一场争议两三年的光热电价价格战终于落定，2016年被喻为光热发电启动元年。然而与以往公布电价及财政补贴不同，光热发电就技术而言，并未取得突破性进展，为鼓励光热发电，定价属政策先行。在经济下行，电力需求不足，可再生能源补贴发放滞后的背景下，光热发电又能否突出重围?
2016年9月1日，国家发改委价格司发布了光热发电上网标杆电价，以每千瓦时1.15元的上网标杆电价来支持太阳能发电容量的开发。
此前在征求意见的《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》(以下简称《意见稿》)更对光热发电大势看好，提出到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到1000万千瓦。
业内人士纷纷叫好，一是这场争议两三年的价格战终结，光热价格石头落了地，二是国家对光热有大规模发展的规划;其次，光热发电本身有其独特优势。可以将太阳能以热能的方式储存起来，并在必要时转化为电能输送到电网，实现全天候发电，而且可调可控、更为稳定，将显著降低电网的接入及消纳成本，并有利于电网消纳更多的不稳定电源(风电并网、光伏并网等)，减少弃风弃光。此外，还可进行供热。
光热发电看似风景独好，电价曾经长期未明
事实上，光热发电上网发电价的争议由来已久，其价格一直不明确。今年5月传言电价为1.1元/千瓦时，业界也齐声期盼电价为1.2元/千瓦时，近日公布的1.15元/千瓦时恰好取其中间值。就光热发电的利润而言，曾有行业调研显示，电价达到1.2元/千瓦时，发电企业能够获得8%-10%的收益，由此推算，定价在1.15元/千瓦时，则企业的收益率将处于3.5%-5.5%，能够保障光热发电企业收益。
价格不明确的另一原因在于光热发电的技术不够成熟，成本问题始终难以解决。据了解，“十二五”时期，国家安排了1吉瓦的太阳能光热发电示范项目。但自2010年亚洲首座塔式太阳能光热发电站在北京延庆动工以来，截至2015年底，全国光热装机规模仅为18兆瓦，仅相当于4台4兆瓦风力发电机的装机容量。
同时，中国太阳能发电产业也尚处于商业化应用前期阶段。《意见稿》中提及的数据显示，2014年中国已建成示范性太阳能光热发电站6座，装机规模约1.38万千瓦，其中仅有青海中控太阳能发电有限公司开建的1座并网商业化运行。
然而此次电价的公布，并非因为技术取得大的提升。一位电网企业相关人士告诉记者“现在技术上还没有什么突破性的进展，电价的提出是想对光热进行一些鼓励。”他续指，国内现已有一些建造和运行的经验了，所以现在价格落实下来。据中投顾问发布的太阳能光伏发电行业市场调查分析报告显示，截至2014年底，中国已经初步具备年供货能力达800兆瓦太阳能热发电关键设备的全产业链生产制造能力，且国有化率90%以上。
技术壁垒短期难解，可再生能源补贴能解燃眉之急?
受储热技术和光热电站经济成本的制约，光热发电成本始终居高不下，其补贴力度也远远高于其他可再生能源。以青海省为例，光热电站的上网标杆价为1.15元/千瓦时，其中电网企业按当地火电标杆价(含脱硫、脱硝、除尘电价))0.325元/千瓦时当期结算(实际收购电价是当地火电和水电上网电价加权平均后所得，在0.2元/千瓦时以上，低于火电标杆价)，差额的0.825元/千瓦时主要为可再生能源发电补贴，即72%依靠财政补贴。对比风电和光伏补贴的补贴分别为0.275元/千瓦时，即有46%依靠补贴和0.555元/千瓦时，约63%依靠财政补贴。
然而，目前可再生能源发电补贴发放普遍不及时，仅就光伏产业而言，一拖两三年十分正常，电网公司也垫付了少量分布式光伏的补贴。据了解，目前第六批财政部分布式光伏发电项目补贴还未公布正式文件。光伏发电补贴尚且如此，光热发电补贴也令业内人士堪忧。以为光热企业负责人表示补贴的拖延发放应收账款增多，对企业账面财务没有太大影响，但现金流会有一定压力。
风电、光电尚难消纳，光热发电消纳如何保障?
同样亟待解决的是，光热发电与其他可再生能源都面对消纳的问题。中国的光热资源密集分布在西部省份，这些地区普遍经济欠发达，远离用电负荷中心，并且在这些地区，还面临令人头痛的弃风弃光问题。
光热发电本身属于技术和资金密集型行业，进入门槛高，但近几年由于电价一直不明，发展缓慢;标杆电价的出台为鼓励光热发电产业的发展注入了一剂强心针，但这一补贴是否会像光伏发电一样，补贴长久不能到位，也令业内人士存疑;此外，近年来随着经济下行，电力市场饱和，受地缘限制，风电，光电在一些地区尚不能消纳，光热产业在此时发力着实面临着不小的挑战。
