根据国家相关部门要求，我国首批光热发电示范项目原则上应在2018年底前建成投产。然而，据记者了解，目前离截止时间已不到一年，许多工程还未实质性开工。按照两年左右的建设周期，恐怕将有很多首批光热发电示范项目无法在2018年底前完成，这也意味着该批项目无法享受1.15元/千瓦时的标杆上网电价，将无利可图甚至亏损。
为此，2月9日和11日，国家能源局专门组织召开首批光热示范项目建设工作座谈会，分别听取了各项目单位和项目所在地省级能源主管部门的意见和建议。
“目前光热发展面临技术、资金、土地三大瓶颈。”业内专家告诉记者，可以说，首批光热示范项目延期的相关政策直接关系到光热示范项目能否顺利推进，此次座谈会的召开，表明政府层面正在积极着手解决这一问题，本着确保首批示范项目建设取得成功的一致目标，从政策角度化解示范项目的推进障碍，将会为示范项目的发展营造良好的环境。
三大瓶颈致使光热投资成本高
据记者了解，面对日益临近的“大限”和难以启动的项目，在今年1月初，全国工商联新能源商会举行的一次关于光热的闭门会议上，光热业界讨论非常热烈，大家纷纷表达了对调整现行土地政策和电价政策延期的期许。
近日，西北能源监管局对辖区内光热发电示范项目进行调研显示，光热项目用地成本较高。据中广核太阳能德令哈有限 公司反映，目前该公司土地使用方面，已缴纳和需缴纳共三项费用：一是征用土地给当地牧民经济补偿已经支付完毕；二是耕地占用税已经支付完毕；三是草原征占用费用，2015年该公司已经取得土地证，近期有关部门通知该公司因占用草原，需接受处罚再补办草原征占用手续，处罚金额及征占费用目前还无法准确计算。
第一批光热示范项目之所以未能按预期进行，主要原因就是投资成本大、融资难。按照光热发电30元/瓦的投资成本测算，“十三五”期间光热发电投资规模在3000亿元以上。由于成本高昂，光热发电项目的经济性主要依靠上网电价。对比传统火电和光伏发电，光热发电的初始投资成本和度电成本均相当于传统火电的4倍，是光伏发电的2倍。
上述业内专家向记者表示，目前，光热发电技术是试验示范阶段的新技术，属 于创新型的技术发展理念，在具体项目的技术和管理上都缺乏相关经验，造成许多金融机构采取观望态度，项目业主获得融资难度大，尤其是民营企业，虽然技术研发能力比较强，但企业整体实力比较弱，融资则更加困难。
多措并举破解光热发展难题
记者了解到，光热项目由于投资巨大，目前许多公司都是初次涉足这一领域，因此顾虑比较多，投资收益便是其中之一。比如，2018年底前投运的青海省示范项目，执行国家核定的光热发电项目标杆电价1.15元/千瓦时，其中0.2277元/千瓦时青海省平均购电价部分，由青海电网按月及时结算，剩余0.9223元/千瓦时属于可再生能源电价补贴，而目前补贴目录的申报周期为一年，间隔时间较长，并且补贴发放延迟的情况已经常态化，若未来光 热再出现弃光限电情况，项目有可能将无法正常生产经营。
事实上，国家建立光热示范项目制度的目的主要有两个方面：一是扩大光热发电产业规模，通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，建立并完善光热发电技术规范和标准，尽快达到商业化运营规模要求；二是培育系统集成商，通过示范项目建设，培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续光热发电发展的需要。可以说，今后首批光热发电示范项目能否顺利推进直接关系到我国光热产业的可持续发展。
“目前，光热产业还处于发展的初期阶段，项目能否正常生产经营并取得投资回报，是决定光热产业未来能否持续发展的重要因素。”上述业内专家对记者说，国家应进一步完善可再生能源全额收购相关政策，并对光热发电给予一定的政策倾斜，充分发挥光热发电效率，进一步降低成本。同时，建立光热电价补贴目录申报和发放绿色通道，确保项目能够及时足额取得电价补贴，确保项目建成投运后正常生产经营。
另外，中国循环经济协会可再生能源专委会相关专家表示，今后，国家应加强光热相关规划引导，并支持在建项目续建，释放后续示范项目，保持并增加项目投资方对技术研发和项目运营人力、物力、财力投入。同时，还应通过项目设计、建设、运行培养人才、积累经验，促进光热相关装备的研发，以及统一标准下的大规模量产复制，降低投资建设成本，提升项目运营管理水平。(文/杨鲲鹏)
注：本文章转载自国家能源报道，不代表本网观点立场。
