国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏此前透露，中国约1GW光热发电示范项目名单近期就将正式公布。现已至4月底，却仍未见相关政策落地，究其主要原因是电价依然悬而未决。
分析认为，电价难产的主要原因很可能是因为国家能源局给出的建议电价为不低于1.18元，但国家发改委价格司对这一电价并不认同。价格司对光热电价的心理预期极低，甚至可能在1.1元以下。而事实上，光热行业可接受的电价范围最低在1.18~1.25元。
而在经过各方的博弈之后，如果相关政策可以在未来几周内发布，则很可能最终出台的电价标准在1.1~1.15元/kWh之间。如果这一靴子落地，这一电价是否足够启动中国的光热发电示范项目开发?CSPPLAZA为此采访了两位海外光热发电元老级专家。
电价过低恐致1GW装机目标落空
德国光热发电先驱企业Flagsol前总经理、现德国CCO Services公司首席执行官Thomas Thaufelder认为，1.15元的电价过低，他不无担忧地说，在项目开发商意识到电价过低可能会带来经济损失后，他们很可能会选择退出。如此一来，1GW的装机目标可能很难实现。他认为，电价定在1.20~1.25元较为合理。
Thomas Thaufelder表示：“中国的光热发电电价已经让我等了有十个年头。2005年我们就在中国的内蒙古建立了一个合资企业推进鄂尔多斯光热发电项目的开发，但该项目一直止步不前，原因就是因为没有等到合适的电价落地。”
Thomas建议中国政府能定一个稍高的电价，因为有很多正在申请的项目采用了创新型技术，比如熔盐槽式技术。如果最终落地的电价过低，开发商们会因为风险过高而放弃，这些创新型技术的进一步发展也不可避免地将受到抑制，中国也会因此错失成为世界最大光热发电开发国的良机。
光热发电先驱公司德国Fichtner太阳能原副总经理、现德国SolEngCo公司副总经理MiroslavDolejsi表示，中国如果采用固定上网电价的激励方案，考虑到中国地域内的气候条件尤其是辐照资源的特殊性，电价定在1.18~1.20元更为合适，将更有利于推进光热电站在甘肃、内蒙古、青海、西藏和新疆等省份的建设。
Thomas同时建议：“在实施首批GW级规模的光热示范项目后，中国政府应该仔细评估其结果并重新考虑修正电价政策，这在所有的技术应用领域都是一个常规程序。”
[pagebreak]哪种电价制定模式更适合中国?
Miroslav同时向记者简单阐述了国际光热发电市场普遍采用的三种光热电价制定方式，并结合中国的实际情况给出了一些建议。
第一种电价模式：固定上网电价
据Miroslav介绍，固定上网电价模式的应用最为广泛。西班牙曾主要采用此种电价方案(协议期长达25年)为光热发电带来了高效益的投资。但在此激励下，2007年和2008年出现的史无前例的爆发式发展为太阳能的前景埋下了隐患，有关部门不得不针对光热项目开发商设立更严格的门槛，以缓解地方纳税人的对立情绪，并将政策导向的结果保持在可控范围内。另外，固定光热电价导致对可调电力和不可调电力而言没有在政策上予以区别对待，也就不会激励项目开发商利用光热技术的优势与不可调的发电形式进行竞争。
Miroslav认为，固定型电价并不太适用于光热发电这种类型的发电技术，因为其并未凸显光热发电可调峰的特别优势。
第二种电价模式：溢价型电价
是指在通过市场竞争确定的电价基础之上由政府提供额外的电价补贴，政府提供的补贴被称之为溢价。在这一市场导向型模式中，电价补贴水平与市场竞争电价直接相关，换言之，当市场电力价格上涨时，光热项目开发商就能获得更高收益，反之则收益降低。溢价型电价政策最近整合了现行电价的溢价金额，并编入索引，划定了溢价金额的浮动范围，如果电价发生大幅度上涨，这将有助于降低过度补贴的几率。而据了解，溢价型电价也是西班牙光热市场采用的电价模式之一。
第三种电价模式：阶梯型电价
即分时段执行差异化电价政策，以较高的电价补贴来鼓励项目在电力需求较高时段多发电。由于在高峰用电时段的电力更有价值，因此这种激励机制有利于调整电价补贴政策的支付结构更加趋向市场导向型。这种激励机制可用于区分日间和周期性时段，更适合能够调整电力交付时间的光热技术。同时，具体的电价还要根据电网不同、电站位置的不同而有区别地划定。Miroslav认为，这种电价模式对中国光热示范项目及能源市场具有前瞻性意义。
事实上，中国光热发电的电价制定难度极大，没有任何人、任何机构可以给出一个足够完美的，可以说服所有人的电价建议。这也是电价为何难产的一个本质原因，行业甚至国家能源局均拿不出足够的证据来证明其所提出的电价是完全合理的。在征询各方意见之后，我们期待的是一个最终相对合理的电价。在参考国际光热电价制定的经验方面，尽管面临国情不同，市场环境不同等多方因素，上述两位海外专家仍希望中国政府有关决策者能够关注并考虑他们的意见和建议。
