“抢钱”一说可能并不为过，据上述光伏人士的测算，一个10MW的光伏电站每年将因此增加至少120万元的运营成本。以一个10MW光伏电站月均发电量110万千瓦时及现行的光伏电价计算，这相当于该光伏电站一个多月的售电收入。
这些所谓的“抢钱”理由分别来源于上述两项细则给出的相关强制性规定，一是《并网运行管理实施细则》规定，光功率预测准确率应该在90%以上，但光伏电站现在普遍做不到这么高，而不能对功率进行准确预测就将面临罚款。这是因为如果不能对光伏电站输出功率进行准确预知，电网就无法更好地对光伏电站的电力进行管理和调度，因此此前国家电网已经要求各电站安装光功率预测系统，但事实上很多光伏电站现在仍未安装，即便已有安装，因功率预测的难度极大，一般的预测系统也难以达到很高的准确度。
在上述《辅助服务管理实施细则》中，辅助服务指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的服务，包括：调频、调峰、自动发电控制(AGC)、无功调节、自动电压控制(AVC)、备用、黑启动等。其中又分基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、备用、有偿无功调节和黑启动。
细则规定，对基本辅助服务不进行补偿，当并网发电厂因其自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核;对提供的有偿辅助服务进行补偿，当并网发电厂因其自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。对于光伏电站而言，其不但无法提供基本辅助服务，更无法提供有偿辅助服务。那么根据细则规定，其就必然将面临考核和扣款。
上述报道称，对于西北能监局为何要出具这样的文件，有业内人士毫不讳言，“其实就是摊销火电为新能源调峰的配套成本，这对新能源电站的运行和发展极其不利。”西北能监局工作人员表示，“西北地区光伏并网容量越来越大，也在间歇性、不稳定等特点，因此将纳入统一考核标准。在新能源的调峰、调频上面，火电企业意见很大，感觉付出的劳动并未得到回报。”这也从侧面解释了这份修订稿出台的部分原因。
记者之所以关注上述两份细则的出台，是由于这可能对光热发电产业而言是一个潜在利好。从光伏和光热的电源属性来看，光伏电站在功率预测、无功功率输出、并网调度等方面都存在天生的缺陷，需要配置火电来辅助调峰，因此成为上述两项细则的处罚目标。储热型光热电站则有与传统火电相似的电力特性，在无功调节、调峰调频等方面具有天然优势，甚至可以为电网其它不稳定电源提供有偿辅助服务来获得更多增益。
光伏和光热的竞争与对比到今天都依然是行业热议的话题。从西北能监局发布的上述细则来看，电网和电力监管系统对光伏这种不稳定电能的认识已十分清晰，西部光伏电站由此将增加一大笔的运行费用，直接降低光伏电站的收益率，从而直接影响到资本在西部新建光伏电站的信心。更多的资本将转而投向光热这种稳定的、更适合西部大型太阳能电站开发的技术上来。
事实上，根据记者近段时间的了解，部分此前从事光伏电站开发的投资商已经清醒地意识到了“西部大型光伏电站的投资正在走向末路”这一潜在事实，如已投资约2GW光伏电站的河北某能源集团已开始着眼于更具潜力的光热电站开发领域，正寻求投建100MW塔式熔盐光热电站。
从宏观层面来看，未来，我国太阳能发电市场将逐步形成光伏以负荷区的分布式应用为主、光热以西部大型太阳能电站开发为主的格局。
首航光热董事总经理姚志豪极为敏感地意识到上述两项细则的颁布对光热产业可能带来的潜在利好影响，他认为，“无论是对于光功率预测，还是无功调节、调峰调频等，光热电站都有很大优势。光热发电的优势将在以后得到越来越明显的体现，这两项细则的出台也从侧面表明电力监管层对可再生能源电能质量的态度。这对光热行业而言应是一项真正的利好。”
但也有光热行业人士对此较为审慎，“因为没有看到细则全文，还不能据此简单判断是否对光热发电行业是一个利好。”某业内人士表示。
但可以肯定的是，我们需要更多地关注储热型光热发电技术的开发和应用，以更大程度上满足电网的接纳要求。
另据青海省电网调度中心的说法，2015年1月1日，上述两项细则就要正式实行。我们将继续关注这两项细则的实施对西部光伏电站开发将带来的影响，并以此指导光热行业的前进步伐。
