发电设备安装之后，所发的电能就地输入企业线路，与市电并网运行。

太阳能光伏发电系统是绿色能源产业，以100兆瓦太阳能发电站计算，预计年发电量为14000万度，年节约标准煤可达58500吨，减少二氧化碳排放47吨，氮氧化物为829吨，烟尘282吨，二氧化碳210000吨，具有良好的经济效益、环境效益和社会效益。全市明年拟建设的太阳能光伏发电项目共22个，建设规模共约85.5兆瓦，项目总投资预计将达7亿元。

据有关统计，我市可用于发展太阳能光伏发电的屋顶面积达109万平方米，其中产业园区屋顶面积约86.5万平方米，其它屋顶面积约23万平方米。其中拟建设的产业园区规模化应用项目3个，建设规模共约56.5兆瓦。近日，中山市发展改革局按照省关于组织做好太阳能发电项目储备的相关要求，对全市所属镇(区)开展了太阳能发电项目有关情况的专项调查，并积极组织企业向省申报太阳能光伏发电项目为实施好无电地区独立光伏供电工程，11月6日，青海省召开了无电地区独立光伏供电工程工作会议。帮助运营单位做好运行维护工作，并对运行维护情况和供电状况进行年度监测评价。

项目批复后，财政厅及时给项目单位预拨财政补助资金;项目法人依据批复内容，按招投标法及中央预算投资项目招标有关要求进行招标。会议要求各州、县发展改革委、能源局进一步落实独立光伏供电工程实施方案，务必再次确认通电户数和通电方式，确保不留死角，全面解决无电地区用电问题;各光伏独立供电项目法人配合地方发展改革委落实光伏供电解决的户数，明确供电方式，细化建设方案;省电力公司、省水利水电集团公司做好配合，明确电网延伸与光伏供电的边界，避免电网与光伏供电重复建设或出现空白区域;各地发展改革委尽快上报本地区独立光伏供电工程项目批复的请示，并附项目实施方案。这份268页、总计约15万字的报告的关键内容为技术梳理、政策建议、产业规划。

这些国外企业很清楚，在中国自身CSP产业成熟起来之前是他们在中国市场开拓的最好机会。但就成品来说，还有很多工作要做。报告在分析了中国目前的技术水平后得出，这方面与国外成熟技术的差距为20年。这座理论上带4小时储热、运行25年的电站放在鄂尔多斯(DNI为1990kWh)的话，年发电量可达1.38亿千瓦时，其中10%发电量将用于厂用电，因此年并网量可达1.24亿千瓦时。

融资方面，如果按照30%自有资金、70%贷款的方式，利率与其它新能源项目相同为5.895%。该部分还分析了各个装备制造所需原材料的地域分布、产业链各个环节的商业化体系建立以及新产品的中试及培训平台的发展。

中国气候中心风能太阳能中心主任申彦波分析了目前基础太阳能辐照数据的检测和预测，并提出了太阳能法向直射辐射资源专业观测网的建设规划。这份报告将成为国家能源局制定未来中国热发电支持政策的主要依据。槽式方面，SEGS的9座电站在1984-1991年就陆续投产了，而至今中国尚未有一座建成，第一个大规模的项目最早也要在2015年才能完成建设。如果将LCOE设定为1元/千瓦时，反推回去，电站的一次性投资需要下降31%。

最终，报告就电价形成机制提出了两种计算方法：固定电价=专家计算电价+运营后亏损补贴;固定电价=低电价权重特许权招标+运营后亏损补贴。也只有积累了运行经验后才能获得电站的材料、零部件、装备的设计要求。补贴电价是政策的核心，该报告指出，目前出台统一上网电价政策的时机还不成熟，主要原因是目前还没有投运达到一定时间的商业化电站提供数据参考，技术也没有得到验证，难以预算合理的上网电价。如定日镜、槽式聚光器、传动设施、塔式吸热器等已经具备了商业应用的技术储备，但槽式真空集热管、储热技术、油/水换热器、油/盐换热器、盐/水换热器等领域与国外领先技术还有5-10年的差距。

从产业链上看，在原材料方面，大部分产品都能实现自产，但安全稳定的高温导热油还需要进口。与国外技术差距最大、也是最核心的内容，便是系统集成领域的差距。

克林顿基金会牵头为中国CSP产业描述了一个战略布局构想。如果把上述扶持手段全部集中在一起，最终LCOE可达到0.9元/千瓦时，低于目前光伏的1元/千瓦时的电价。

中国首个全面的热发电综述报告这份超过五十人、近三十家家企业、科研院所、机构参与编写的报告由五个大的部分构成：国内外太阳能热发电(CSP)技术市场及政策发展情况报告、中国太阳能热发电技术和政策瓶颈分析、中国太阳能热发电产业激励政策分析、中国太阳能热发电产业支撑体系研究、中国太阳能热发电产业发展战略及部署规划研究。这项工作考虑了电站初投资、运维和融资成本。在考虑了其他的基础数据如税务、加速折旧(通货膨胀暂不考虑)后，基础情形下，要达到8%的资本金收益率，LCOE应为1.38元/千瓦时。对于CSP发电的可行性，克林顿基金辉牵头以中国50MW槽式电站为案例，对其平均化度电成本(LCOE)进行模拟分析。该报告指出，政策瓶颈是CSP产业发展受到限制的主要因素。报告认为中国CSP投资环境存在以下主要问题：电价政策没有出台、热发电电站的审批流程无序、电网协调的审批机制、土地政策不明确。

政策破茧截至2012年底，全球CSP电站装机已达2GW，在建项目超过2.5GW;而中国目前装机不超过20MW，在建项目不超过200MW。在最后一个专题中国太阳能热发电产业发展战略及部署规划研究中，编写组向国家主管机构描述了推进产业发展的规划，构想了中大型CSP基地电站+制造+服务的框架。

在国内外太阳能热发电技术市场及政策发展情况报告专题中，编制者介绍了CSP产业的技术、市场、产业现状，通过美国、西班牙的多个项目对比了CSP与光伏的成本结构差异。该报告还对上述模型做了一些参数调整后的分析：如果厂用电采用市电(按当地0.451元/千瓦时)，LCOE可下降7.3%，至1.28元/千瓦时;如果贷款利率下降至2.5%(世界银行和亚洲开发银行的有条件优惠贷款利率)，LCOE可下降18%，至1.12元/千瓦时;如果增值税全免，LCOE可降低9.4%，达1.25元/千瓦时;土地征用和使用费用约占总投资的3.6%，如果这部分全免，LCOE还可下降3.2%，至1.33元/千瓦时。

在风电、光伏项目验收中积累了大量经验的鉴衡认证着重就标准和质量检测认证体系的建设做出分析和规划。塔式、槽式、碟式、菲涅尔式这几种模式在世界先进技术中已经分别实现了商业化、规模化、中试、示范这几个不同的阶段，而在中国则分别处于示范、中试、试验、试验阶段。

这份由中国科学院电工研究所王志峰博士主笔编制的文件还获得了克林顿基金会的支持，此外国家开发银行、欧洲太阳能热发电协会、阿本戈、FLAGBEG等公司或组织也派专家参与了该报告的编写。经过12轮的示范后，逐步建立产品供应体系、设计运行维护规程等，再出台系统的电价政策，推动CSP的规模化发展。如果企业投入了大量资金进行研发，而市场规模却不足以支撑产品、技术商业化的回报，会反过来延缓技术商业化的速度。园区选择不仅要考虑光照资源，还要包括足够的土地面积(5GW需要约200英亩的土地)，并网便利、土地坡度小、合理的植被及土壤条件、地理和气候影响风险小，以及当地能源需求和电网峰值情况等。

一方面，科研机构的研发经费主要来自国家的资金支持，但科研成果的商业化转换最终需要企业来完成;而企业的科研经费虽可以通过国家科研资金来解决一部分，但最主要的还是企业内部解决。王志峰透露，在这个专题的编写中，由于中国还没有成熟的商业化运行的电站，给各个参数的确定带来了很大的困难。

中国太阳能热发电产业支撑体系研究专题着重去探讨产业上下游的建设、布局以及质量体系的建设。而国外的技术提供者如阿本戈等则不遗余力得继续向中国CSP电站意向开发商或投资者推销其技术和合作模式。

该报告自2012年11月13日启动，经过近半年的编写完成后递交国家能源局。中国有史以来最全面的CSP报告《中国太阳能热发电产业政策研究报告》已经提交至中国国家能源局，未来CSP产业的发展关键就要看政府部门能否出台合理的支持政策。

如果说技术障碍在三年前还是主要原因，现在包括电价补贴在内的激励政策成为最主要的障碍。最早的塔式试验电站1980年在意大利建成，第一个商业化的电站是2007年在西班牙建成，而中国的试验电站在2012年才落成，示范电站在2013年初才投产。事实上，中国相关政府部门还没有出台任何针对CSP发电的特殊优惠政策，如果要推动中国CSP产业的发展，一系列的产业政策是必须的前提。电工所、中国电力工程顾问集团公司、电力规划设计总院以及国家开发银行提供了所需的数据。

该专题的编制小组对内蒙古鄂尔多斯地区杭锦旗清洁能源园区进行了考察，该园区包括风电、光伏发电、热发电、生物质发电以及压缩空气储能等多种形式。王志峰主笔的中国太阳能热发电产业激励政策分析专题从电价计算及分析、一次投资计算、发电量计算、政策分析等多个角度为持疑者做了详细解读。

目前已经有企业开始在部分地区自行建立观测站，为其CSP项目前期做准备。编制组建议选取几个代表性的示范项目，包括槽式、塔式、CSP与燃气联合发电、CSP与煤电联合发电等不同的类型，根据成本加合理利润的原则，给予较优惠的电价。

作为项目实施的前期数据，太阳法向直射辐射资源(DNI)是重要的评估数据，但就这一个关键数据，在中国也极为缺失。2013年5月中旬，中国国家太阳能光热产业技术创新战略联盟向国家能源局递交了受后者委托编制的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》。

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文章来源：天狐定制

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