对此，有业内人士对本网记者表示，这事实上就是将光场系统的EPC独立分包出去了。如果按这种模式操作，单个设备生产商将难以拥有竞争力，具有光场系统EPC能力的厂商将有望占据先机。当然，各个设备厂商也可以筹备组建联合体来参与投标。另有业内人士对记者表示，虽然这是一种最简单最具可执行力的方法，但国内部分电力公司及项目业主未必愿意接受这种模式，因为部分电力公司急于通过EPC掌握光热电站的系统集成能力，如果全部外包则不利于其掌握相关技术，同时由于EPC的利润是光热电站建设各环节中利润最大的一块，如果将光场系统的EPC外包还将增加建设成本。
方案还对电力岛的设计提出了技术要求，汽轮机应具有快速响应进汽参数变化的能力，具有低负荷连续运行的能力，在干旱缺水地区应尽可能地采用空冷系统等。
对于光热发电的辅助燃料，孙锐表示，辅助燃料可选择天然气或燃油或就近选取热源，建议辅助燃料的功能设计用于电站启动、防止传热介质和储热介质的凝固等，而不参与机组发电。孙锐举例称，中控德令哈光热电站一期工程的吸热器是一个饱和蒸汽吸热器，过热则采用的是天然气过热，这是我国第一个大规模塔式示范电站。但未来的示范电站的建设应尽可能地将辅助燃料的消耗降至最低。
另外对于示范工程的装机容量，方案也给出了建议。对于槽式电站，上述方案建议，槽式示范工程的机组容量的设置应适中，不宜过大，建议以50MW为宜。为提高效率，应采用再热型。对发电量的要求应不低于1.2亿度每年。对于塔式电站，方案建议以熔盐作为传热储热介质的塔式技术是最好的选择，申报的示范项目应具有国际领先性，单机容量应大于等于50MW，项目方有能力将装机做到更大如100MW也可以，但采用熔盐工质的塔式电站一定要采用再热。对于水工质的塔式电站，方案也并未建议排斥水工质的塔式示范工程的申报，建议此种塔式电站的单机容量也应大于等于50MW，水工质塔式电站相对熔盐型塔式电站劣势较多，为保证其可靠性，建议采用非再热式。
上述方案目前已经上报至国家能源局，但尚未得到正式批复。如若上述两个方案正式得到批复，我国的光热发电示范工程的项目申报工作将陆续展开。
示范工程建设的主要目标还是为我国光热发电的商业化发展奠定基础，以示范和积累大型商业化电站的建设经验为主。但有一点需要特别关注的是，政府层面将以什么样的方式来启动示范项目的建设，是采用类似于鄂尔多斯项目的国家特许权招标形式，还是直接给予获批的示范项目一个具体的示范电价?这一点尚待政府层面的最终确认。业内普遍关注的焦点是应避免重蹈鄂尔多斯项目的覆辙而再度掣肘行业发展。
CSPPLAZA记者另外获悉，水电水利规划设计总院已联同电力规划设计总院，召集国内外光热发电领先企业和国内各大电力设计院，将于8月27日在青海西宁召开光热发电的技术交流会，将对上述方案进行再次研讨。
中国光热发电的商业化进程仍需一步步向前推动，大规模示范性光热电站的建设是走向成熟的商业化电站建设运营的重要一步。
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