目前，首批示范项目陆续进入建设阶段。但从项目推进情况来看，由于受到国内技术储备不成熟、融资困难等方面的影响，仍有超过一半的示范项目并未实质性动工建设。
与欧美、中东、北非等光热发电产业发展成熟地区比较，我国光热发电产业仍处于发展的初级阶段，亟需更多的政策扶持和金融支持。
①启动首批光热发电示范项目电价延期联动机制。
首批20个光热发电示范项目的标杆上网电价为1.15元/kWh(含税)，该电价仅适用于在2018年底前建成投产的示范项目(国能新能[2016]223号)。但截至2017年12月中旬，已开展实际招投标并完成融资进入建设阶段的不到10个。
按照西部地区单个光热发电项目平均需要18个月工期，大部分示范项目在2018年底前无法并网，即存在并网时的电价不确定性，由此导致企业投资决策与融资更加困难。
建议
尽快出台针对首批光热发电示范项目延期并网的电价机制。
1.15元/kWh的示范电价有效期延后一年，即在2019年12月31日前并网的该批项目仍给予首批示范电价。
②启动第二批光热发电示范项目申报工作，“十三五”期间电价政策保持稳定。
启动剩余4GW项目的申报筛选工作。由于光热发电上下游产业链较长，仍然需要经历一个较长的市场培育过程。
建议
“十三五”期间电价政策保持稳定。
③尽快落实光热发电项目财政税收、绿色信贷等支持政策，出台用地指导意见。
建议
尽快将光热发电增补到光伏、风电等新能源行业优惠政策体系中，加快出台绿色信贷政策支持光热产业健康发展。出台关于光热电站的用地指导政策，同意光热电站用地在未硬化、未改变土地原貌的用地区域采取无偿划拨或租赁形式取得;
水土保持费用按实际扰动面积计量;免征草原补偿费;取消滩涂、戈壁、荒漠的土地管理税费，其他地类统一指导土地管理税费价格，按最低价且不超过每平米1元钱的征收标准执行。
④制定光热发电行业标准，建立健全监管体系。
建议
尽快建立符合我国国情的太阳能光热资源开发的标准和规范。认真评估太阳能光热资源开发全产业链现状、能力、储备、品质、装备等，制定切实可行的产业链系统协同发展机制及指导方向，推动光热发电技术不断进步，最终实现发电成本大幅下降。
⑤明确定位光热电站对燃气电站的调峰功能替代，置换燃气用于工业供热与民用采暖领域。
当前，部分地区“煤改气”和“煤改电”的实施虽然暂缓了“雾霾”天气的影响，但是高额政府补贴和我国天然气资源紧缺限制，造成这两种供暖方式不具有可持续性。
光热发电有自带储能优势，具备承担类似燃气电站的快速启动调峰能力，且随着技术进步与产业规模化发展，其成本与天然气发电成本的差距在逐渐缩小。
建议
明确光热发电对燃气电站的调峰功能替代作用，加快大规模发展光热发电;配套政策扶持光热发电技术在中高温应用领域的技术创新和装备制造，推广光热发电技术应用于工业供热与民用采暖领域。
