根據國家相關部門要求，我國首批光熱發電示范項目原則上應在2018年底前建成投產。然而，據記者了解，目前離截止時間已不到一年，許多工程還未實質性開工。按照兩年左右的建設周期，恐怕將有很多首批光熱發電示范項目無法在2018年底前完成，這也意味著該批項目無法享受1.15元/千瓦時的標桿上網電價，將無利可圖甚至虧損。 

    為此，2月9日和11日，國家能源局專門組織召開首批光熱示范項目建設工作座談會，分別聽取了各項目單位和項目所在地省級能源主管部門的意見和建議。

  “目前光熱發展面臨技術、資金、土地三大瓶頸。”業內專家告訴記者，可以說，首批光熱示范項目延期的相關政策直接關系到光熱示范項目能否順利推進，此次座談會的召開，表明政府層面正在積極著手解決這一問題，本著確保首批示范項目建設取得成功的一致目標，從政策角度化解示范項目的推進障礙，將會為示范項目的發展營造良好的環境。

    三大瓶頸致使光熱投資成本高

   1、光熱項目用地成本較高

   據記者了解，面對日益臨近的“大限”和難以啟動的項目，在今年1月初，全國工商聯新能源商會舉行的一次關于光熱的閉門會議上，光熱業界討論非常熱烈，大家紛紛表達了對調整現行土地政策和電價政策延期的期許。

   近日，西北能源監管局對轄區內光熱發電示范項目進行調研顯示，光熱項目用地成本較高。據中廣核太陽能德令哈有限公司反映，目前該公司土地使用方面，已繳納和需繳納共三項費用：

   一是征用土地給當地牧民經濟補償，已經支付完畢；

   二是耕地占用稅，已經支付完畢；

   三是草原征占用費用，2015年該公司已經取得土地證，近期有關部門通知該公司因占用草原，需接受處罰再補辦草原征占用手續，處罰金額及征占費用目前還無法準確計算。

   2、光熱項目投資成本較高

   第一批光熱示范項目之所以未能按預期進行，主要原因就是投資成本大、融資難。按照光熱發電30元/瓦的投資成本測算，“十三五”期間光熱發電投資規模在3000億元以上。由于成本高昂，光熱發電項目的經濟性主要依靠上網電價。對比傳統火電和光伏發電，光熱發電的初始投資成本和度電成本均相當于傳統火電的4倍，是光伏發電的2倍。

  3、光熱發電技術是試驗示范階段的新技術

  上述業內專家向記者表示，目前，光熱發電技術是試驗示范階段的新技術，屬于創新型的技術發展理念，在具體項目的技術和管理上都缺乏相關經驗，造成許多金融機構采取觀望態度，項目業主獲得融資難度大，尤其是民營企業，雖然技術研發能力比較強，但企業整體實力比較弱，融資則更加困難。

   多措并舉破解光熱發展難題

   記者了解到，光熱項目由于投資巨大，目前許多公司都是初次涉足這一領域，因此顧慮比較多，投資收益便是其中之一。比如，2018年底前投運的青海省示范項目，執行國家核定的光熱發電項目標桿電價1.15元/千瓦時，其中0.2277元/千瓦時青海省平均購電價部分，由青海電網按月及時結算，剩余0.9223元/千瓦時屬于可再生能源電價補貼，而目前補貼目錄的申報周期為一年，間隔時間較長，并且補貼發放延遲的情況已經常態化，若未來光熱再出現棄光限電情況，項目有可能將無法正常生產經營。

   事實上，國家建立光熱示范項目制度的目的主要有兩個方面：

   一是擴大光熱發電產業規模，通過示范項目建設，形成國內光熱設備制造產業鏈，建立并完善光熱發電技術規范和標準，盡快達到商業化運營規模要求；

  二是培育系統集成商，通過示范項目建設，培育若干具備全面工程建設能力的系統集成商，以適應后續光熱發電發展的需要。可以說，今后首批光熱發電示范項目能否順利推進直接關系到我國光熱產業的可持續發展。

  “目前，光熱產業還處于發展的初期階段，項目能否正常生產經營并取得投資回報，是決定光熱產業未來能否持續發展的重要因素。”上述業內專家對記者說，國家應進一步完善可再生能源全額收購相關政策，并對光熱發電給予一定的政策傾斜，充分發揮光熱發電效率，進一步降低成本。同時，建立光熱電價補貼目錄申報和發放綠色通道，確保項目能夠及時足額取得電價補貼，確保項目建成投運后正常生產經營。

   另外，中國循環經濟協會可再生能源專委會相關專家表示，今后，國家應加強光熱相關規劃引導，并支持在建項目續建，釋放后續示范項目，保持并增加項目投資方對技術研發和項目運營人力、物力、財力投入。同時，還應通過項目設計、建設、運行培養人才、積累經驗，促進光熱相關裝備的研發，以及統一標準下的大規模量產復制，降低投資建設成本，提升項目運營管理水平。