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，eo记者发现，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。
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