从2010年我国启动首个光热发电特许权招标项目至今，已四年有余，但影响中国光热发电市场发展的核心电价问题仍未落地，具体的商业化示范项目的电价核定方案也无定论。

　　多种定电价方案难以选择

　　四年多来，围绕中国光热发电产业的电价方案究竟该如何制定这一问题，行业和政府层面已经进行了多次研讨，这些研讨对行业所产生的实际效果是：从 光伏光热应同价到应给予光热一定程度上的倾斜的认识上的转变、从大规模项目开发到先期扶持一定规模的商业化示范项目开发的思路的转变、从固定FIT政策到 示范电价政策的转变，这些转变目前在行业层面和政府层面已经形成共识，这也是在理性分析中国光热发电产业环境条件下作出的理性选择。

　　但对于启动商业化示范项目开发的关键即电价的制定方案，政策层面看起来还有点犹豫不决，至今未能作出选择。虽然这一问题也已经过多个层面多个轮次的研讨，并形成了多个建议性的方案，但在政府方面看来，似乎并没有一个完美可行的方案可用。

　　2013年发布的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》曾给出了两种电价方案建议，一为专家计算电价+运行后亏损补贴方案，一为低电价权重特许权招标+运行后亏损补贴方案。

　　有业内人士指出，上述两种方案在实际应用层面的缺陷十分明显，第一种方案给出的专家计算电价几乎是没有可行性的，因为目前没有专家可以据具体项 目给出具体的相对合理的电价计算结果，这不仅仅是在尚无大型电站开发运行经验的中国，即便是在其它国际市场，可操作性都欠佳，因为影响光热电站LOCE的 因素太多，这与光伏电站完全不同。

　　上述第二种方案给出的低电价权重特许权招标没有任何问题，但如果加上运行后亏损补贴，这个帐就又难算了，除了项目方可能谁都无法准确掌控一个项 目到底亏损了多少，如果要准确核定具体的亏损额，需要大量的工作去做，而且这其中极易滋生腐败，最后可能导致项目开发商一致喊亏的现象出现。同时，这个问 题在第一种方案中也存在。

　　行业其它机构和人士也提出了各种不同的定电价方案，总的来看，目前主流的大概有以下五种定电价方案：1、一事一议定电价：在招标机制下通过市场 竞争的方式确定不同招标示范项目的示范电价。2、按辐照资源分区域给出不同地区的示范电价。3、一事一议定电价：项目获核准后由专家组据情况计算给出示范 电价。4、一事一议定电价：项目建成后根据项目的实际运行情况给出示范电价。5、按储能时长给出不同储热时长项目不同的示范电价。

　　经过过去两年来行业和政府层面的不断研讨，目前基本可以确定的是，首批商业化示范项目不宜采取统一示范电价的策略来推进实施，宜采用一事一议方 案。一事一议也有上述三种模式可选，有行业人士从国家能源局新能源与可再生能源司获悉的消息称，政府层面目前似乎倾向于选择在项目建成后一事一议定电价的 方案来推进示范项目的实施，也即上述第四种方案。

　　电力规划设计总院副院长孙锐此前对CSPPLAZA记者表示，“如果采用这种定电价的方案，政策方面应给出一个具体的框架，即保证给予某个示范项目在建成后可以获得合理的资本金内部收益率的电价。”

　　而政府要制定具体的实施框架，可能又会面临很多难解的问题，比如如何设置电价补贴的上限?应该保证给予项目方多大的收益率?这一收益率是否应该统一?如果项目方实际核算的成本高出了应该补贴的电价上限，又该如何?