项目伊始，太阳千年本打算自己融资运作，但囿于外资投资电力的相关规定，太阳千年遂与绿能合资成立内蒙古施德普太阳能开发有限公司，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。

　　正是太阳千年的这一“特殊身份”，让绑定它的中广核太阳能先声夺人。记者获悉，中广核太阳能还与东风汽轮签订了排他供应协议，东风汽轮是光热发电站汽轮机的唯一国内供应商。同时，中广核太阳能还将采用国外进口2毫米玻璃，这将使其电站支架使用量减少三分之一至二分之一。

　　知情人士指出，汽轮机约占成本2%－3%，排他协议签订后，其他企业只能从西门子进口，价格比国产设备高出许多。另外，电站支架约占成本8%，玻璃约占成本10%，中广核太阳能的投资成本又有下降空间。

　　有了解项目情况的业内人士猜测，中广核很可能报出0.7元/千瓦时或0.8元/千瓦时的竞标电价。

　　近年来，中广核有意摆脱对核电投资的依赖，积极布局风能、太阳能，试图在其他新能源领域能够有所斩获。去年280兆瓦光伏发电项目招标，中广核太阳能参与了全部13个项目的竞标，却都因竞标价高而一无所获。

　　“这让中广核很没有面子，他们铁了心要拿下这个项目。”上述业内人士表示，至于项目所带来的亏损，日后可以通过扩大规模的方式，将成本分摊到后续建设项目中。因为光热发电的项目规模越大，每千瓦时电价成本越低。

　　据了解，业内对国家发改委设定竞标电价上限颇有抱怨，但都很希望这个项目尽快定下来。一个普遍的判断是，该项目将产生积极示范意义，为国家发改委提供可资借鉴的参照物，既可带动各地方发改委产生一批热电项目，也有利于企业上报的其他项目尽快获批。

　　接近国家发改委人士告诉记者，过去一年多，有不同企业在四川、青海、甘肃、宁夏等多个地区提出了数个热电项目，规模从 100兆瓦到 500兆瓦不等。目前，已有四五个项目申报至国家发改委，由于上网电价一直无法确定，这些项目至今未予批复。

　　业内人士还表示，各大电力集团已开始圈地光热发电。毕竟全国适宜发展光热的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。”据透露，近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。

　　上述接近国家发改委人士说，2012年之前，国内将有1000兆瓦至2000兆瓦的热电项目启动。“在桌面下商谈，尚未公布的热电项目不在少数，大多处于前期预可研阶段。”

　　“在这种状况下，已不太可能去否定一个技术方案了，除非有明显瑕疵必须得废，真要流标，这个责任谁来承担？”一家弃标企业负责人私下里直言。

　　政策掣肘

　　业内人士分析认为，由于现阶段环境污染和治理的成本因素，并没有反映到传统化石能源发电价格上，所以，如果没有政府政策干预，单纯依靠市场自身调节，新能源在价格上还缺乏和传统能源的竞争能力。

　　具体到光热发电领域，热电产业链的核心技术仍掌握在国外企业手中，且国外企业拒绝“市场换技术”，这将严重阻碍市场规模化发展，继而影响到上网电价无法迅速下降。

　　“这更需要政府政策扶持，否则光热发电容易止步不前。”一位从事光热研究利用的央企负责人说。

　　在美国、西班牙等热电发展优势国家，为克服初始投资高缺点，刺激投资并获得合理利润，其普遍采用的是低利率贷款、税收、入网电价等调节和补贴手段。但在中国，有针对性的补贴政策至今没有出台。

　　“国家部委之间的态度并不一致。”不便具名的业内人士表示，科技部称，在“十二五”期间将重点支持包括太阳能热发电在内的可再生能源领域关键技术发展，而国家发改委透露出的信息则是，对光热发展并无特别具体的规划。

　　2010年8月，美国媒体曾致信国家发改委，询问“中国什么时候发展光热发电”。国家发改委在回信中并未给予直接回应，只是强调目前中国发展热电存在缺水、需要大量土地、距离沿海人口密集东部地区太远、光伏更为先进、发电成本比光伏高、西部科技人力不足等六大难题，暂时还没有具体计划。

　　“973计划”(国家重点基础研究发展计划)太阳能热发电项目首席科学家黄湘认为，光热发电要发展，最需要土地和优惠贷款支持。一方面，国家发改委要客观地做，不能为降低电价而过多行政干预。另一方面，投资方也要客观，不能亏本还做。否则，“我们的投资方惯坏了我们的发改委，让发改委也找不到方向了。”

　　2010年底，美国能源基金会曾发布《中国太阳能集热发电的可行性和政策》报告，报告建议政府政策不能对市场干扰过多和过于频繁，尤其要避免政策的不一致性，只在特定时期针对特定项目出台特定政策，甚至针对同类型项目会有不同类型的政策应用，在政策环境上造成发展的不公平性。

　　该报告认为，长期稳定和一致的政策才能为可再生能源乃至太阳能热发电提供一个相对公平的、良性的市场竞争环境。

　　这份报告还建议：在2010年至2015年的产业发展初期阶段，在加强技术研发的同时，积极推动不同类型热电站示范项目建设，并重点采用项目型特殊投资补贴方式作为激励手段。在2015年至2020年的产业商业化发展初级阶段，针对不同热电技术进行电站特许权招标，并制定有区域性差别的标杆上网电价，逐步减少投资补助力度。

　　在2020年至2030年的产业规模化发展中级阶段，政府可开始谨慎地减少政策的强行干预作用，撤销投资补贴，主要以可再生能源发电比例和标杆式电价进行宏观调节。

　　在2030年至2050年的自由竞争阶段，热电上网电价已具备与火电竞争的能力，而传统煤电价格可能甚至已经要支付环境治理成本，政府可主要利用宏观的可再生能源发电比例和市场因素来对热电投资进行调节。

　　不愿具名的热电设备制造商人士指出，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。但是，“政府对太阳能热电项目认知度却并不够，高层对热电的市场前景也并不了解。”

　　记者即将发稿时获悉，1月23日，价格标迅速开标，中广核太阳能报价0.98元每千瓦时，大唐新能源报价最低为0.9399元每千瓦时，国电电力报出了令人瞠目的2.25元每千瓦时。招标的结果当场宣布——大唐新能源中标。