目前，首批示范項目陸續進入建設階段。但從項目推進情況來看，由于受到國內技術儲備不成熟、融資困難等方面的影響，仍有超過一半的示范項目并未實質性動工建設。
與歐美、中東、北非等光熱發電產業發展成熟地區比較，我國光熱發電產業仍處于發展的初級階段，亟需更多的政策扶持和金融支持。
①啟動首批光熱發電示范項目電價延期聯動機制。
首批20個光熱發電示范項目的標桿上網電價為1.15元/kWh(含稅)，該電價僅適用于在2018年底前建成投產的示范項目(國能新能[2016]223號)。但截至2017年12月中旬，已開展實際招投標并完成融資進入建設階段的不到10個。
按照西部地區單個光熱發電項目平均需要18個月工期，大部分示范項目在2018年底前無法并網，即存在并網時的電價不確定性，由此導致企業投資決策與融資更加困難。
建議
盡快出臺針對首批光熱發電示范項目延期并網的電價機制。
1.15元/kWh的示范電價有效期延后一年，即在2019年12月31日前并網的該批項目仍給予首批示范電價。
②啟動第二批光熱發電示范項目申報工作，“十三五”期間電價政策保持穩定。
啟動剩余4GW項目的申報篩選工作。由于光熱發電上下游產業鏈較長，仍然需要經歷一個較長的市場培育過程。
建議
“十三五”期間電價政策保持穩定。
③盡快落實光熱發電項目財政稅收、綠色信貸等支持政策，出臺用地指導意見。
建議
盡快將光熱發電增補到光伏、風電等新能源行業優惠政策體系中，加快出臺綠色信貸政策支持光熱產業健康發展。出臺關于光熱電站的用地指導政策，同意光熱電站用地在未硬化、未改變土地原貌的用地區域采取無償劃撥或租賃形式取得;
水土保持費用按實際擾動面積計量;免征草原補償費;取消灘涂、戈壁、荒漠的土地管理稅費，其他地類統一指導土地管理稅費價格，按最低價且不超過每平米1元錢的征收標準執行。
④制定光熱發電行業標準，建立健全監管體系。
建議
盡快建立符合我國國情的太陽能光熱資源開發的標準和規范。認真評估太陽能光熱資源開發全產業鏈現狀、能力、儲備、品質、裝備等，制定切實可行的產業鏈系統協同發展機制及指導方向，推動光熱發電技術不斷進步，最終實現發電成本大幅下降。
⑤明確定位光熱電站對燃氣電站的調峰功能替代，置換燃氣用于工業供熱與民用采暖領域。
當前，部分地區“煤改氣”和“煤改電”的實施雖然暫緩了“霧霾”天氣的影響，但是高額政府補貼和我國天然氣資源緊缺限制，造成這兩種供暖方式不具有可持續性。
光熱發電有自帶儲能優勢，具備承擔類似燃氣電站的快速啟動調峰能力，且隨著技術進步與產業規模化發展，其成本與天然氣發電成本的差距在逐漸縮小。
建議
明確光熱發電對燃氣電站的調峰功能替代作用，加快大規模發展光熱發電;配套政策扶持光熱發電技術在中高溫應用領域的技術創新和裝備制造，推廣光熱發電技術應用于工業供熱與民用采暖領域。
