2016年的9月份，對光熱行業來說是名副其實的Luckymonth，首批20個光熱示范項目及1.15元/kwh光熱電價相繼落地，讓苦等數年的光熱企業嗅到了春天的氣息。

根據能源局公布的結果，首批20個示范項目包含9個塔式，7個槽式和4個菲涅爾式電站，總裝機134.9萬千瓦。能源局規定，各示范項目原則上應在2018年底前建成投產。

時至2018年3月底，距示范項目并網期限已不足9個月，項目的實際建設進程卻遠不及預期。

4項目退出 16個項目承諾繼續建設

電力規劃設計總院副院長孫銳在2018光熱發電聚焦大會演講中介紹，截至目前，首批20個示范項目中有4個項目因種種因素退出，規模共計335MW，包括國華玉門100MW,國電投德令哈135mw，北方聯合50MW,中信張北50MW。

剩余的16個項目中塔式電站7個，槽式電站7個，菲紐爾式電站2個。示范項目的分布情況也發生了一些變化，新疆1個項目，保持不變，甘肅由9個變為8個，內蒙由2個變為1個，河北由4個變為3個，青海由4個變為3個。

目前，確定2018年底可以如期并網的項目有5個，分別是中控德令哈50MW塔式項目，首航敦煌100MW塔式，玉門鑫能50MW塔式、金釩能源阿克塞50MW槽式、中廣核德令哈50MW槽式。其余的11個項目已經陸續提交并網承諾函。

孫銳介紹，隨著項目建設時間的推遲，相應招標采購也會推遲，因此提交承諾函的業主，需接受項目延期與電價聯動機制的相關規定，上網電價依次為1.14元/kwh,1.12元/kwh，1.07元/kwh。這也決定了項目投運越早，可享受的電價越高。孫銳表示，目前不排除余下的示范項目仍有退出的可能。

國家太陽能光熱聯盟秘書長杜鳳麗表示，針對已經提交承諾函的項目仍舊未能如期并網，該聯盟向相關部門提出建議，要建立信用體系，在一定的期限之內，如果還有相關獲得補貼的光熱發電項目，該業主將不能參與。

那么后進場的光熱企業能否繼續補位首批示范項目，對此孫銳表示，20個首批示范項目是經過層層篩選從100多個項目中選拔而來，審核嚴格。建議后進場企業參與第二批示范項目的申報。

第二批示范項目如何開局?

首批示范項目在遭遇先行者困境的同時，也為后續示范項目的有序進行積攢了經驗。

業內專家認為掣肘光熱示范進程的因素包含技術、融資、用地等多個方面，因此第二批示范項目應充分考慮這些問題，確保項目有序建設。

杜鳳麗表示，首批示范項目進展緩慢，包含對技術難度估計不足，相關部門對于施工期的要求太嚴苛，申報企業準備不充分等多種原因，導致有的項目為了趕工期甚至在冬季施工。

融資問題更是阻礙項目進程的老大難?，F階段光熱發電項目的工程造價在2.5萬-3萬元/千瓦，而光熱項目的參與者主多為民營企業，融資成本和央企相比有很大差距。雖然國內金融機構可以為民營企業提供貸款，但是在擔保和抵押的條件上要求比較高。

除此之外，此前多個項目遭遇用地問題，反映了項目在申報前期未能得到地方政府的明確支持，造成項目落地之后地方政府出現失信行為，拖延進程。

根據“十三五”規劃，2020年光熱裝機規模為5GW，后續示范項目規模約為3GW以上。而據相關統計，目前已有近60個合計裝機約15GW的光熱發電項目在籌備當中，第二批示范項目又將呈現千軍萬馬過獨木橋的現象。因此需要企業在技術路線、項目選址等前期工作準備更加充分，以確保項目能如期進行。

孫銳建議，電站在選址上要選擇太陽直接輻射量比較高的地區，最好利用戈壁、荒漠這些未利用土地，不要占用林地、耕地。

在技術路線選擇上，浙江中控董事長兼總工程師金建祥認為要充分考慮經濟性。

他指出，槽式光熱效率的季節性和緯度敏感性明顯高于塔式，50MW電站,30°以上緯度塔式光熱效率高于槽式，100MW,32°以上緯度塔式光熱效率高于槽式。我國適合電站建設的光資源豐富地區維度高于36°塔式光熱效率比槽式高15%，現有條件下度電成本比槽式低27%。

此外，單機容量在10萬千瓦以上，提高機組容量對于降低單位千瓦工程投資，降低發電成本有利。