着力降低光伏非技术成本彭澎向记者表示，对于光伏发电来讲，还是寄希望于2020年，甚至是之前能够实现平价上网。
目前，在该地区，一个10万千瓦的地面光伏电站占用耕地，一般需要一次性缴纳4000万元耕地占用税，每年缴纳800万元土地使用税，算下来20年有累计2亿元的税费。去年，我国整体的弃光率之所以会进一步降低，主要有四方面原因：电力需求的增长、新建规模的区域转移、特高压输电线路的助力及电改的作用。
然而，现非技术成本已成为阻碍光伏平价上网的一个关键因素。目前实际征收仅85%左右，其中的缺口主要是自备电厂未足额缴纳电价附加资金。业内人士向记者表示，缺口之所以越来越大，主要原因就是可再生能源补贴资金应收尽收的难度较大。其中，电改对光伏消纳所起到的作用越来越突出。根据我国现行法规，补贴资金来源于可再生能源电价附加。
以光伏为例，在补贴政策拉动下，我国光伏新增装机量连续5年居于世界第一。达到城镇土地使用税起征标准的，对光伏阵列不占压土地、不改变地表形态的部分，不计入占用土地面积，免缴城镇土地使用税。在累计装机容量中，约107兆瓦容量包括由绿色证书计划建造并由当地能源监管机构URE登记的装置;而剩余的174兆瓦是根据净计量安装的光伏系统。
至于拍卖机制，波兰当局计划在今年1兆瓦光伏项目的拍卖中授予约750兆瓦的太阳能产能。这将通过波兰政府正在实施的一系列拍卖而成为可能。此外，政府正在考虑举办混合风能太阳能拍卖会，其中超过1兆瓦的太阳能项目也可能有很好的成功机会。卢布林省拥有最大份额的光伏装置，其容量大约为30兆瓦，其次是波德拉西省达12.6兆瓦，小波兰省9.3兆瓦和西里西亚省8兆瓦。
这些省份全部位于波兰的南部地区。在净计量方案下，规模不超过10千瓦的光伏电站运营商将每千瓦电力注入电力系统后可退还80%，而10千瓦至40千瓦之间的光伏系统所有者退还70%。
2017年波兰光伏累计装机容量达281.4兆瓦2017的新增装机容量约为81兆瓦，而2016年新增光伏装机容量101兆瓦根据波兰太阳能协会(PV Poland)发布的一份新报告，截至2017年12月底波兰光伏累计装机容量达281.4兆瓦。这些省份全部位于波兰的南部地区。至于拍卖机制，波兰当局计划在今年1兆瓦光伏项目的拍卖中授予约750兆瓦的太阳能产能。
波兰太阳能协会表示，尽管波兰的光伏市场目前尚未完全开发，但到2020年，高达1吉瓦的光伏可能实现并网。此外，政府正在考虑举办混合风能太阳能拍卖会，其中超过1兆瓦的太阳能项目也可能有很好的成功机会。波兰政府通过净计量(高达40千瓦)为大型光伏项目提供激励措施，并为大型项目提供拍卖机制。这将通过波兰政府正在实施的一系列拍卖而成为可能。
在累计装机容量中，约107兆瓦容量包括由绿色证书计划建造并由当地能源监管机构URE登记的装置;而剩余的174兆瓦是根据净计量安装的光伏系统。去年，包括1兆瓦以上容量的计划拍卖被波兰政府取消，因为与欧盟国家援助规则有关的国家可再生能源法的变更没有按时推出。
2017年波兰光伏累计装机容量达281.4兆瓦2017的新增装机容量约为81兆瓦，而2016年新增光伏装机容量101兆瓦。在净计量方案下，规模不超过10千瓦的光伏电站运营商将每千瓦电力注入电力系统后可退还80%，而10千瓦至40千瓦之间的光伏系统所有者退还70%。
卢布林省拥有最大份额的光伏装置，其容量大约为30兆瓦，其次是波德拉西省达12.6兆瓦，小波兰省9.3兆瓦和西里西亚省8兆瓦在项目前期可研中，应充分论证上述因素对系统光照强度衰减及镜面反射率降低的影响。这不是科幻电影，这是在建的玉门鑫能50MW二次反射熔盐塔式电站的建设场景(下图)，当天，沙尘暴侵袭了该项目地。低温、大风与沙尘等恶劣气候多风沙、扬尘、冬季气温极低，昼夜温差较大，中国光热电站开发的特殊气候特点对电站建设和运维提出了更高要求。同时，对塔式电站的吸热器管束的吸热涂层产生磨损，降低吸热效率，缩短涂层的寿命周期。冬施则必须有一定的冬施措施，详见《光热发电项目寒冬下坚持施工务必注意这些问题》。
与海外光热电站多建于低纬度地区不同，中国西北地区纬度相对更高，冬季气温低至零下二三十度。DNI相较海外光热市场偏低从最基本的光资源角度看，根据国外文献资料，定义DNI值在1800kWh/m/yr以上的地区适宜建设太阳能热发电站，1600kWh/m/yr~1800kWh/m/yr的地区可以建设太阳能热发电站。
据CSPPLAZA《从DNI角度看二批光热示范项目可能集中在哪些区域?》一文，中国目前正在开展示范项目开发的大部分地区的DNI值在1800kWh/m/yr左右，相比传统的西班牙和美国市场、以及南非及中东等多拥有2000kWh/m/yr以上DNI值的国际新兴光热市场都较为逊色。采用空冷技术时，用水量大幅降低至约0.299立方米/MWh，但同时也将导致投资成本的上升以及发电量的减少，投资成本的上升比例约7~9%，发电量的减少约5%。
即便存在气候上的不利因素，2017年仍有多个项目在冬季持续施工。在装备选择上，则要充分考虑风沙、低温对部分关键设备尤其是常年露天运行的一些装备和零部件的耐久性影响。
利好的一面是，新能源的消纳问题正在得到更高层面的解决。在DNI并不占优的条件下，要实现同等发电量，往往意味着更高的投资额，更高的发电成本。水资源决定须采用空冷方案按照2015年国家能源局发布的《太阳能热发电示范项目技术规范(试行)》要求，缺水地区汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。但现实情况是，排除可能的限电因素影响，中国西北地区就地消纳和送出能力目前相对有限，这导致不少项目不得不自建送出线路。
据美国能源部发布的研究数据，采用水冷技术，汽轮机的用水量一般为2.27~3.02立方米/MWh。电力消纳送出体系尚不健全国家能源局在2016年下发的《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》要求，有关电网企业要配合做好示范项目配套电网建设规划，按照示范项目的计划建设进度，及时开展配套电网送出工程建设，并提前研究各示范项目投产后的并网运行方案，确保示范项目发电量全额消纳。
以首批示范项目为例，投运时间与电价联动，在寒冷的气候环境下抢工期几乎成为所有项目方的必然选择。沙尘除了影响太阳光的传输外还将直接影响聚光器表面的清洁度，直接导致聚光集热效率的降低。
这只是在中国西部建设光热发电项目的一个缩影，囿于特殊的自然气候环境，在中国开发光热电站面临着更为严峻的挑战。对于水资源普遍比较缺乏的中国西北地区来说，大部分范项目只能采用空冷。
比如，风载荷对聚光器的设计和运行有重要影响，大风将直接影响系统效率和发电成本。例如正在打造国家级新型综合能源基地的新疆哈密正在积极推进当地疆电外送特高压通道的建设，其计划打造世界第一条、中国唯一条全速新能源通道，这将利于当地光热等新能源电力外送。而环境温度过低对聚光器的电子器件性能也有重要影响，大气压力对系统中的电子器件可靠性提出了更高要求，如在高原地区，过低的气压将直接影响施工和运行人员的工作效率，对空冷机组的冷却效率也有一定影响。除此之外，加之不同的辐照资源、不同的基础设施条件，中国的光热电站开发要确保成功，需要更适宜中国环境的解决方案
然而，EIA的数据过低或许有其原因。美国光热电站的平均容量因子较低，一大主观原因是因为美国配储能系统的光热电站的总装机相对较少。
相较于光伏发电，即使没有配置储能系统，光热发电也并不直接依赖于阳光产生电能。清洁能源咨询公司Morse Associates总裁Fred Morse对此表示：我并不知道22%的数据是怎么得来的，但据我所知，Solana电站的容量因子是41%，Mojave电站的是29%。
有专家据此对EIA的上述数据表示质疑。这一数据显然不太令人信服。