截至今年4月，在首批20个光热示范项目中，已经有4个示范项目选择退出。补贴退坡、融资紧张，短短几个月时间，光热市场迅速“冷却”下来。
“在首批光热示范项目中，目前能够按原计划在2018年投运的项目可能只有4~5个，这很可能影响之后的融资与投资。”在“2018中国光热发电投资高峰论坛暨光热电站设计与设备选型研讨会”上，国家发改委能源研究所研究员时璟丽指出了当前光热发电项目面临的困境。
业内专家表示，掣肘光热示范项目进程的因素包含多个方面，首批示范项目进展缓慢，是业主对光热技术难度估计不足、企业对于施工期的要求过于乐观、申报企业准备不充分等多种原因，导致有的项目为了赶工期甚至在冬季施工，而这对光热示范电站施工、投产乃至于后期发展百害而无一利。一些光热电站在设计上照搬国外光热电站，与我国实际气候、工程经验不符也是造成这种困境的重要原因。
严肃看待工程设计差异
相对国外光热电站来说，我国相关团队缺少有经验的设计、安装和工程管理人员，这直接导致了工程进度偏慢;且相比国外光热电站项目地区，我国光热电站项目地区普遍存在风大、冬季高寒、风沙、缺水、结霜等气候特点;而国内一些设备供应商也相对缺乏光热电站配套经验和光热电站业绩。
中海阳能源集团股份有限公司 (简称“中海阳”)光热技术中心总工程师杨军峰表示，工程设计和设备需要适应中国一些特殊气候。一般槽式集热器最高工作风速约为14米/秒，但在冬季的西北地区，有时风速更高，极端风速曾达到31米/秒。在这样的情况下，集热器如何在高于31米/秒的风速下存活下来是一个重要的课题。当今市面上的各种集热器在设计时都有一个最高存活风速，我们不仅要对其进行校核 计算，还要做风洞试验。中海阳的集热器已经安排在中科院做风洞实验。其它的设备，风速影响不是太大，可以不做重点考虑，但集热器是必须重点关注的。
光热产业在我国发展至今，渐渐出现了一些国外光热设计中没考虑到的问题，比如牵扯到我国光热电站使用寿命和发电效率的重要“门槛”———冬季高寒。
杨军峰指出，在高寒的情况下需要加强导热油、熔盐、水设施的防凝设计，电伴热、防凝循环要做得可靠、保温，可能要做得更厚;有些电动箱在高寒的情况下，电器控制器件由于低温不能正常启动，这时就需要增加一些加温的装置，这都是在光热电站设计中要重点关注的。同时在投运后也要有一些应急预案，比如设施被冻坏后的解决办法，若是没有这些保障将会给业主带来很大的经济损失。
另外，目前部分光热示范项目为了赶工期而进行冬季施工，在这样的气候条件下浇筑水泥，无法保证其质量。
镜面污染影响电站收益
国内适宜开发光热电站的地区普遍存在沙尘较大的环境特点，镜面清洁度下降很快。北京兆阳光热技术有限公司(简称“兆阳光热”)通过常年在多地进行长时间的镜面灰尘污染状态测试，汇总了大量数据，分析得到了第一手的镜面污染影响量化数据，数据显示，镜面污染十分严重，镜面清扫效果成为了决定中国光热电站收益盈亏的关键因素之一。
需要特别关注的是，光热发电仅能利用太阳光直射辐照，镜面灰尘等污染对反射聚光效果的影响远远大于平板光伏组件的表面污染。
一般情况下，清洁玻璃表面一天时间内累积的灰尘并不多，对于光伏组件发电量基本没有影响，一两周时间的灰尘量影响也不显著，这是由于很薄的灰尘附着层对于光线的吸收并不多，透过及折射后的光线仍然能够用于发电。但对于通过镜面反射实现高倍聚光的光热发电系统来说，镜面灰尘微粒会对入射反射光线产生两次阻挡，并对倾斜入射光线的遮挡尤其显著地呈现“倒余弦效应”(随光线与镜面夹角逐渐变小，遮挡现象急剧上升)，其它稍有一点折射角度的光线也无法汇聚到接收器，因此，聚光光热发电系统的镜面污染后，聚光衰减非常显著。
据了解，目前光热电站中镜面清洗采用的清洗工艺一般采用水投射接触式刷洗，设备主要以机械化清洗车为主，少量采用机器人进行自动清洗。
水投射接触式刷洗方式一般需要人工操作，技术要求高、耗水量大，不适合水资源短缺和寒冷的西北地区环境;特别是，其清扫速度低、成本高，对于接近或超过百万平米的镜场来说，清扫频次较低，平均20天清扫一次都很难保证，并且间隔时间越长清扫越困难，镜面损伤越大，很难保障最基本的镜面平均清洁率和镜面精度不受损伤。
这类问题在国际光热电站普遍较清洁的运行环境中并不明显，但到了西北地区，环境与资源条件却是事关全局成败的重要因素，必须得到切实有效的解决。
兆阳光热在其HLIACS聚光集热系统的结构设计中配套了全自动干式清扫车(包括一次反射镜清扫及二次反射镜清扫)，能够沿镜场支撑结构中的导向轨道自动行进后退，清扫频率可以设定为每日或隔日清扫一次，结构简单、无需人工操作，更无需耗费水资源。在高频次清扫模式下，每日的清扫工作基本上就是轻柔擦拭浮尘，所以对镜面损伤较小。
另外，清扫车根据倾斜阵列式集热场的布置方式，可实现多轴联动同时清扫;电控系统可进行就地控制和远程自动控制操作，能够很好解决当前我国西北地区沙尘对光热电站发电效率带来的影响。
依据需求针对性选择设备
“依据国内实际需求创新光热发电技术是必然要经历的过程。我国的自然和气候条件对光热发电技术提出了不同于国外光热发电市场地区(美国南部、西班牙、南非、北非等)的要求，集热、传热和储能系统需要适应大温差和温度的快速变化等。”时璟丽曾在其署名文章中指出，完全照搬国外技术、直接使用国外部件和产品集成、套用国外商业化运行的光热电站的运行模式，在我国应用可能会遇到较多的问题，会使我国的光热发电发展走许多“弯路”。集热、传热、储热、系统集成、电站运行技术的创新是必须的。
首先是集热器的选择问题，由于我国光热产业起步较晚，供应商相对国外缺少相关业绩，所以造成了供应商质量合格但国内项目业绩“门槛过高”无法供应的现状。
目前国内的真空管供应商较少，如果在 关键部件上设置一个最低的业绩标准，比如供给一个5万千瓦电站并安全运行两年的业绩，则可能由于只有一家合格而失去谈价钱的余地，最终利润会少很多。
据了解，由于真空管生产过程可以自行控制，送检结果可能带有水分，检测到的参数并不能代表真实质量，因此大多数企业要求供应商必须有DLR抽检的合格的认证，这样也能适当放宽入选限制。
同样，汽轮机也是一个较为关键的设备。国内很多汽轮机厂商可以做出规模更大、压力更高的设备，光热电站的汽轮机虽小，但是它的频繁起停、参数波动、一些运行的模式的要求也是常规火电项目中没有的，所以在选择汽轮机的时候一定要谨慎。
此外，蒸汽发生系统、油盐换热器，乃至于熔盐阀门和导热油阀门等都是比较关键的设备。这些看似不大、很简单的设备实则都很重要，如果选型错误将使业主承受很多不必要的损失。
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