并网光热发电项目额外性选择免予论证是基于什么考虑？方法学中提到，此领域存在因技术和投资风险带来的投融资障碍，具体有哪些障碍？方法学的发布会对行业发展起到怎样的促进作用？
李光明：一是光热发电仍处于产业化发展初期，产业链和整体装机较小，未形成规模效应，项目投资成本高。目前，全国已投运光热发电项目仅8个，装机58.8万千瓦，单位装机投资25000-30000元/千瓦。规划装机300万千瓦，约40余个项目，单位装机投资约1.6-2.0万元/千瓦，虽然大部分设备已经国产化，但投资仍然较高，远高于其他可再生
能源。
二是光热技术路线相对复杂，建设和运维成本高。相比常规的风电、光伏项目，光热系统较为复杂，包括集热、传热、储热、蒸汽发生、常规发电系统等多种系统集成，集合光学、热力学、材料学、机械及自动化控制学科等多个技术领域，既不同于常规的电力生产，又不同于传统的太阳能热利用，需要跨学科、跨领域，因而项目建设、运维难度大，导致成本较高，目前最优技术的光热度电成本约0.7元—0.8元。
三是光热电价补贴政策变化导致项目经济性进一步下降。在2016年9月国家能源局发布的第一批20个太阳能热发电示范项目名单中（可享受1.15元/KWh的补贴电价），仅有8个项目顺利投运，其他项目由于经济性未达预期，陷入停滞规划。2020年，国家财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确从2021年起，新核准光热项目中央财政将不再补贴，实行平价上网，光热的度电价格从1.15元降低至各省燃煤标杆电价。由于光热发电成本居高不下，国家补贴取消后，地方财政补贴政策仍未明确，全行业的发展陷入困境。到2021年底，国内已建成的光热发电项目装机容量为58.8万千瓦，仅完成《可再生能源发展“十三五”规划》提出的500万千瓦发展目标的10%，发展情况不及预期。
除了独立的光热电站以外，国家鼓励光热作为调节性电源配合风电、2021年以来，全国各区域已落实开发权的“光热+”一体化项目共计48个，主要分布在
青海、
甘肃、
吉林、
新疆、
内蒙古、
西藏六个省份（自治区）。其中，光热部分单位装机投资光热部分造价约1.6万元/千瓦—2.0万元/千瓦，受光热电价、光热光伏配比、储热容量、电加热器功率等因素影响，一体化项目中光热部分的收益率有明显差异，但均处于较低的水平，具有显著的、行业公认的额外性。
本次光热发电项目自愿减排方法学的发布将助力光热发电企业开发自愿减排项目，改善项目收益，促进光热技术的应用，创造显著的社会效益与经济效益，推动光热产业规模化发展。
光热发电项目减排量如何计算？如何保障数据真准全？
项目业主需注意三方面问题
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