在阳泉光伏领跑者项目竞价中，协鑫报出了0.61元的电价，引起了多方关注。
此外，文件规定没有列入示范项目名单的项目，无法享受1.15元/千瓦时的电价，也不能列入补贴目录。对于80%的建设资金来源于银行贷款的光热项目，贷款利息降低两个百分点，则度电成本可降低一毛钱。
电价高低没有统一标准《通知》最大的亮点在于明确了光热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时。当电价为1.15元/千瓦时，IRR将大于8.5%，净资产收益率(ROE)也将提升3.8个百分点;此时若通过严格控制采购成本，实际投资比预算低5%，那么IRR仍将大于10%。而此次《通知》明确每千瓦时1.15元(含税)标杆上网电价，针对的是全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)制定的。金建祥认为，上述规定很有必要，并体现了公平的，能督促示范项目尽快实施，避免出现列上名单后迟迟不实施，若干年后再来实施却依旧得享示范电价的尴尬局面。此番，《通知》核定的光热电价与之相比每千瓦时少5分钱，却又比今年5月业界频传的1.1元/千瓦时略高。
但也得警醒在阳光资源好的地方集中大规模开发光热发电项目，如果绿色能源的西电东输通道没有建设到位，将产生比光伏更高比例的弃光。一般而言，对于蓄能8小时、年发电量1.5亿千瓦时的50兆瓦光热电站而言，标杆电价增减5分钱会导致年利润相差750万元。与风电和光伏发电相比，光热发电是唯一能稳定输出的可再生能源。
专家认为，这将有力推进中国新能源整体健康发展。在整个生命周期中，光热发电每千瓦时二氧化碳排放量的中位数仅有18克，是真正的清洁能源核能年增23.7%来到1,364亿度，火力年减0.5%，是各项能源之中唯一下降的。太阳能绝对发电量成长到36亿度，年增率24.3%，为所有类别发电量年增率最高的能源。
中国国家统计局于9月12日发布今年8月份的全国发电量统计数据，结果显示，太阳能的8月绝对发电量提高到36亿度，较去年8月增加了24.3%。以今年1至8月来看，太阳能绝对发电量年增28.9%来到252亿度，年增率也较其他类型能源更高。
据统计，8月份中国全国绝对发电量年增长7.8%到5,617亿度，包括火力绝对发电量4,138亿度(年增7.5%)、水力绝对发电量1,106亿度(年增5.5%)、核能发电量202亿度(年增19.6%)、风力绝对发电量136亿度(年增16.6%)。同时期的风力绝对发电量年增16.3%来到1,358亿度，水力则年增12%来到7,157亿度据统计，8月份中国全国绝对发电量年增长7.8%到5,617亿度，包括火力绝对发电量4,138亿度(年增7.5%)、水力绝对发电量1,106亿度(年增5.5%)、核能发电量202亿度(年增19.6%)、风力绝对发电量136亿度(年增16.6%)。核能年增23.7%来到1,364亿度，火力年减0.5%，是各项能源之中唯一下降的。
同时期的风力绝对发电量年增16.3%来到1,358亿度，水力则年增12%来到7,157亿度。以今年1至8月来看，太阳能绝对发电量年增28.9%来到252亿度，年增率也较其他类型能源更高。中国国家统计局于9月12日发布今年8月份的全国发电量统计数据，结果显示，太阳能的8月绝对发电量提高到36亿度，较去年8月增加了24.3%。太阳能绝对发电量成长到36亿度，年增率24.3%，为所有类别发电量年增率最高的能源
此通电过程被逐步执行，将生产电力安全输送到PREPA电网。将进一步进行验收测试确保能源平稳过渡到电网。
希腊公司METKA-EGN负责建造此电站，今年年底完工之后将进行调试和运行。在过去一年半中，Sonnedix运营产能翻三番。
近来Sonnedix取得重大进展，在意大利，智利和南非收购及并网项目达100MW。Oriana的太阳能发电设备同步到波多黎各电力管理局(PREPA)电力输电网。此光伏电站将成为波多黎各近来建立的第二个电站，加勒比地区同类型规模最大的电站。2016年9月14日，Sonnedix集团子公司Oriana Energy与Yarotek共同宣布，45MWAC Oriana太阳能农场(58MWp)开始通电。Sonnedix最大光伏电站通电动工是一个重大的时刻。投资超过1.6亿美元，该太阳能发电站施工期间创建了1000多个直接就业机会，主要是伊莎贝拉和附近社区的居民
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。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。
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。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。
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。据中国报告大厅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。
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。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。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。
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。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。
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。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。
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。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。
同时，中国太阳能发电产业也尚处于商业化应用前期阶段。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。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。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。
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。然而此次电价的公布，并非因为技术取得大的提升。
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，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。
《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。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。
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