作为光伏的“同胞兄弟”，光热仿佛一直活在光伏的影子之下，“重电轻热”问题似乎已经成为公认事实。然而，同样是利用太阳能发电，光伏发电与光热发电有着很大区别，光热的储热系统成为在当下弃光严峻情况的优势所在，在国家政策支持方面，两者是否应该被区别对待也是一直以来行业内争论不休的话题。
国务院参事室特约研究员、原全国人大环境与资源保护委员会调研室主任徐晓东在日前表示，光热是自带储能系统的，有一个小的子系统，可以把白天的热储存起来，在没有太阳的时候可以发电，它就是一个类似传统能源的电源系统。同样是利用太阳能，光伏就没有这个系统，你为什么不要求光伏也建一个这样的系统呢？这不是很不平等的事情吗？
针对徐晓东的这一看法，许多业内人士发表了他们的观点。
百吉瑞（天津）新能源有限公司的王志伟表示，光热发电的本质还是热发电，只是热来源于集热系统，这就为大规模蓄热提供了可行性，所以带有蓄热系统是光热发电有别于其它形式发电的重要特点；而光伏的特点则是光电直接转换，可以稍加处理之后直接消纳，若要求配置储能则是为配合调度不得已而为之。虽同样来源于光，但两者发电本质存在重要区别，因此同样要求是不合适的。
正如王志伟所言，两种发电方式的区别正是光热对比其他可再生能源最大的优势，光热的可控性远远高于风电、光伏，对电力系统而言，电网明显更愿意接纳相对稳定的光热发电。
持类似观点的还有北京天润新能投资有限公司的刘鹏，他认为光伏、光热本质不同，不应该放在一起比较，他还表示，光伏电力供给侧输入，完全没问题，没有必要再给光伏配上储能。光热不应该和光伏划分在一类，待未来不断发展成熟以后应该与传统火电做比较。
谈起光伏储能，有业内人士表示，光热配储热，光伏配储电，两者储能调峰本质一样，如若光伏发电能匹配低成本的MW级液流电池或其他储能，一样具备与传统火电比较的本质。中国的200MW/800MWh储能电站项目目前已经立项，而储能技术也限制了微电网技术的突破，根据《十二五规划》，能源局提出30个微电网示范，然而，“十二五”结束后，微电网示范项目无一落地，究其原因，则是针对储能的支持政策迟迟难以落地，储能技术的发展缓慢。综上所述，他认为，光伏配储电，光热配储热，功能定位是大规模发电还是分布式发电，决定定位的造价成本，应该政策支持谁好谁取代！
事实上，光伏现有的储电技术面临造价高，寿命短等缺陷，难以实现大规模运用，这也是导致弃光现象的根本原因。尽管目前国内光热行业面临度电成本高、缺乏有力政策支持等诸多问题还未实现大规模商业化运用，但光热配储热的成本仍远低于光伏配蓄电池的成本。
“目前光伏未配备储能是因为实现起来代价太高，光热则可以简单实现储能。”光热群友马建华如是说道，他举了一个例子，以一个水电站来说，大坝是储能设施。若这个水电站因地形因素不能做水坝蓄水，只能是来大水发大电，来小水发小电，无来水就不发电。这种水电站严格来说是没有开发价值的。太阳能电站省去储能部分，对于一个水电站来说就是省去建大坝的钱。这样就容易理解一个几百兆的纯光伏电站对电网的要求是有多高。但是光伏人很善于开发新商机，现在又大推分布式。随着分布式累计总装机容量的增大，若储能问题不解决，装机量饱和问题始终存在。光伏产业在技术理论上还是很难做到持续高增长。带储能的光热在技术理论上没有装机量饱和问题，因此有持续发展的条件，他认为光热起步较难但是前景广阔。
尽管光热的特殊优势决定了其未来发展的无限潜力，但也得做好最坏的打算，光热发电行业当前所处的宏观环境日趋严峻，一方面光伏发电的价格仍在快速下跌、上网电价进一步下调的趋势十分明显；另一方面，在频频颁布的政策支持下，储电技术的受关注度及技术成熟度正在快速提高。
反观光热发电行业，距光热发电示范项目启动会召开以来已经过去了七个月，电价及名单却仍未公布，光热行业亟需通过启动一批示范项目来打造更为成熟、稳定、低成本的产业链，以提升光热发电在电力市场上的竞争力，而这一观点，在刚刚闭幕的CPC2016光热电站大会上也得到了包括政策制定者在内几乎所有与会人员的共识。
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