2016年的9月份，对光热行业来说是名副其实的Luckymonth，首批20个光热示范项目及1.15元/kwh光热电价相继落地，让苦等数年的光热企业嗅到了春天的气息。
根据能源局公布的结果，首批20个示范项目包含9个塔式，7个槽式和4个菲涅尔式电站，总装机134.9万千瓦。能源局规定，各示范项目原则上应在2018年底前建成投产。
时至2018年3月底，距示范项目并网期限已不足9个月，项目的实际建设进程却远不及预期。
4项目退出 16个项目承诺继续建设
电力规划设计总院副院长孙锐在2018光热发电聚焦大会演讲中介绍，截至目前，首批20个示范项目中有4个项目因种种因素退出，规模共计335MW，包括国华玉门100MW,国电投德令哈135mw，北方联合50MW,中信张北50MW。
剩余的16个项目中塔式电站7个，槽式电站7个，菲纽尔式电站2个。示范项目的分布情况也发生了一些变化，新疆1个项目，保持不变，甘肃由9个变为8个，内蒙由2个变为1个，河北由4个变为3个，青海由4个变为3个。
目前，确定2018年底可以如期并网的项目有5个，分别是中控德令哈50MW塔式项目，首航敦煌100MW塔式，玉门鑫能50MW塔式、金钒能源阿克塞50MW槽式、中广核德令哈50MW槽式。其余的11个项目已经陆续提交并网承诺函。
孙锐介绍，随着项目建设时间的推迟，相应招标采购也会推迟，因此提交承诺函的业主，需接受项目延期与电价联动机制的相关规定，上网电价依次为1.14元/kwh,1.12元/kwh，1.07元/kwh。这也决定了项目投运越早，可享受的电价越高。孙锐表示，目前不排除余下的示范项目仍有退出的可能。
国家太阳能光热联盟秘书长杜凤丽表示，针对已经提交承诺函的项目仍旧未能如期并网，该联盟向相关部门提出建议，要建立信用体系，在一定的期限之内，如果还有相关获得补贴的光热发电项目，该业主将不能参与。
那么后进场的光热企业能否继续补位首批示范项目，对此孙锐表示，20个首批示范项目是经过层层筛选从100多个项目中选拔而来，审核严格。建议后进场企业参与第二批示范项目的申报。
第二批示范项目如何开局?
首批示范项目在遭遇先行者困境的同时，也为后续示范项目的有序进行积攒了经验。
业内专家认为掣肘光热示范进程的因素包含技术、融资、用地等多个方面，因此第二批示范项目应充分考虑这些问题，确保项目有序建设。
杜凤丽表示，首批示范项目进展缓慢，包含对技术难度估计不足，相关部门对于施工期的要求太严苛，申报企业准备不充分等多种原因，导致有的项目为了赶工期甚至在冬季施工。
融资问题更是阻碍项目进程的老大难。现阶段光热发电项目的工程造价在2.5万-3万元/千瓦，而光热项目的参与者主多为民营企业，融资成本和央企相比有很大差距。虽然国内金融机构可以为民营企业提供贷款，但是在担保和抵押的条件上要求比较高。
除此之外，此前多个项目遭遇用地问题，反映了项目在申报前期未能得到地方政府的明确支持，造成项目落地之后地方政府出现失信行为，拖延进程。
根据“十三五”规划，2020年光热装机规模为5GW，后续示范项目规模约为3GW以上。而据相关统计，目前已有近60个合计装机约15GW的光热发电项目在筹备当中，第二批示范项目又将呈现千军万马过独木桥的现象。因此需要企业在技术路线、项目选址等前期工作准备更加充分，以确保项目能如期进行。
孙锐建议，电站在选址上要选择太阳直接辐射量比较高的地区，最好利用戈壁、荒漠这些未利用土地，不要占用林地、耕地。
在技术路线选择上，浙江中控董事长兼总工程师金建祥认为要充分考虑经济性。
他指出，槽式光热效率的季节性和纬度敏感性明显高于塔式，50MW电站,30°以上纬度塔式光热效率高于槽式，100MW,32°以上纬度塔式光热效率高于槽式。我国适合电站建设的光资源丰富地区维度高于36°塔式光热效率比槽式高15%，现有条件下度电成本比槽式低27%。
此外，单机容量在10万千瓦以上，提高机组容量对于降低单位千瓦工程投资，降低发电成本有利。
