施工单位，光热发电项目施工和安装工作量很大，技术工种也多，多工种交叉作业程序大，这和光伏和风电不可比拟，需要有同类工程和类似工程经验的施工和安装队伍建设，不是建设光伏电站马上就建光热发电，高级的焊工是有专业的证书，最后焊口一检测不合格全要返工就砸了。针对光热发电具体工程特性，有些没有特殊的工具安装起来是很困难的。
调试单位，调试工作是工程建设阶段最后一个环节，在移交业主前要走这一步，要消除缺陷，要更换设备和部件和控制逻辑等重大的设计变更，火电里面也有，对光热发电第一次来做肯定这件事少不了，所以调试周期会比较长，不要想的很乐观，头一次做肯定问题很多，有的一调试整体试车发现问题，设备不行、部件不行、控制逻辑不对马上要改，一定要有这样的思想准备，要具有同类工程的经验，施工单位才能够来完成这样的工作。
我国从事火电机组调试工作单位众多，网省、电科院都做过，火电方面也有调试的标准和准则，针对光热发电机组特殊性也要进行一定的技术储备，才能胜任，在人才、技术和仪器仪表装备方面不存在什么障碍。
工程建设需要关注的几个重要事项，第一太阳能直接辐射资源，前面列了光资源分布图，直接辐射资源对发电成本影响很高，差一百千瓦时DNI发电成本会降低4.5%，示范工程申报，一些光照资源低的地区比如宁夏电价就很高，所以选址很重要。第一批项目优先选到光照资源条件好的地区，不是全国到处都可以建光热发电项目，这一点和光伏有本质区别。
工程项目用地，这和光伏也有本质的区别，用地大小不仅仅取决于辐射资源、机组容量和聚光集热方式等等，不是简单的容量50兆瓦。有人问50兆瓦占地多少，我说回答不了，第一直接辐射资源是多少，还有储热时间有关，还有采用什么样的聚光集热路线是塔式还槽式也不一样，塔式占地多、槽式少一些。已经发生政府不太清楚，最后按光伏概念拿地的现象，3平方公里建个50兆瓦的光热电站，最后一优化储热时间不够，就没有达到最理想的电价，再想增加储热时间地不够用了。这要有前期的策划，拿地前上什么样的聚光集热系统，储热时间要优化，最后确定地是多少，否则会留下很大遗憾，本来电价是1.15元最后因为地的原因只能是定1.2元。
节水措施，水源尽可能是采用地表水，汽轮机的排气是采用空冷系统，地面清洗尽可能采用干式清洗，结合当地条件尽可能能够设置镜面的雨水回收系统，建设光热发电在我国不存在光照资源不丰富的问题，我们的光照资源和土地资源都有，但是制约总的发电规模环节是水资源，怎样能够节水对光热发电项目来说是必须要认真面对的问题。以前有的机组是湿冷，这样大5倍，最后把水资源耗费光了。
辅助燃料厂用电，辅助燃料要求不参与运行调节的，用途主要是机组启动和储热换热系统的防凝，通常是天然气，管道输送和罐车，也可以采用生物质，如果不具备这些条件的厂址，当地的电力系统可靠性比较高，也可以通过外购系统用电起到辅助燃料的作用，现在有的工程做了干脆就用系统电来设置电加炉。机组运行其中，厂用电来自发电机出口端而不应该外购电力，机组停运可以外购电力系统，很多示范项目想钻空子，厂用电从系统买电，减少了厂用电率送出的电就高了，这个空子不要钻。厂用电不应该用系统来延，发电机停了需要防凝需要外购电来买，你购的电越多最后挣差价这是政府监管不会允许的，现在按照这个条件做的预测回报率很高，将来这个路堵死回报率可能就没了。
关于储热系统的容量，第一是以上网电价最低为原则，通过系统优化确定储热系统的容量，每个项目都是必须要做的，必须通过优化来决定，不是拍脑袋来定的储热时间；机组承担电力系统晚高峰的负荷，要不承担晚高峰负荷白天面临电网限制出力，不同的电网地区是不同的，持续的时间、峰值是怎样都有地方的属性，具体的项目要具体分析，能够承担晚高峰符合储热时间是怎样；如果想24小时连续运行对储热系统也有要求，过了晚高峰可以降下来，这要有模拟的计算。最后考虑三个因素，最后确定用哪个储热时间，这样才能决定场地是多大。
每次项目都要求示范项目要做这种图，横坐标是储热指标，纵坐标是上网电价，通过曲线看到哪个储热时间电价是最低的，找出最低点。没有足够的集热系统储热的时间再长也没用，发电量并不增加，不是把白天的时间移到晚上，所以只有太阳倍数要合适。
最后，要做好太阳能发电区域发展规划，太阳能资源丰富的地区由于土地资源丰富，集中建设大规模太阳能发电基地有利于电力集中送出，也有利于饮水和蓄水工程辅助燃料工程集中建设，降低工程项目投资，这很重要，不是每个项目业主能做的，一定是地方政府主导，委托咨询中介机构开展这样的工作。
太阳能热发电工程具有自身系统复杂、占地大、厂址外部资源关联度高、施工周期长等特点，必须做好区域发展规划，在规划指导下做好厂址开发基础工作，才能快速有序地开展好示范项目建设，预祝所有的示范项目取得圆满成功，谢谢大家！
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