由沙特水电公司ACWAPower、上海电气集团、美国BrightSource等组成的联合体投出了史上最低价9.45美分/KWh，约合人民币0.64元/KWh。
这一超低价刷新了人们对光热发电高成本的普遍认知，同时为行业的进一步发展和成本的进一步削减注入了更大动力。
在中国，本次招标更因有哈尔滨电气集团公司、山东电力建设第三工程公司、上海电气集团股份有限公司和北京首航艾启威节能技术股份有限公司共计四家中国公司参与投标而被广泛关注。
此200MW塔式光热发电项目将建于MohammedbinRashidAlMaktoum太阳能园区内，为该园区的第四期项目，也是该园区总规划1GW光热发电项目的一期工程，将配置长达15小时左右的储热系统。该项目预计将于2021年投入运营。
“光热发电成本已经降到10美分/KWh以下的水平。”投出最低价的联合体公司之一，ACWAPower公司的CEOPaddyPadmanathan对此表示，“光热发电目前在全球范围内的装机量约为5GW，其发电成本相应地已经降低到了10美分/KWh的水平，光伏发电的成本虽然可能只有这一成本的一半左右，但其是通过全球总装机规模约325GW的体量来实现的。”
Padmanathan补充道，DEWA招标时明确表示该200MW塔式光热发电项目标的不涵盖任何补贴，但该项目的土地使用费只是名义上收取，实际数额微乎其微。与此同时，该项目业主要求竞标方需保证电站在运营期内每天的下午4点到上午10点间都能正常运行发电。
这意味着，预计将由两个100MW的塔式发电机组构成的200MWMohammadBinRashidAlMaktoum太阳能园区CSP项目将通过其大型熔盐储热系统，确保夜间电力的连续供应。
支持者们认为，此次的9.45美分/KWh的竞标价表明，光热发电配熔盐储热系统可以在成本方面胜过光伏加长时间电池储能系统的成本，这一结论已经开始被实际证明。
世界银行前总监、现华盛顿某独立经济分析师JonathanWalters赞同地表示：“本次竞标说明，在光热发电和熔盐储能结合之下，太阳能的夜间利用成本并不高。即便是在太阳能资源不佳的地区，光热发电成本也能保持在一个较低的水平。”
JonathanWalters对记者说道：“这也表明，在阳光充裕的国家，除去最开始的电力响应需求外，电网级电池组的规模已不大有可能胜过储热系统。”
反对声音：光伏+电池的发电成本早已低于10美分/KWh
但并非所有人都对此持乐观态度，相反，他们并不认为这一史上最低电价为光热发电成本下降带来了实质意义。
Bloomberg新能源财经的太阳能资深分析师JennyChase表示，迪拜此次最低竞标电价即便落地，也需等到2021年项目投运才能真正实现，而光伏加电池储能的发电成本已开始非常接近于10美分/KWh的成本水平。
他举例道，夏威夷的Kauai岛上一个配备了100MWh储能电池系统的28MW光伏项目即将于明年投运。在美国30%的投资税收抵免政策支持下（以下简称ITC，该政策由政府给予项目30%的税收返还），该项目的电价已低至111美元/MWh。
再如，由Tucson电力公司和NextEra公司联合开发的“光伏+电池储能”项目，储电时长为3小时，即将于2019年动工，同样在ITC政策支持下，其电价低于45美元/MWh。
反对者还表示，到目前为止，光伏加储能系统的核心组件光伏板和储能电池仍有降价空间，而光热的核心组件如定日镜、汽轮机等都已几乎达到了最低成本价。
就成本因素来说，JennyChase认为到2021年左右，一个配备1.6GWh锂电池储能系统的200MW光伏电站的电价成本将降低至115美元/MWh。
这个电价虽然高于此次迪拜光热项目中的9.45美分/KWh，但两个价格间的差异并不大。
最低电价或暗藏技术风险
JennyChase坦言，之所以对此持怀疑态度，是因为几家竞标方所报电价，是基于电站运维一切正常的理想状态下，似乎没有将技术风险考虑在内。而在光热电站的运维过程中，却极有可能发生事故。
JennyChase指出，“老牌光热帝国”西班牙目前的在运行光热电站的容量因子约在25%左右，这一数值远低于当初规划的40%。而在美国，新月沙丘和Ivanpah塔式光热电站的开发调试所花费的时间也比预期的要长。
这也说明，如果DEWA选择了最低竞标价，而且中标者能最终实现承诺，那么这对整个光热发电行业来说，无疑是一件振奋人心的事。
“但如果他们不能使光热的发电成本降至比‘光伏+储能’组合更低的水平，那么这个行业未来生存的概率很小。”JennyChase表示，“对于光热发电行业而言，就是需要背水一战。”
