“搶錢”一說可能并不為過，據上述光伏人士的測算，一個10MW的光伏電站每年將因此增加至少120萬元的運營成本。以一個10MW光伏電站月均發電量110萬千瓦時及現行的光伏電價計算，這相當于該光伏電站一個多月的售電收入。
這些所謂的“搶錢”理由分別來源于上述兩項細則給出的相關強制性規定，一是《并網運行管理實施細則》規定，光功率預測準確率應該在90%以上，但光伏電站現在普遍做不到這么高，而不能對功率進行準確預測就將面臨罰款。這是因為如果不能對光伏電站輸出功率進行準確預知，電網就無法更好地對光伏電站的電力進行管理和調度，因此此前國家電網已經要求各電站安裝光功率預測系統，但事實上很多光伏電站現在仍未安裝，即便已有安裝，因功率預測的難度極大，一般的預測系統也難以達到很高的準確度。
在上述《輔助服務管理實施細則》中，輔助服務指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由并網發電廠提供的服務，包括：調頻、調峰、自動發電控制(AGC)、無功調節、自動電壓控制(AVC)、備用、黑啟動等。其中又分基本輔助服務和有償輔助服務。基本輔助服務是指為了保障電力系統安全穩定運行，保證電能質量，發電機組必須提供的輔助服務。包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節。有償輔助服務是指并網發電廠在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制(AGC)、有償調峰、備用、有償無功調節和黑啟動。
細則規定，對基本輔助服務不進行補償，當并網發電廠因其自身原因不能提供基本輔助服務時需接受考核;對提供的有償輔助服務進行補償，當并網發電廠因其自身原因不能被調用或者達不到預定調用標準時需接受考核。對于光伏電站而言，其不但無法提供基本輔助服務，更無法提供有償輔助服務。那么根據細則規定，其就必然將面臨考核和扣款。
上述報道稱，對于西北能監局為何要出具這樣的文件，有業內人士毫不諱言，“其實就是攤銷火電為新能源調峰的配套成本，這對新能源電站的運行和發展極其不利。”西北能監局工作人員表示，“西北地區光伏并網容量越來越大，也在間歇性、不穩定等特點，因此將納入統一考核標準。在新能源的調峰、調頻上面，火電企業意見很大，感覺付出的勞動并未得到回報。”這也從側面解釋了這份修訂稿出臺的部分原因。
記者之所以關注上述兩份細則的出臺，是由于這可能對光熱發電產業而言是一個潛在利好。從光伏和光熱的電源屬性來看，光伏電站在功率預測、無功功率輸出、并網調度等方面都存在天生的缺陷，需要配置火電來輔助調峰，因此成為上述兩項細則的處罰目標。儲熱型光熱電站則有與傳統火電相似的電力特性，在無功調節、調峰調頻等方面具有天然優勢，甚至可以為電網其它不穩定電源提供有償輔助服務來獲得更多增益。
光伏和光熱的競爭與對比到今天都依然是行業熱議的話題。從西北能監局發布的上述細則來看，電網和電力監管系統對光伏這種不穩定電能的認識已十分清晰，西部光伏電站由此將增加一大筆的運行費用，直接降低光伏電站的收益率，從而直接影響到資本在西部新建光伏電站的信心。更多的資本將轉而投向光熱這種穩定的、更適合西部大型太陽能電站開發的技術上來。
事實上，根據記者近段時間的了解，部分此前從事光伏電站開發的投資商已經清醒地意識到了“西部大型光伏電站的投資正在走向末路”這一潛在事實，如已投資約2GW光伏電站的河北某能源集團已開始著眼于更具潛力的光熱電站開發領域，正尋求投建100MW塔式熔鹽光熱電站。
從宏觀層面來看，未來，我國太陽能發電市場將逐步形成光伏以負荷區的分布式應用為主、光熱以西部大型太陽能電站開發為主的格局。
首航光熱董事總經理姚志豪極為敏感地意識到上述兩項細則的頒布對光熱產業可能帶來的潛在利好影響，他認為，“無論是對于光功率預測，還是無功調節、調峰調頻等，光熱電站都有很大優勢。光熱發電的優勢將在以后得到越來越明顯的體現，這兩項細則的出臺也從側面表明電力監管層對可再生能源電能質量的態度。這對光熱行業而言應是一項真正的利好。”
但也有光熱行業人士對此較為審慎，“因為沒有看到細則全文，還不能據此簡單判斷是否對光熱發電行業是一個利好。”某業內人士表示。
但可以肯定的是，我們需要更多地關注儲熱型光熱發電技術的開發和應用，以更大程度上滿足電網的接納要求。
另據青海省電網調度中心的說法，2015年1月1日，上述兩項細則就要正式實行。我們將繼續關注這兩項細則的實施對西部光伏電站開發將帶來的影響，并以此指導光熱行業的前進步伐。
