從2010年我國啟動首個光熱發電特許權招標項目至今，已四年有余，但影響中國光熱發電市場發展的核心電價問題仍未落地，具體的商業化示范項目的電價核定方案也無定論。

　　多種定電價方案難以選擇

　　四年多來，圍繞中國光熱發電產業的電價方案究竟該如何制定這一問題，行業和政府層面已經進行了多次研討，這些研討對行業所產生的實際效果是：從 光伏光熱應同價到應給予光熱一定程度上的傾斜的認識上的轉變、從大規模項目開發到先期扶持一定規模的商業化示范項目開發的思路的轉變、從固定FIT政策到 示范電價政策的轉變，這些轉變目前在行業層面和政府層面已經形成共識，這也是在理性分析中國光熱發電產業環境條件下作出的理性選擇。

　　但對于啟動商業化示范項目開發的關鍵即電價的制定方案，政策層面看起來還有點猶豫不決，至今未能作出選擇。雖然這一問題也已經過多個層面多個輪次的研討，并形成了多個建議性的方案，但在政府方面看來，似乎并沒有一個完美可行的方案可用。

　　2013年發布的《中國太陽能熱發電產業政策研究報告》曾給出了兩種電價方案建議，一為專家計算電價+運行后虧損補貼方案，一為低電價權重特許權招標+運行后虧損補貼方案。

　　有業內人士指出，上述兩種方案在實際應用層面的缺陷十分明顯，第一種方案給出的專家計算電價幾乎是沒有可行性的，因為目前沒有專家可以據具體項 目給出具體的相對合理的電價計算結果，這不僅僅是在尚無大型電站開發運行經驗的中國，即便是在其它國際市場，可操作性都欠佳，因為影響光熱電站LOCE的 因素太多，這與光伏電站完全不同。

　　上述第二種方案給出的低電價權重特許權招標沒有任何問題，但如果加上運行后虧損補貼，這個帳就又難算了，除了項目方可能誰都無法準確掌控一個項 目到底虧損了多少，如果要準確核定具體的虧損額，需要大量的工作去做，而且這其中極易滋生腐敗，最后可能導致項目開發商一致喊虧的現象出現。同時，這個問 題在第一種方案中也存在。

　　行業其它機構和人士也提出了各種不同的定電價方案，總的來看，目前主流的大概有以下五種定電價方案：1、一事一議定電價：在招標機制下通過市場 競爭的方式確定不同招標示范項目的示范電價。2、按輻照資源分區域給出不同地區的示范電價。3、一事一議定電價：項目獲核準后由專家組據情況計算給出示范 電價。4、一事一議定電價：項目建成后根據項目的實際運行情況給出示范電價。5、按儲能時長給出不同儲熱時長項目不同的示范電價。

　　經過過去兩年來行業和政府層面的不斷研討，目前基本可以確定的是，首批商業化示范項目不宜采取統一示范電價的策略來推進實施，宜采用一事一議方 案。一事一議也有上述三種模式可選，有行業人士從國家能源局新能源與可再生能源司獲悉的消息稱，政府層面目前似乎傾向于選擇在項目建成后一事一議定電價的 方案來推進示范項目的實施，也即上述第四種方案。

　　電力規劃設計總院副院長孫銳此前對CSPPLAZA記者表示，“如果采用這種定電價的方案，政策方面應給出一個具體的框架，即保證給予某個示范項目在建成后可以獲得合理的資本金內部收益率的電價。”

　　而政府要制定具體的實施框架，可能又會面臨很多難解的問題，比如如何設置電價補貼的上限?應該保證給予項目方多大的收益率?這一收益率是否應該統一?如果項目方實際核算的成本高出了應該補貼的電價上限，又該如何?