由沙特水電公司ACWAPower、上海電氣集團、美國BrightSource等組成的聯合體投出了史上最低價9.45美分/KWh，約合人民幣0.64元/KWh。
這一超低價刷新了人們對光熱發電高成本的普遍認知，同時為行業的進一步發展和成本的進一步削減注入了更大動力。
在中國，本次招標更因有哈爾濱電氣集團公司、山東電力建設第三工程公司、上海電氣集團股份有限公司和北京首航艾啟威節能技術股份有限公司共計四家中國公司參與投標而被廣泛關注。
此200MW塔式光熱發電項目將建于MohammedbinRashidAlMaktoum太陽能園區內，為該園區的第四期項目，也是該園區總規劃1GW光熱發電項目的一期工程，將配置長達15小時左右的儲熱系統。該項目預計將于2021年投入運營。
“光熱發電成本已經降到10美分/KWh以下的水平。”投出最低價的聯合體公司之一，ACWAPower公司的CEOPaddyPadmanathan對此表示，“光熱發電目前在全球范圍內的裝機量約為5GW，其發電成本相應地已經降低到了10美分/KWh的水平，光伏發電的成本雖然可能只有這一成本的一半左右，但其是通過全球總裝機規模約325GW的體量來實現的。”
Padmanathan補充道，DEWA招標時明確表示該200MW塔式光熱發電項目標的不涵蓋任何補貼，但該項目的土地使用費只是名義上收取，實際數額微乎其微。與此同時，該項目業主要求競標方需保證電站在運營期內每天的下午4點到上午10點間都能正常運行發電。
這意味著，預計將由兩個100MW的塔式發電機組構成的200MWMohammadBinRashidAlMaktoum太陽能園區CSP項目將通過其大型熔鹽儲熱系統，確保夜間電力的連續供應。
支持者們認為，此次的9.45美分/KWh的競標價表明，光熱發電配熔鹽儲熱系統可以在成本方面勝過光伏加長時間電池儲能系統的成本，這一結論已經開始被實際證明。
世界銀行前總監、現華盛頓某獨立經濟分析師JonathanWalters贊同地表示：“本次競標說明，在光熱發電和熔鹽儲能結合之下，太陽能的夜間利用成本并不高。即便是在太陽能資源不佳的地區，光熱發電成本也能保持在一個較低的水平。”
JonathanWalters對記者說道：“這也表明，在陽光充裕的國家，除去最開始的電力響應需求外，電網級電池組的規模已不大有可能勝過儲熱系統。”
反對聲音：光伏+電池的發電成本早已低于10美分/KWh
但并非所有人都對此持樂觀態度，相反，他們并不認為這一史上最低電價為光熱發電成本下降帶來了實質意義。
Bloomberg新能源財經的太陽能資深分析師JennyChase表示，迪拜此次最低競標電價即便落地，也需等到2021年項目投運才能真正實現，而光伏加電池儲能的發電成本已開始非常接近于10美分/KWh的成本水平。
他舉例道，夏威夷的Kauai島上一個配備了100MWh儲能電池系統的28MW光伏項目即將于明年投運。在美國30%的投資稅收抵免政策支持下（以下簡稱ITC，該政策由政府給予項目30%的稅收返還），該項目的電價已低至111美元/MWh。
再如，由Tucson電力公司和NextEra公司聯合開發的“光伏+電池儲能”項目，儲電時長為3小時，即將于2019年動工，同樣在ITC政策支持下，其電價低于45美元/MWh。
反對者還表示，到目前為止，光伏加儲能系統的核心組件光伏板和儲能電池仍有降價空間，而光熱的核心組件如定日鏡、汽輪機等都已幾乎達到了最低成本價。
就成本因素來說，JennyChase認為到2021年左右，一個配備1.6GWh鋰電池儲能系統的200MW光伏電站的電價成本將降低至115美元/MWh。
這個電價雖然高于此次迪拜光熱項目中的9.45美分/KWh，但兩個價格間的差異并不大。
最低電價或暗藏技術風險
JennyChase坦言，之所以對此持懷疑態度，是因為幾家競標方所報電價，是基于電站運維一切正常的理想狀態下，似乎沒有將技術風險考慮在內。而在光熱電站的運維過程中，卻極有可能發生事故。
JennyChase指出，“老牌光熱帝國”西班牙目前的在運行光熱電站的容量因子約在25%左右，這一數值遠低于當初規劃的40%。而在美國，新月沙丘和Ivanpah塔式光熱電站的開發調試所花費的時間也比預期的要長。
這也說明，如果DEWA選擇了最低競標價，而且中標者能最終實現承諾，那么這對整個光熱發電行業來說，無疑是一件振奮人心的事。
“但如果他們不能使光熱的發電成本降至比‘光伏+儲能’組合更低的水平，那么這個行業未來生存的概率很小。”JennyChase表示，“對于光熱發電行業而言，就是需要背水一戰。”
