【中节能武威怎么样】浅析太阳能发电示范项目建设通知或将引起示范电站建设的攻坚战。

9月14日，《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》正式发行，共选定20个项目，总装机容量为134.9万千瓦，其中9个塔电站、7个槽电站、4个菲涅耳电站、进入无盘项目决赛、甘肃(9个)、青海(4个)

2015年9月30日，国家能源局印发了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，共申报了109个项目，最近一年内选定的20个示范项目名单终于公布，预计在未来28个月内进行示范电站建设攻防战。

没有征求项目方的意见，也没有提供替代机会。

国家能源局水平在2015年示范项目申报启动会上表示，将收集替代项目方面的意见。电价太低而放弃开发权的情况表示，后续项目将取代，但此次公布的名单没有经过协商过程，也没有提供替代机会。

事实上，以前有可靠消息称，政府层面上的迁移战略发生了变化。名单中包含的20个项目被认为已经成为首选，部分项目不行并不能代替质量不好的项目，最终结果也证实了这一点。

从电价水平上看，如下表所示，张北华强朝阳能源有限公司张家口水工质类FRENEL式5万千瓦太阳能发电项目的申报价格低于1.15元，7个项目的申报价格在1.15~1.20元之间，其他12个项目的申报价格均在1.20元以上。最高的是中能、甘肃无为太阳能发电有限公司高朗导热油式10万千瓦光热发电事业申报的1.269元。

据悉，在现阶段1.15元的电价支持下，目前没有自愿放弃项目开发权的项目方。虽然这个电价低于大多数决赛项目的申报电价。但是最终，这些项目能否顺利启动，取决于项目方在未来几个月对投资收益、融资可能性等进行进一步分析和尝试后，才能做出最终决定。

另外，在申报部分项目时，安装规模与最终批准的安装规模略有不同。例如，单机安装50MW，总安装100MW压缩为50MW单位。

塔式项目安装率50%以上插槽率34.4%

第一个示范项目涉及塔、槽、菲涅尔等所有三条技术路线，其中特别是塔项目占45%，合计685兆瓦，约占51%，其中包括最大的国电、吐哈、黄河上游水电、德令河、水工塔13.5万千瓦光热发电项目。在9个塔电站中，利用熔融盐塔技术的项目有7个，水孔质塔储存热量的项目只有2个。其中最具特点和创新性的项目是玉信新能源光热第一电力有限公司熔盐塔5万千瓦光热发电项目，采用上海正电新能源有限公司和江苏新信光热技术有限公司的二次反射塔技术途径开发。虽然也分为熔盐塔路线，但采用熔盐吸热器下的方案。

7个开槽项目共464MW，约占34.4%，其中5个采用传统的导热油热电热熔盐热储存技术，深圳金钒能源技术有限公司阿克税5万千瓦熔盐潮型光热发电项目和中阳张家口恰北能源有限公司熔盐潮式6.4万千瓦光热发电项目均采用了具有创新技术创新的熔盐潮技术，其中阿克税项目的技术是从意大利阿基米德太阳能等国引进的。重阳张家口项目计划与美国天空珍珠(Skyfuel)公司合作，采用该公司创新的插槽集热器技术。

4个入围的菲涅尔项目共200兆瓦，约占15%。采用的技术路线在全世界没有商业化的例子。其中，兰州大成科技股份有限公司敦煌熔融盐线性Areva式5万千瓦光热发电示范项目采用熔融盐电技术，Areva和Novatec分别建立了熔盐Areva示范系统，验证了该技术的可行性，但未能推进商业化。兰州大成这个项目成功后，将成为世界上第一个熔融盐菲涅尔商业化。最独特的是中信张北新能源开发有限公司水工质类PRENELILE式5万千瓦光热发电项目和张北华强朝阳能源有限公司张家口水工质类PRENELILE式5万千瓦太阳能发电项目。这两个项目都采用北京调光热技术有限公司的改良型菲涅尔技术，主要技术革新在于采用独特的集热器设计和固体混凝土储存技术。

原则上要在2018年底之前完工并投入生产

通知说，各示范项目要在2016年9月30日前完成文件，尽快开始建设，原则上要在2018年底前投产。未及时提交文件和文件后长期不开工的项目，有关省(自治区)发展改革委员会(能源局)应向国家能源局报告情况，并提交处理意见。

“原则上”这个词表达的意思很有趣。国家发展和改革委员会9月2日发布的《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》明确指出，2018年12月31日前完全运输的太阳能发电项目正在实施1.15元的基准测试。国家能源局的这项通知中增加了“原则上”一词。其中释放的潜台词是，即使部分项目未能在2018年底之前实现生产，如果能提供正当的延期理由，也可以获得相应的电价政策支持。或者，如果到2018年底不能投入生产，可以实施新的调整后的电价政策。

将光电转换效率作为关键技术指标“可疑”

通知说，各示范项目建设应严格遵守参加评审时约定的规格要求(具体指标见附表)，附表中的技术指标只列出系统转换效率(企业承诺)。从入围项目的系统转换效率来看，各项效率从最低的10.5%到最高的26.76%，差别很大，有20%以上的光电转换。

换效率对光热发电系统（除碟式斯特林系统）而言是极难实现的。那么，企业承诺的这一系统转换效率为何会有如此大的差异？

据了解，申报示范项目时参照的《太阳能热发电示范项目实施方案》编制要求中的技术方案一表对抛物面槽式太阳能热发电技术要求填写的为机组光电转化效率（设计点），而对塔式技术要求填写的为机组光电转化效率，未明确是设计点还是年均值。对菲涅尔技术则未提供样表。这就导致各项目方在填写该值时有的选取的是设计点值，而有的填写的为年均效率，而对于各项目的设计点的选取又各有不同，最终算出的光电转化效率也存在差异，而事实上，在国内的DNI资源环境下，槽式电站的年均光电转化效率应不会超过15%，因此，7个槽式项目中除中广核德令哈电站和中节能甘肃武威电站填报的为年均效率外，其他各项目均填报的为设计点效率。

而对于塔式和菲涅尔项目，也有部分项目填报的为设计点效率。

官方文件对此的表述不明导致行业人士对此产生了诸多质疑，上海电气亮源光热工程有限公司CTOJoseBarak就在CSPPLAZA英文网站上发表评论称，“部分项目承诺的光电转化效率是不现实的，世界上目前没有一个光热电站的年均效率可以如此之高，即便其DNI在2200~3000kwh/m2/yr之间都难以实现。”

确保示范项目发电量全额消纳

受光伏发电大面积弃光影响，对建成后的光热电站是否能够全额上网，从而保证投资收益率是投资方考虑的一个重要问题。通知强调，有关电网企业要配合做好示范项目的配套电网建设规划，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。这为解决示范电站的电力消纳问题奠定了基础。

首批示范项目终于落地，市场终于得以正式启动，行业也要开始应对这场已经来临的大考。本轮示范项目的成败对行业的远期发展影响深远，在2018年年底前，我们期待看到较大比例的示范电站成功建成投产，这不仅仅将证明在中国开发光热电站的可行性，更将证明中国有能力将光热发电技术的商业化应用推向一个新阶段。