一場爭議兩三年的光熱電價價格戰終于落定，2016年被喻為光熱發電啟動元年。然而與以往公布電價及財政補貼不同，光熱發電就技術而言，并未取得突破性進展，為鼓勵光熱發電，定價屬政策先行。在經濟下行，電力需求不足，可再生能源補貼發放滯后的背景下，光熱發電又能否突出重圍？
       2016年9月1日，國家發改委價格司發布了光熱發電上網標桿電價，以每千瓦時1.15元的上網標桿電價來支持太陽能發電容量的開發。
       此前在征求意見的《太陽能利用十三五發展規劃征求意見稿》（以下簡稱《意見稿》）更對光熱發電大勢看好，提出到2020年底，要實現太陽能熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦。
       業內人士紛紛叫好，一是這場爭議兩三年的價格戰終結，光熱價格石頭落了地，二是國家對光熱有大規模發展的規劃；其次，光熱發電本身有其獨特優勢。可以將太陽能以熱能的方式儲存起來，并在必要時轉化為電能輸送到電網，實現全天候發電，而且可調可控、更為穩定，將顯著降低電網的接入及消納成本，并有利于電網消納更多的不穩定電源（風電并網、光伏并網等），減少棄風棄光。此外，還可進行供熱。
       光熱發電看似風景獨好，電價曾經長期未明
       事實上，光熱發電上網發電價的爭議由來已久，其價格一直不明確。今年5月傳言電價為1.1元/千瓦時，業界也齊聲期盼電價為1.2元/千瓦時，近日公布的1.15元/千瓦時恰好取其中間值。就光熱發電的利潤而言，曾有行業調研顯示，電價達到1.2元/千瓦時，發電企業能夠獲得8％－10％的收益，由此推算，eo記者發現，定價在1.15元/千瓦時，則企業的收益率將處于3.5％－5.5％，能夠保障光熱發電企業收益。
       價格不明確的另一原因在于光熱發電的技術不夠成熟，成本問題始終難以解決。據了解，“十二五”時期，國家安排了1吉瓦的太陽能光熱發電示范項目。但自2010年亞洲首座塔式太陽能光熱發電站在北京延慶動工以來，截至2015年底，全國光熱裝機規模僅為18兆瓦，僅相當于4臺4兆瓦風力發電機的裝機容量。
       同時，中國太陽能發電產業也尚處于商業化應用前期階段。《意見稿》中提及的數據顯示，2014年中國已建成示范性太陽能光熱發電站6座，裝機規模約1.38萬千瓦，其中僅有青海中控太陽能發電有限公司開建的1座并網商業化運行。
       然而此次電價的公布，并非因為技術取得大的提升。一位電網企業相關人士告訴記者：“現在技術上還沒有什么突破性的進展，電價的提出是想對光熱進行一些鼓勵。”他續指，國內現已有一些建造和運行的經驗了，所以現在價格落實下來。據中國報告大廳發布的太陽能光伏發電行業市場調查分析報告顯示，截至2014年底，中國已經初步具備年供貨能力達800兆瓦太陽能熱發電關鍵設備的全產業鏈生產制造能力，且國有化率90%以上。
       技術壁壘短期難解，可再生能源補貼能解燃眉之急？
       受儲熱技術和光熱電站經濟成本的制約，光熱發電成本始終居高不下，其補貼力度也遠遠高于其他可再生能源。以青海省為例，光熱電站的上網標桿價為1.15元/千瓦時，其中電網企業按當地火電標桿價（含脫硫、脫硝、除塵電價)）0.325元/千瓦時當期結算（實際收購電價是當地火電和水電上網電價加權平均后所得，在0.2元/千瓦時以上，低于火電標桿價），差額的0.825元/千瓦時主要為可再生能源發電補貼，即72%依靠財政補貼。對比風電和光伏補貼的補貼分別為0.275元/千瓦時，即有46%依靠補貼和0.555元/千瓦時，約63%依靠財政補貼。
       然而，目前可再生能源發電補貼發放普遍不及時，僅就光伏產業而言，一拖兩三年十分正常，電網公司也墊付了少量分布式光伏的補貼。據了解，目前第六批財政部分布式光伏發電項目補貼還未公布正式文件。光伏發電補貼尚且如此，光熱發電補貼也令業內人士堪憂。以為光熱企業負責人表示補貼的拖延發放應收賬款增多，對企業賬面財務沒有太大影響，但現金流會有一定壓力。
       風電、光電尚難消納，光熱發電消納如何保障？
       同樣亟待解決的是，光熱發電與其他可再生能源都面對消納的問題。中國的光熱資源密集分布在西部省份，這些地區普遍經濟欠發達，遠離用電負荷中心，并且在這些地區，還面臨令人頭痛的棄風棄光問題。
       光熱發電本身屬于技術和資金密集型行業，進入門檻高，但近幾年由于電價一直不明，發展緩慢；標桿電價的出臺為鼓勵光熱發電產業的發展注入了一劑強心針，但這一補貼是否會像光伏發電一樣，補貼長久不能到位，也令業內人士存疑；此外，近年來隨著經濟下行，電力市場飽和，受地緣限制，風電，光電在一些地區尚不能消納，光熱產業在此時發力著實面臨著不小的挑戰。