“投标人至少在提交标书截至日期之前的过去八年间有槽式光热电站的承包、分包商或管理承包商经验，且电站最低装机容量为50MWe，并且上述项目至少已成功运行2年以上。”可见中广核力图求稳之心。
但遗憾的是，其传热储热系统EPC在6月17日首次开标后，未能满足采购需求而重新招标。此外，太阳岛EPC招标、光场EPC招标均有所延迟。因该项目涉及金额巨大、涉及企业多、工程集成难度大而拖缓。
▼技术瓶颈与发展前景
与光伏发电等相比，光热发电技术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，可降低成本，前景被广泛看好。但现实情况是，我国光热发电一直未获实质性进展。截至2014年底，我国已建成实验示范性太阳能光热发电站（系统）6座，装机规模约13.8兆瓦。
全球范围来说，虽然在美国和西班牙主导下，槽式和塔式光热电站目前均已实现了大规模商业化运行，而碟式及线性菲涅尔式则分别处于系统示范阶段。2012-2014年，全球太阳能热发电装机容量全球太阳能热发电装机容量61%、34%、33%，实则增速呈现下降趋势。
成本过高、光热发电市场无法带来投资者预料当中的理想受益，依然是光热产业无法蓬勃发展的致命因素。光热投资过于昂贵，即使用热熔盐替代，光热成本已经大幅下降，但同等规模下光热投资也比光伏投资额高出近一倍。若计算起发电成本，目前，光伏发电成本已经下降至0.7元/度左右，未来还有非常大的下降空间，然而光热发电成本约为0.9元/度左右，技术路线不成熟，未来发电成本下降还有很大难度。
翻看世界光热发展历史，前车之鉴比比皆是。在光热鼻祖LUZ公司破产后，其光热技术及资产于1992年被以色列太阳能热电站建造商Solel接盘。而Solel也于2009年被西门子收购。而今，西门子难抗巨大成本压力、缓慢的业务增速以及微少的盈利，在2013年6月退出光热业务，光热资产成为烫手山芋。在此之前长达半年时间里，西门子一再试图抛售Solel资产而未能成功脱手。在这一时段前后倒闭或退出太阳能热电的还有曾在美国光热市场风光无限的德国SolarMillennium。
目前全球光热技术供应商屈指可数。而记者在查阅资料时发现，美国光热公司多数是大型工程设计公司、或集热管、反射镜供应商，光热业务只是集团附属业务之一。而对于西班牙来说，西班牙本土光热发展因西班牙政府对可再生能源政策的影响而持续恶化，主要几家大型光热公司，阿本戈公司、Acciona、ACS旗下子公司Cobra都是得益于海外市场业务而保持财务稳健。同样，对于这几家光热“明星”公司来说，光热业务实际上只是他们公司业务组成中的很小一部分。公开报道曾提到，未来这几家西班牙光热公司主要发展市场将转向新兴国家。
除了内部技术路线之争，光热发电与光伏发电也一直争论不休。一位不愿署名的太阳能企业高管对《能源》记者评论道，从技术路线上来讲，光热发电根本没有任何优势。第一，光热发电的基础原理，是把太阳能发电与传统能源发电技术相结合，因此只能是个过渡产物。既然如今光伏技术已经可以达到直接转化太阳能，则不需要过渡。
其次，光热发电成本下降空间小。光热发电辐射量要求非常高，只适合年辐射量在2000千瓦时/平方米以上的地区。这类地区一般水源相对匮乏，冷却技术突破难度大，降本难度更大，另外，反射镜、集热管等硬性成本降低空间小，种种因素极大限制了光热的发展规模。
据光热集热管相关研究人员透露，虽然目前真空玻璃的集热管制造技术不成问题，但使用的导热油一吨动辄三四万元，价格昂贵。即使现在用较为经济的熔盐替代导热油，“熔盐储热在槽式上应用比较成熟，但成分更复杂的熔盐尚未从实验示范走向商业化的实践应用。”
目前，心焦的光热业内人士最关心的无非是电价问题。北美最大光热项目技术供应商——美国亮源能源有限公司的龚甜菊回应记者，目前公司开发的塔式技术已经没有任何问题，就等待上网电价出台。
根据已经出台的电价——大唐光热项目0.93元/度，北控光热项目1.2元/度，业内人士猜测，新项目上网电价大概也在1.2-1.3元/度之间。
民生金融租赁风控部门一位研究员对《能源》记者提出自己的隐忧。若是在前端建设电站期间就将消耗如此高能耗、高投资，未来发电的效率能否赶得上已经消耗掉的资源？这笔糊涂账算下来，光伏争议已经很多，比光伏投资更大、发电成本更高的光热能否还算得上是清洁能源？
更不用说光热必须面临我国所有新能源产业发展都要面对的问题：电网消纳能力不足、外送通道欠缺、土地协调困难、补贴能否落地等等。整体来看，现在不是“拍脑袋进市场”的好时机。整个光热产业的未来道路还需要从长计议。
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