主办：CSPPLAZA光热发电网 承办：CSPPLAZA光热发电网 采编：Jason Hu Alice Li Crystal Zhang Spark Chen
专题
05/ 国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知 06/ 解读光热示范项目建设通知的几个疑点 07/ 光热发电示范项目申报热潮涌现 08/ 光热发电示范项目电价测算须审慎 09/ 示范项目：一场必须赢的战争
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10/ 投资界冷静看待光热示范项目启动 10/
视点
示范项目申报接近尾声 申报电价宜统一
11/ 光热示范项目启动 中外合作迎机遇 12/ 中广核德令哈50MW槽式电站实地探访 13/
中海阳/中广核 电规总院/龙腾太阳能 百吉瑞/中控 DLR/BrightSource/SolarReserve SolEngCo/Ingeteam/DNVGL Aries/CSPServices 爱能森/太阳宝/尚驰 大成/太阳宝/汇银 首诺/博昱/西屋科技 宏海能源/AGC/Erfis 联系我们： 电话：010-51077403 投稿：news@cspplaza.com 广告：Jason@cspplaza.com 地址：北京市朝阳区建国门雅 宝路12号华声国际大厦1306A
01/ 光热发电示范项目已上报 11月底见分晓 02/ 中国光热发电示范项目建设即将启动
版式：Kevin
本期致谢：
中国光热发电示范项目启动
十三五光热发电装机目标或定为10GW
13/ 国华电力发力光热发电 拟2020年前完成150万千瓦装机 14/ 光热巨头在智利打造光伏光热混合型供电样本 15/ 西门子出售槽式热发电光场技术 15/ 中广核德令哈槽式电站熔盐产品采购今日开标 16/ 摩洛哥NOOR1槽式光热电站预11月份投运 17/ 中广核德令哈50MW项目导热油采购开标
观察
17/ TSK将建设科威特50MW的Shagaya光热发电项目 18/ 中控：再塑传奇 21/ 范多旺的第三次革命 24/ 德令哈 光热电站开发隐忧 26/ 示范项目启动 集热管厂商迎大考 27/ 中国需要本土化的SAM电站仿真模拟软件 29/ 储热型光热发电将弥补光伏短板？
思想
30/ CSP Services: 独立的第三方光场质量检测机构 32/ SolarReserve：执牛耳者？ 36/ Thomas Thaufelder：降低光热发电成本的首要条件是市场够大 37/ 梁志鹏谈光热发电示范项目建设 38/ 目前难以设立光热电站的通用性能检测标准
研究
39/ 专访Fraunhofer ISE光热项目组总监Tom Fluri 40/ 中国涉足光热发电业务的设计院格局概览 42/ 谁将分享中国光热发电市场转暖后的第一块蛋糕？ 45/ 中国光热市场较活跃的重点海外厂商统计
专 题 SpecialReport
中国光热发电示范项目启动
光热发电示范项目已上报 11月底见分晓 CSPPLAZA光热发电网 今天是10月份的最后一个工作日，光热示范项目的上报工作 已进入尾声，甘肃、青海、内蒙、新疆等各省能源局已将各省上 报的示范项目申请报告打包报送至国家能源局新能源司。在接下 来的一个月内，受国家能源局委托，由水电水利规划设计总院牵 头的示范项目评审专家组将对约100个项目进行集中评审，并于11 月底确定本轮示范项目的最终名单。
事实上，在国家能源局9月30日发布示范项目建设通知之前， 国内规划开发的商业化光热电站的总数量不超过50个，总规划装 机量不到4GW，但一个月不到，就冒出了上百个申报项目，这其 中很一大部分项目都是临时突击报上去的，这似乎有点类似于19 世纪的加州淘金潮，很多人明明知道希望渺茫，依然不愿只当看 客。
总申报数量超百个 上报数量微降
在所有申报项目中，要筛选出约1GW的示范项目，淘汰率可 能超过80%。而为保证示范项目建设成功，国家能源局也将为此 设置严格的评审机制。
据CSPPLAZA粗略统计，截止本月底，本轮示范项目的总申 报数量已超过100个，总申报装机量更是令人咂舌。当然，这种疯 狂已不是首次上演，光伏风电市场启动之初的情景让行业人士对 此已然不惊，这似乎也正是中国特色的产业发展之路。 值得一提的是，央企方面，此前规划有5个左右50MW级光热 发电项目的国电集团此次出乎意料地并未申报。国电电力方面称 集团层面一直未批准其申报，而国电集团具体为何不同意申报， 则未有较正式的官方消息。除此之外，中信、华电、大唐、国电 投、华能、国华等其他央企各自多申报有1~3个项目，总体来看， 占比并不太多。 与之相对的是，民企是此次示范项目申报的绝对主力，包括 中海阳、中控、中核龙腾、首航、大成、成都博昱等光热行业企 业在内，更有英利等光伏行业企业涉入，但由于大多数民营企业 申报的示范项目的前期准备工作都很不充分，其中多数最终将沦 为陪衬。 1
而据了解，在第一轮由省级能源主管部门进行的初次筛选中 ，并未筛选掉多少项目。其中绝大多数项目都被省级能源局报送 给国家能源局。这其中有两个方面的原因：第一，也是最根本的 原因，光热项目建设对地区经济发展等各个层面均有拉动价值， 毫无疑问，地方政府层面更愿意让本省有更多项目列入示范之列 ，其不可能把自己省的项目筛掉，除非极个别与地方政府关系欠 佳或有其它特殊原因的项目。第二，地方政府并非光热行业专家 ，其无法从技术方案和经济性层面对项目进行理性筛选。基于此 ，有些地方政府甚至为项目方提出申报材料修改意见，指导其进 一步完善申请报告，以增大项目入选概率。 1 评审工作即将启动 11月底见分晓 绝大多数项目均顺利通过了地方一级的初选，项目评审的重 任留给了国家层面。为此，国家能源局已委托水电水利规划设计
专 题 SpecialReport
中国光热发电示范项目启动 总院和电力规划设计总院两大智囊机构组建评审专家组，制定项 目评审工作方案，其中分设经济性评审组和技术性评审组，分别 从经济和技术两个角度对项目进行筛选。 据最新消息，国家能源局要求水规总院于11月15日前就将评 审结果报送国家能源局，如此算来，留给评审组的工作时间总共 也就半个月。目前，评审专家组正在加紧组建，评审办法及工作 方案正在加快制定。在11月初~11月15日的这两周内，将基本确定 示范项目的入围名单。 国家能源局新能源司副司长梁志鹏此前表示，将于11月份完 成评审，11月底确定示范项目名单。如果按计划在11月15日完成示 范项目评审，在11月份剩下的两周时间内，预计政府层面将重点 就示范项目的电价问题进行协商，同时拟定示范项目的具体实施 和验收等相关细则。 电价问题仍存悬疑 或随示范名单发布 在最为关键的示范项目电价问题上，如何核定仍存悬疑。据 梁志鹏此前所述，“就经济性而言，国家能源局会选出合格方案 ，然后测算出一个平均价，接着加以分析，形成建议提交给国家 发改委价格司，随后价格司通过征求各方意见，来最后确定价格 。”据此判断，示范项目电价是在筛选出技术方案合规的示范项 目基础上，取平均值来获得建议电价，再与价格司协商确定。 据此以及各方消息来源，以平均电价来确定统一的示范项目 电价的可能性极大。 但问题也随之而来，如果是以平均电价来核定，那么，评审 入围的示范项目中可能有一半左右的项目的申报电价都将超过这 一平均电价，那么，对于这些项目，他们是否可以接受一个比其 预期低的电价？对于这些项目，该如何处理？ 有行业人士对此分析称，“假定评审入围的项目有20个，平 均电价核算出来并与价格司协商通过后，国家能源局层面可能会 先与超出最终核定电价的几个项目的业主进行沟通，若其可以接 受这一电价，则将其列入示范名单，若不能接受，则予以剔除。 ”如此来看，在11月15日确定评审结果后，最终的示范项目确定 名单上的数量将略低于该评审结果。 另外一种很可能发生的情况是，发改委价格司执掌电价制定 大权，其是否能够完全接受国家能源局提出的电价建议？多名行 业人士表示未必。近年来，因光伏和风电的迅猛发展，可再生能
源补贴资金缺口愈来愈大，仅光伏补贴缺口已达200亿元。近日又 传出光伏发电和陆上风电电价将于2016年1月1日起下调的消息，政 府方面不可能对光热过于“慷慨”，因此，在国家能源局和价格 司关于示范项目电价的协调中，最终协商确定的电价极有可能低 于建议电价。 在11月的最后两周内，电价如果能够顺利核定，示范项目的 最终名单也将随之确定并发布。在电价未核定之前，示范项目的 最终名单应无法确定。 国家能源局此次在推动示范项目事宜上展现给光热行业罕见 的高效工作作风，在此前数年，光热相关事宜的推动在政府层面 给外界的感觉都是难之又难。但此次示范项目的工作推进速度让 光热行业多对其褒奖有加。 示范项目电价和最终名单是否能在11月底前发布，关键取决 于国家能源局与发改委价格司对示范电价的协商进程。 示范项目花落谁家？ 仍存较大不确定性 CSPPLAZA此前曾根据项目前期工作准备情况、是否有技术或 项目经验积累、资金实力或融资能力三方面大致预测了入选概率 较大的示范项目。具体包括中广核德令哈50MW槽式光热发电项目 、国电投德令哈2*135MW塔式电站、中信集团张家口2*50MW改良 菲涅尔电站、中控德令哈50MW塔式熔盐电站等14个项目。 在影响示范项目入围的技术和经济性两大考评指标方面，存 在较大空间的应是技术方案。经济性方面，各项目申报时已就经 济性进行了自我核算，且考虑到较低和较高电价都可能被剔除的 风险，所报电价集中于1.15~1.25这一区间，因所报电价“离谱” 被剔除的项目应不会太多。 而对于技术方案，因欠缺实际项目经验，评审专家组将很难 对每个项目都作出绝对公平合理的评判。此时，对具体项目的技 术方案下一个什么样的结论就很难预测，如果某技术方案事实上 较为先进，但专家组成员对其欠缺了解，则也可能直接导致其落 选。 在综合技术和经济性两方面的评审结果后，项目前期工作开 展情况、项目业主的自身实力等外在因素将被纳入考核范畴。当 下正值示范项目评审的关键阶段，示范项目花落谁家将很大程度 上决定此轮示范项目建设是否成功。
中国光热发电示范项目建设即将启动 CSPPLAZA光热发电网 9月下旬，一份名为《国家能源局关于组织太阳能热发电示范 项目建设的通知》（以下简称《通知》）的草案在光热发电行业 圈内小范围传播，至9月底，关于光热示范项目即将启动的传闻变 得愈加真实，经本网记者多方核实，关于示范项目的实施方案在 经过与国家能源局层面的沟通协调后，目前已经定稿，即将正式 发布。 上述《通知》一旦正式发布，意味着中国光热发电示范项目 的开发将进入实质阶段，中国光热发电市场将迎来首次爆发，整 个行业将由此进入新的发展阶段。 两年半的艰难孕育 我国光热发电产业的发展路径可简单划分为蓄势－示范－成 ２
熟三大阶段，经过第一阶段在技术和产业链制造能力方面的多年 积累，我国已具备跨入第二阶段的基础能力，即通过一定规模的 商业化示范项目建设来验证在我国开发光热发电项目的商业、经 济和社会价值。在成功完成示范后，再大规模扩大光热发电的建 设规模，进入第三阶段。 商业化示范项目建设是其中最关键的、具承上启下意义的一 个阶段，其实施效果将直接影响整个光热发电产业的发展前景， 甚至在一定程度上决定这个行业的生死。 或许正因为此，示范项目实施方案和相关政策的出台颇为难 产。 中国要启动商业化光热发电示范项目建设最早可追溯至2013 年，当年4月，国家能源局决定尽快开展光热发电示范工程的建设
专 题 SpecialReport
中国光热发电示范项目启动 委托电力规划设计总院为主导单位编写“光热发电示范工程的技 术条件及实施方案”，是年，该方案的草案得以完成并上报至国 家能源局。该方案将作为示范项目申报的重要附件随《通知》一 起下发。 2014年国家能源局、国家发改委价格司、电力规划设计总院、 水电水利规划设计总院等职能部门先后于2月18日组织召开了“光 热发电示范项目电价政策座谈会”、于4月29日组织召开了“光热 发电示范项目技术要求及申请报告大纲征求意见讨论会”，对推 进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨，并形 成了初步统一的框架方案。 上述两次会议在2014年初搅动了整个行业，行业普遍预期示范 项目的实施办法将很快落地。2014年8月，行业没有等来示范项目 的实施政策，却等来了国家发改委价格司批准中控德令哈10MW示 范项目上网电价为1.2元/kWh的另一利好消息。虽属个案，但这一 电价很大程度上为示范项目实施最关键的电价政策给出了参考基 准。 但中控的好消息并未在2014年演变成为整个行业的好消息， 2014年8月过后，政策层面对示范项目的推进并未如行业预期那样 快，在此之后，政府层面关于示范项目实施方案的讨论似乎开始 趋冷，行业内难以再探听到关于示范项目的进一步消息。 直到2014年底，关于光热示范项目的政策方案都未能落地，这 对部分行业从业者的信心造成了较大打击。很多圈内人在见面时 甚至不愿再去谈示范项目和示范电价的事，在不少人的心中，开 始感觉那似乎只是海市蜃楼。而彼时本网记者多次向相关职能部 门打探关于示范项目的消息，得到的回复都是一个：“正在和能 源局层面沟通。” 2015年始，政府层面关于示范项目实施方案的进一步协调始终 未见，推动示范项目政策出台的大环境甚至不如2014年初期。行业 内甚至开始怀疑中国到底是不是还要搞示范项目？这么长时间过
去了，一个示范项目的实施方案为何如此难以确定？ 在行业的普遍质疑中，关于示范项目的实施方案的内部协调 在间或进行。直至2015年7月30日，国家能源局副局长刘琦赴青海 省海西州调研太阳能热发电项目，出席太阳能热发电产业发展座 谈会并重点提出要尽快启动一批示范工程，抓紧协调出台相关支 持政策，特别是示范项目的电价政策后，各方面的动作开始显著 加快。 于是，至今年9月份，关于示范项目即将落地的传闻开始逐步 演变为现实。 几个重要的关键问题 历时两年半的艰难孕育，即将正式发布的《通知》及将附《 通知》一起发布的《示范项目技术条件及规范》将以何种面貌示 人？其实际可操作性会有多强？其对我国示范项目的良性开发将 起到多大的作用？等等一系列关于示范项目的话题最近一段时间 以来在圈内引发热议。 据CSPPLAZA记者多方了解，目前已经可以确定的是，示范项 目的建设总规模已确定为1GW，这与此前行业预测的规模一致。 拟申报项目的单机容量不低于50MW。若以50MW一个项目计算， 总示范项目获批量将控制在20个以内。实际上以国内目前着手开发 的项目来看，单机多为50MW，但也不乏100MW级以上单机项目。 而为最大程度上起到示范的效果，示范项目对采用同一技术 路线和同一地域的项目总量将给予限制，据了解，同一项目业主 在同一地区申报超过一定数量的示范项目时，所采用的技术路线 应不同，同一项目业主在同一地区申报的总的示范项目的数量应 不超过一定数量。具体的数量设定正式稿中将会给予最终确定。 以黄河水电德令哈2*135MW项目为例，装机规模较大，如不 限定容量，若全部被列入示范项目范畴，单此项目就将占去近三 分之一的额度。 技术路线上，示范项目将以塔式和槽 式项目为主，但对采用菲涅尔和碟式等其 他技术路线的项目也不予限制，这与最初 拟定的实施方案相比，放宽了进入门槛， 对采用非主流创新型技术的项目方而言是 一大利好。 同时，对项目场址的DNI辐照资源限 制也将极为宽松，示范项目拟设定DNI年 辐照不低于1600kWh/平方米即可。1600的 数字甚至低于DLR对建设太阳能热发电项 目具备技术可行性设定的1800kWh/平方米▪ 年的辐照值。这一设定将使类似河北张家 口等辐照较低的地区的光热项目进入可申 报项目之列，大大增加了项目的可选址范 围。 但在采用相同技术方案的前提下，辐 照资源越差，项目经济性就越差。经济性 又与电价的核定政策相挂钩，如果是统一
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专 题 SpecialReport
中国光热发电示范项目启动 示范电价，则几乎不会有人愿意去开发辐照资源较差的项目。 而据了解，正式稿的示范项目定价政策将有可能采用分辐照 资源区域核定电价的方案进行。
可以想见，要想搭上中国光热发电示范项目的首班“顺风车”， 竞争将比较激烈。
如果这一定价方案属实，则资源较差地区获得的电价额度将 会相对较高，对在张家口等低辐照地区开发光热发电项目的开发 商产生利好。以光伏为例，全国三类资源区分别执行每千瓦时0.9 元、0.95元、1元的电价标准，最高价和最低价相差0.1元。
而已获核准（备案）、前期工作已完成的项目在申报示范项 目时将具有显著优势。据国家可再生能源信息中心统计，至2014年 底，我国太阳能热发电项目已核准（备案）的总体规模为1448MW ，加上今年以来数个新的获备案项目，总的已获核准（备案）的 项目规模预计在1800MW左右。这其中完成项目前期所有工作、具 备开工条件的项目则并不太多。
但分资源定价对光热发电项目而言存在一些现实障碍。太阳 能辐照监测服务厂商北京瑞科同创能源科技有限公司副总经理宋 军认为，中国的DNI数据源严重匮乏，一致性不佳，这为资源分区 带来了难度。按资源划分电价应该是趋势，但是在没有将中国的 DNI摸透之前，很难实施。
在示范项目申报门槛总体放低、总申报规模大大超过设定基 准的情况下，如何从申报项目中优选出1GW的示范项目将成为行 业最为关注的问题之一。据了解，对示范项目申报方的投资能力 审查、对项目自身的实施方案评估将是决定一个项目是否入选的 两大关键程序。
事实上，关于示范项目电价政策的设定准则，此前数年，多 个相关部门或机构都曾对此进行过专项研究并提出了数个操作建 议，其中“一事一议”的定价准则被多方认为最具可行性。但从 目前的情况来看，这一定价方式已被认为不具可行性，这其中最 大的不可行性来自于其潜在的滋生巨大的权利寻租空间的可能性 。
据圈内相关信息，示范项目将可能采用项目方报送针对具体 申报项目的的实施方案，省级能源主管部门对其进行优选后报送 国家能源局，国家能源局再组织专家进行审核后确认的方式确定 示范项目名单。评选的标准涉及项目经济性、技术可行性、国产 化率等等一系列要素。
而在实际操作层面，无论哪种电价核定方式，都或多或少地 存在一些不可行性。正式稿中无论如何设定电价核定准则，我们 所能做的只是尽可能最大程度上去规避不利因素的影响。 另外，对于辅助燃料的补燃比例、国产化率等更多细节方面 的设定，正式稿中也可能将会给出一些具体的设定。示范项目实 施方案将鼓励国产化设备和产品的应用，对采用不同技术路线的 示范项目的补燃比例设定可能会有所不同。
对项目业主方而言，其针对每个申报项目上报的示范项目实 施方案将包括项目的工程技术方案和技术经济性等具体信息和其 他相关支持材料，以及能证明其自身投资实力的相关信息。这些 将成为其项目是否入选的关键。 总体而言，示范项目的确定将依据一整套复杂的评选体系来 进行优选，目的是筛选出业主实力强、项目可行性强、成功率高 的项目作为示范项目予以扶持。对预申报示范项目的业主而言， 当前阶段应设法增强自身资本实力、着手细化对拟申报项目的技 术方案和经济性研究。
逐鹿光热示范项目 中国的新能源项目开发，从来不缺圈地的故事。光热发电市 场蹒跚前行多年，其中穿插着的一些激动人心的事总是能引发圈 地热潮的涌现。 2011年我国首个光热特许权示范项目招标前后，以电力央企为 代表的开发商四处圈占光热项目资源，以求抢得先机，但随后光 热发电市场的发展速度大大低于人们的普遍预期，圈地热潮也随 之开始冷去。 2014年8月，中控德令哈项目获批电价，掀起了又一波光热项 目圈地潮，这波热潮一直持续至今，在今年7月30日刘琦在青海海 西州发表讲话后，这波热潮又被加了一把火。 如今，示范项目即将启动的消息让更多的人开始加速项目资 源储备。央企、国企、民企、外企，在中国广袤的西部，跑马圈 地愈演愈烈。仅以甘肃玉门为例，虽然其在光热项目开发方面并 未走在前列，但截至目前，当地正在申报的商业化光热项目就有7 个，项目申请方涉及国企、民企和外企，且单个项目方的申报规 模多在100MW级。 粗略计算，中国当前各地在开发和拟规划开发的光热发电项 目总装机量已接近4GW，而示范项目的总体建设规模仅为1GW， 4
光热示范项目建设相关政策的出台对中国光热发电产业发展 将产生极为深远的影响，在鄂尔多斯特许权招标项目失败后，示 范项目建设给了中国光热发电产业第二次机会，这也是更大的一 个机会，不是一个项目，而是十多个项目，不是一个参与方，而 是对所有符合资格的人敞开了大门，中国究竟是否能够把握好这 次机会，除了示范项目相关政策的设定这些外在因素外，更重要 的还在于每一个参与者自身。竭尽所能建设好每一个项目，是在 证明自己，也是在为光热发电行业代言。
专 题 Special
中国光热发电示范项目启动 国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目 建设的通知 国家能源局 国能新能〔2015〕355号 各省（区、市）发改委（能源局），新疆生产建设兵团发改委、 国家可再生能源中心、水电水利规划设计总院、电力规划设计总 院： 太阳能热发电是太阳能利用的重要新技术领域，为推动我国 太阳能热发电技术产业化发展，决定组织一批太阳能热发电示范 项目建设。现将有关事项通知如下： 一、示范目标
三、示范项目组织 （一）示范项目申报。各省（区、市）能源主管部门组织经 济性较好、实力较强的投资业主编制太阳能热发电示范项目实施 方案，并开展项目初审和申报工作。项目技术和工程方案、投资 经济性测算报告分开编写上报。示范项目申请报告请于10月底前 报国家能源局新能源司。
目前国内太阳能热发电产业处于起步阶段，尚未形成产业规 模，工程造价较高，技术装备制造能力弱，缺乏系统集成及运行 技术。为攻克关键技术装备，形成完整产业链和系统集成能力， 现组织建设一批示范项目。太阳能热发电示范项目以槽式和塔式 为主，其他类型也可申报，示范目标：一是扩大太阳能热发电产 业规模。通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，支 持的示范项目应达到商业应用规模，单机容量不低于5万千瓦。二 是培育系统集成商。通过示范项目建设，培育若干具备全面工程 建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。
（二）示范项目审核。国家能源局组织专家审核示范项目技 术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、 项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工条件等，通过审 核的项目列入备选项目名单。
二、示范项目要求
（四）示范项目确认。国家能源局统筹考虑进入备选名单项 目的经济性、设备国产化率和技术先进性，对名单项目进行排序 并确认示范项目名单。
（一）资源条件和技术要求。场址太阳直射辐射（DNI）量不 应低于1600kWh/m2a。示范项目各主要系统的技术参数要达到国际 先进水平。鼓励示范项目采用技术较先进，实现国内产业化的设 备。原则上符合随此通知印发的《太阳能热发电示范项目技术规 范》（试行）的技术要求。 （二）示范项目实施方案编制要求（附件2）。实施方案要包 括项目技术和工程方案、投资经济性测算报告。技术和工程方案 应包括设备来源、技术合作方、系统集成方案等信息，并提供项 目支持性文件、筹措资金材料等。投资经济性测算报告应对工程 各环节的投资成本构成分列测算，以便于对各申报项目汇集后相 互比较，逐一测算工程造价，为测算电价提供参考。若项目单位 申报价格明显偏高，我们将不考虑该项目纳入示范的可能性，对 存在不正常偏差和不规范测算的项目，也取消列入示范的资格。 （三）经济性分析边界条件。项目资本金比例不低于总投资 的20%；项目贷款利息按照项目企业实际获得的贷款利率计算；项 目建设期按2年，经营期按25年；资本金财务内部收益率参考新能 源发电项目平均收益水平；增值税税率暂按经营期25年内17%测算 。 （四）目前太阳能热发电尚未形成完整的技术和装备制造体 系，为减少重复建设和浪费，对同一技术来源和类型的项目要控 制数量。对各地申报项目数量做以下限制：同一项目业主在一个 5
省（区、市）的项目超过1个时，应为不同的技术路线；一个企业 可以在不同的省（区、市）申报项目，但总数量不超过3个，同一 技术路线和技术来源的不超过2个。
（三）示范项目上网电价。国家能源局组织专家对各申报项 目的根据投资经济测算报告进行统一评审，综合比较后提出上网 电价的建议，若投资经济性测算报告中的数据明显不合理，则将 该项目从备选名单中剔除。
（五）示范项目建设。各省（区、市）能源主管部门牵头组 织示范项目建设。项目建成后，项目单位应及时向省级能源主管 部门提出竣工验收申请，省级能源主管部门会同国家能源局派出 机构验收通过后，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。
专 题 Special
中国光热发电示范项目启动 解读光热示范项目建设通知的几个疑点 CSPPLAZA光热发电网 9月30日，国庆节前一天，光热发电行业迎来重磅利好，《关 于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》正式下发，与近两周 圈内传的草稿相比，正式稿的改动较小。对于行业普遍关注的一 些疑点问题，CSPPLAZA在此尝试给予一些非官方的解读。 1、示范项目的总体规模是多少？ 正式稿中未予明确，但根据此前掌握的信息，可以确定示范项目 的总体规模在1GW之内。之所以未予确定，分析认为，是因为目 前还无法预知申报项目的体量和质量，届时将根据申报项目的实 际情况予以确定，但最多不会超过1GW，如申报项目中靠谱的较 少，则也不能委曲求全，一切为保证示范项目成功为要！因项目 装机容量有所差异，最终获批的示范项目的总体规模也不会正好 是1GW。 2、现在在建10MW的项目，而示范项目要求不低于50MW，那这 10MW项目是不是就无法进入示范了？ 根据通知的要求，示范项目申报的最低装机为单机不低于50MW， 因此以10MW单机来申报肯定是要被驳回的。如项目尚未开建，可 考虑变更备案规模为50MW级或以上。 3、示范项目的电价如何核定？ 正式稿中提出，国家能源局组织专家根据各申报项目的投资经济 测算报告进行统一评审，综合比较后提出上网电价的建议，而此 前的草稿则提出按区域提出上网电价建议。正式稿将“按区域” 三字删除，表明当局对电价核定的具体方案仍没有定论。
6、对示范项目的储热时长是否有限制？ 对槽式导热油传热熔盐储热系统而言，储热容量应满足短期云遮 不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时。对塔式熔盐电 站，不少于2小时，对塔式水工质电站，则未设置储热时长要求。 对采用其它技术路线的项目，未予说明，应根据实际情况考虑。 7、熔盐泵为何要设置备用？ 对槽式项目，热熔融盐泵及冷熔融盐泵需分别设置1台备用，导热 油循环泵应至少设置1台备用泵；对塔式熔盐项目，熔融盐泵组应 设置备用泵；对水工质塔式项目，无需设置备用泵。这主要是考 虑到熔盐泵是熔盐型电站中故障率较高且对系统运行风险影响较 大的关键设备，设置备用泵是为了确保主泵在出现故障时不至于 对系统运行造成太大影响。 8、对辅助燃料的应用比例是否有具体限制？ 对槽式导热油技术，全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出 热量之比宜不高于9%。对塔式熔盐电站，全年全部辅助燃料的低 位热值与集热场输出热量之比宜不高于8%。对塔式水工质电站， 全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于6% 。辅助燃料系统仅考虑电站启动、寒冷地区冬季厂区采暖、导热 油系统和储热系统的防凝，尽可能不参与机组的运行调节。而事 实上，水工质电站往往需要更高的辅助燃料比例，上述设定对水 工质电站是一大考验。
申报示范项目时上报的投资经济测算报告对单个项目的电价都将 进行测算，国家能源局将根据这些测算的电价数据，和发改委价 格司进行进一步协商，确定示范项目的电价方案。但可以确定的 是，入选示范项目必然会获得电价支持。虽然目前尚未给出电价 的核定方案，但并不会影响项目方申请示范项目的积极性。
9、示范项目建成后如何才算达标？
4、相关文件中仅列出了槽式导热油、塔式水工质和塔式熔盐三种 技术路线的技术要求和编制规范，如果采用其它技术路线，怎么 办？
10、是否必须提供项目所在厂址连续观测年太阳法向直接辐射辐 照量（DNI）等关键气象数据？
通知中已明确示范项目以槽式和塔式为主，其他类型也可申报。 文件中列出了三种技术的相关规范，是因为这三种技术是目前应 用较多的、具有一定代表性，拟申报的项目走这三种技术路线的 也会占绝大多数。如果采用的不是这三种技术，在编制《示范项 目实施方案》时应参考其他三种技术，并结合自身的技术特点进 行编制。 5、申报示范项目是否必须符合《太阳能热发电示范项目技术规范 》（试行）中设定的技术要求？ 通知中称原则上符合即可。但据分析，如果不符合应提出具体的 6
理由，有充分的论据来说服项目评审方。
机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组 设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出 力90%以上连续运行大于1h。达到上述要求即算达标。
不是必须。国内有很多项目都没有连续观测年的DNI数据，但能 提供的项目肯定是可以获得加分，从而增大入选示范项目的可能 性。 11、是否必须提供项目进展支撑性文件？ 以下四种文件为必须提供的：1、县级及以上政府部门用地的原则 同意意见；2、县级及以上政府部门用水的原则同意意见；3、县 级及以上电力部门关于电网接入的原则同意意见；4、县级及以上 政府部门关于天然气用量的原则同意意见（如示范项目采用辅燃 ）。其它支持性文件可不提供。要求提供上述文件是为了保证示 范项目在获批后，具备开工建设和电网接入的可能性。
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中国光热发电示范项目启动 12、还需要提供拟合作的设备制造商供货协议或供货承诺书等资料 吗？ 不是必须。仅针对已与主要设备制造商达成共识的的项目投资方 。事实上，在项目尚未启动建设，未支付供货方预付款的情况下 ，与供货商签订的供货承诺书本身并不具备法律效力，示范项目 最终采购谁的设备，对绝大多数项目方而言，目前都难以确定。 因此该条款略显多余。
13、投资经济性测算报告如何编制？ 相关文件中指出应依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版 ）》和《太阳能热发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》 （GD005-2013）进行编制。第一个文件可登陆CSPPLAZA光热发 电网阅读本文点击此链接下载。第二个文件是由水规院组织起草 的，目前尚未提供公开下载渠道（有需要可联系CSPPLAZA）。
光热发电示范项目申报热潮涌现 CSPPLAZA光热发电网 9月30日的一则通知打破了中国光热发电行业长期以来的沉寂 ，让众多光热项目参与方的国庆假期变得不同寻常，按《国家能 源局关于组织太阳能热发电示范项目》的通知要求，10月底须完成 示范项目向国家能源局层面的上报。除去国庆假期，以及各省（ 区、市）能源主管部门的初审时间，留给项目申报方的时间仅余 约三周。
而对于外企而言，如Abengoa、BrightSource等均已在国内青海 、甘肃各地圈占了一些自有项目资源，他们也在积极筹备申报示 范项目。通知中并未明确不允许外资企业作为项目业主方参与示 范项目申报，但仍有人对此表示担忧，“虽然明的没有限制，但 根据以往的经验，外资企业作为项目业主入选的可能性还是很小 很小。”
“时间仓促，我们国庆假期也没放几天假，都去加班赶项目 进度了。”某光热项目业主单位的一位员工说道。除了业主单位 ，做项目前期工作的设计院单位也被不少业主方督促加快前期可 研等工作进度，目的均是为了把申请报告做得漂亮一些，项目方 上报的申请报告涵盖的“项目技术和工程方案”以及“投资经济 性测算报告”将成为其是否能够入选示范项目的主要评价依据。
示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算 指标的合理性、项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工 条件等将作为审核示范项目的参考。虽然示范项目申报几乎对所 有参与方都敞开了大门，但最终是否能入选还需进行综合评审。 对所有欲参与的企业而言，尽最大努力做足准备都是必须且必要 的。
“本次示范项目申报的硬性门槛较低，几乎可以说就没有设 置什么门槛。”某央企项目业主方代表表示。也正因为此，在此 次示范项目申报中，众多民企、央企和国企、外企将展开同台竞 技，而最终谁将入选示范项目，官方目前也没有一个确定的准则 予以核定。据了解，政府层面的意思是先看示范项目申报的体量 有多大、质量层次如何，再在约1GW的总量控制范围内确定以何 种方式来评定示范项目归属。
申报项目的电价核算是其中最为关键的一项数据，其不但影 响到申报项目自身，甚至影响到示范项目整体电价的高低。据通 知要求，本次示范项目申报要求在满足运营期成本支出，应缴纳 的税费，银行贷款还本付息，和资本金内部收益率不低于10%的基 础上，测算平均上网电价。事实上，一些光热项目方为做低电价 ，将IRR设为8%甚至6%在光热项目中已很常见，这一10%的设定明 显高于目前部分光热项目做可研时所设定的基准，但与国资委设 定的央企投资项目须满足的最低10%的IRR相吻合。由此可见，这 种设定考虑了项目方可能故意以损失IRR换取低电价的可能性，将 所有项目方的电价成本竞争拉回到一条水平线上，在此基础上比 拼技术、国产化率等。
CSPPLAZA记者今日采访了一些预申报示范项目的项目方。对 于已获核准备案、前期工作已全部完成或已在建的项目，如华电 金塔项目、甘肃光热阿克塞项目、中广核德令哈项目等，因前期 准备工作已十分齐备，目前仅需按要求准备相关资料上报即可。 但对于前期工作欠缺、甚至连可研都还未完成的项目方，为完成 相对高质量的申请报告上报，亟需解决一些现实问题：已报发改 委申请备案的项目方开始着力推动政府尽快给予备案，可研正在 推进的项目方开始督促设计院加快可研进度，尚未开始可研编制 的项目方目前则只能着手解决眼前编制申请报告遇到的问题。如 光资源数据问题等。 虽然项目资本金比例不低于总投资的20%符合电力行业的通行 做法，但对一个50MW的光热项目，20%的资本金相当于3~4个亿 ，这仍将使部分自身资金实力欠缺的民企丧失机会。国内有为数 不少的民营企业圈占了一些示范项目资源，要申报示范项目，目 前对其中项目资本金实力不足的民企而言，唯一的可行渠道是与 其它具备资金实力的企业捆绑联合开发。目前，有部分民营光热 企业正在积极寻求这一通道。 7
另需注意的一个细节是，通知明确，经济性测算中考虑的增 值税税率暂按经营期25年内17%测算，目前光伏发电执行的增值税 率为即征即退50%，至今年12月31日到期，是否延期未有定论。按 此前说法其应与光伏享受同等政策，但时值年末，17%的设定考虑 了这种不确定性，但并不代表光热项目的增值税就将按17%来定， 未来如何确定还需等相关细化政策出台。 国家能源局在确定示范项目名单后，预计将下发一则新的通 知，可能将包括示范项目的获批电价、完工时间限制以及不作为 的惩罚机制等规范性内容，以保证获批示范项目进入实质开发阶 段，避免重蹈鄂尔多斯项目特许权招标的覆辙。所有工作全部完 成，至示范项目名单落地，电价政策明确，预计最快到今年年底 前完成。
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中国CSP产业领导者眼中的2014 中国光热发电示范项目启动
慧眼启迪未来！如往年一样，在2014年新年来临之际，我们希望倾听CSP行业领导者对明年中国CSP行业形势的判断和预测 以及期望，以帮助中国CSP行业从业者更好地走向明天！为此，我们策划了“中国CSP产业领导者眼中的2014”新闻专题， 以期从领导者的眼中，展望2014年的中国光热发电产业!（以下按收稿日期先后排序）
光热发电示范项目电价测算须审慎 CSPPLAZA光热发电网 这个月，似乎成为有史以来整个国内光热行业最忙的一个月 。总量约1GW的光热发电示范项目名单预计将于两个月后确定， 为搭上示范项目这班顺风车，现时，数十个项目的业主正在加紧 进行申报筹备工作，在业主的催促下，业主委托的各电力设计院 正在加班加点赶进度，以赶在10月31日之前上报示范项目申请材 料。 示范项目启动的消息也吸引了行业内外众多各类从业者的密 切关注，相关企业开始更为急切地去了解光热。一些此前仅仅进 行过项目规划的企业甚至也准备尝试去申报示范项目，一些投资 商开始研究现阶段光热市场的进入机会，更有各类新能源和电力 行业关联企业开始更紧密地关注示范项目的动向，寻找机遇。种 种迹象表明，示范项目启动正在开始逐步点燃整个行业的热情。 而对于示范项目的电价最终会如何核定？项目申报者现时已 无暇也无需顾及，“电价自然会有，无非是一个高低的问题，太 低的话咱不上就是了，现在不是考虑这个的时候，考虑也没用。 ”某项目申报方如是表示。但更多的观望者则十分关注这批示范 项目所能获得的政策红包有多大。这将直接影响更多人进入这个 行业的决策。 在项目申报方须上报的投资经济性测算报告中，上网电价测 算将是其中的一项关键数据，其不但将影响申报项目自身是否能 够入围，还将影响到示范项目整体电价的高低。国家能源局将依 据所有符合技术资格要求的申报项目的测算上网电价，与发改委 价格司进行协调，核定示范项目的上网电价。 本次示范项目申报要求在满足运营期成本支出，应缴纳的税 费，银行贷款还本付息，和资本金内部收益率不低于10%的基础上 ，测算平均上网电价。事实上，一些光热项目方为做低电价，将 IRR设为8%甚至6%在光热项目中已很常见，这一10%的设定明显 高于目前部分光热项目做可研时所设定的基准，但与国资委设定 的央企投资项目须满足的最低10%的IRR相吻合。这种设定可能考 虑到了央企的实际情况、以及项目方可能故意以损失IRR换取低电 价测算值的可能性，将所有项目方的电价成本竞争拉回到一条水 平线上，在此基础上比拼技术、国产化率等来确定示范项目。 但事实上，因光热发电是一个复杂的系统工程，对每一个项 目而言，能影响电价的可变因素都很多，这就意味着，要核算一 8
个项目的上网电价，项目方可以在一定的范围内相对随意地调整 测算电价值，而申报的电价高低又是影响项目是否入围的一个关 键指标，在此情况下，就可能出现个别项目方为争取项目入选， 故意拉低测算电价的可能性。如果这种情况占整体申报项目数量 的一定比例，就将影响到最终出台电价的科学性，并可能导致部 分优质项目因出台电价过低而丧失可行性。 但在部分行业人士看来，“上述担忧是可以有的，但发生的 概率应该不会多大。我国首个特许权招标项目鄂尔多斯项目即是 因为中标电价过低而最终流产，行业从中也吸取了沉痛教训。当 时很大程度上是因为投标方对光热电站的经济性不甚了解，但时 隔四年之后的今天，光热行业对光热电站的开发难度、经济性评 价已经有了一个相对客观理性的认识，应该没有人会报一个自己 都认为不具经济可行性的电价出来。”这种做法无益于行业发展 ，更无益于企业自身。 对于政府而言，他们绝对不会希望申报项目上报的上网电价 高低参差不齐，差距较大，因为这也等于给政府出了一道难题， 导致他们无法确定电价，最终的结果只能是电价核定进程再度放 缓。政府希望从中优选出技术靠谱、业主资金实力较强、电价测 算值相对集中于某一个较小区间的一些项目，以保障这些示范项 目能够实施、出台电价相对合理这样一个结果。对于项目申报方 ，理解政府的这种想法，针对性地做足准备，才能够增加项目入 选的机率。 而对于示范项目电价最终将如何核定这一问题，此前示范项 目建设通知的草稿中提到的按区域定价的方案在正式稿中被删除 ，说明相关方面对此仍有异议。而据CSPPLAZA目前掌握的信息， 可能性较大的是采用统一示范电价的方案，而这个统一的电价如 何来定，具体可能又会有不同的方案。其中一种做法是，先筛选 出一定总量规模的示范项目入选名单，然后根据这些项目申报的 电价计算平均值，由国家能源局据此提出电价建议，与发改委价 格司协调确定统一的示范电价。 另外，国家能源局在发布入选示范项目名单时，除了电价之 外，很可能还将包括不作为的惩罚机制等规范性内容，以保证获 批示范项目进入实质开发阶段，对获得示范项目指标而迟迟不建 的行为将从源头上予以杜绝，对项目申报方而言，测算出一个合 理的、自己能接受、行业能接受、政府能接受的电价至关重要。
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中国光热发电示范项目启动 示范项目：一场必须赢的战争 CSPPLAZA光热发电网 中国光热发电示范项目伴随国家能源局的一纸通知开始启动， 据CSPPLAZA粗略统计，目前欲申报示范项目的项目总装机量已近 4GW，数量近50个左右，这已大大超出示范项目拟落地的约1GW 的容量控制目标，最终谁能入选示范项目名单，将成为未来几个月 行业关注的焦点。 拟申报示范项目的各路玩家包括以中广核、国电投、华电、华 能、国华等为代表的央企、以中控、中海阳、龙腾太阳能、兆阳光 热等为代表的众多民企和以BrightSource、Abengoa为代表的部分外 企。这其中不仅仅包括单纯的项目开发商、更包括涉及到产业链上 下游各环节的部分企业和其他投资者，如部分设备厂商。 示范项目申报如火如荼，光热行业长期以来累积的巨大能量似 乎在这一瞬间开始集中释放。有业内人士表示，“现在的情况是， 只要是个项目，都在想办法做申报准备。缺文件的在协调各方面加 紧办理、地方各部门也在为申报准备开绿灯。很多人都在竭尽所能 ，为搭上示范项目这班顺风车。” 但在部分业内人士看来，这种过热的申报现象并不值得推崇， 同时也蕴含了一定的风险。有行业人士对此评论称，“现在的示范 项目申报有些疯狂，有点偏离理性，这并非好事。有些不懂光热技 术的、完全没有做过电力项目开发的、甚至连光热还没搞清楚是怎 么回事的人都在想着申报。现阶段，大家更应该保持理性，有电力 相关项目开发经验、已开展前期工作的项目方可以积极准备申报， 本身就不是做项目的那些厂商，如设备商等应专注于做好产品，服 务于即将到来的示范项目建设。各种对光热欠缺了解、仅想着尝试 抢占示范项目配额的项目方应及早退出，以免搅乱这个市场。” 而事实上，即便有如此多拟申报的示范项目，那些没有开展过 前期相关工作、没有一定的技术背景、或没有一定的资金实力等条 件的项目入选的可能性很小很小，其中大多数都将沦为陪衬。约 4GW的拟申报项目总量中估计有一半以上的项目会因各种原因无 法进入备选名单。根据通知要求，国家能源局届时将组织专家审核 示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的 合理性、项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工条件等， 据此综合判定该项目是否可以列入备选名单。如果严格按照《示范
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项目实施方案的编制要求》规定，最终可通过审核的项目并不会太 多。 国家能源局此次对示范项目实施宽进严出的策略，在项目筛选 时将严格予以考评，对政府而言，如果哪个项目被列入示范项目名 单，而最终未能成功建成，也是一件不光彩的事。而即便某个准备 并不充分的项目侥幸进入示范项目名单，对项目方而言，在各方面 准备不够充分的条件下硬上的话，可能面临骑虎难下的困局。光热 发电作为一种系统性极强的工程，技术难度可能超出了目前很多项 目申报方的想象。对无明确技术方案、欠缺各种准备的项目方而言 ，要推进一个最低50MW级的光热项目，需要做的工作会非常之多 。而要在政策设定期限内完工并达到验收标准，对这些项目方将是 极大的挑战。 同时，入选示范项目并获批电价，并不意味着该项目最终就一 定可以享受到电价支持。政策方面很有可能将提出具体的规范条款 ：只有在两年的建设期内按时完工、并通过国家能源局等部门委托 的相关机构验收的项目才能享受示范电价。虽然在目前的通知中并 未明确提出这一条款，但预计在随示范项目名单下发的相关文件中 将会对此给出详细说明。 现实情况是，在保证示范项目成功最为关键的技术和工程经验 方面，国内目前仅有中控太阳能、兆阳光热等极少数公司在自有技 术系统方面拥有一定技术积累和工程经验，而对更多数的项目开发 商而言，其届时将如何解决技术和工程问题？与谁合作？如何合作 ？目前很多都还没有明确的思路。 示范项目很大程度上推动了我国光热发电产业的规模化启动， 但这个行业到底能否发展起来最终要看的还是示范项目的工程质量 。“如果你的项目做得足够好，即便没有列入示范项目，政府到时 也会给你电价”，有行业人士如是认为。 对光热行业而言，示范项目更像是检验行业战斗力的一场战争 ，而非一场盛宴。而这场战争，很大程度上将决定光热发电行业更 远的未来，因此，我们必须赢。
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中国光热发电示范项目启动 投资界冷静看待光热示范项目启动 CSPPLAZA光热发电网 整个光热发电行业最近一段时间以来都因示范项目忙得热火 朝天，而据CSPPLAZA采访获悉，关注光热行业的投资机构对示 范项目的这股热潮却多持冷静态度。 接受采访的投资机构代表多数认为，国家能源局此次推出示 范项目建设通知，振奋了整个光热发电产业，对于完善自主光热 技术体系和降低电站开发成本等都会有较大的促进作用。 但多个投资机构也理性地看到了示范项目建设存在的潜在风 险，如技术问题工程经验欠缺等。多个投资机构代表认为，如何 保证示范项目成功建设并达到设计预期，还有很大的不确定性。 现实情况是，在保证示范项目成功最为关键的技术和工程经 验方面，国内目前仅有中控太阳能、兆阳光热等极少数公司在自 有技术体系方面拥有一定的技术积累和工程经验，类似于国电投 的其他开发商则依托BrightSource等海外公司的成熟技术建设示范 项目，而对更多数的项目开发商而言，既欠缺自有技术、也没有 现成的技术合作方，而这些又都是示范项目开发所必须解决的问 题。 对于在国内开发光热电站的成本问题，投资机构代表也有较 视点 Viewpoint 大担忧，有投资界人士表示，“国内光热行业对商业化电站的开 发成本还没有多准确的把握，很多人认为我们可以把电价做的更 低，但实际情况到底如何还很难说。如果最终的示范电价过低，
很多项目的经济性将难以保障。对项目方来说可能并不能如预期 那样赚钱，反而可能会赔钱。” 有投资人士表示，“在技术成熟度尚不够的前提下，如果再 没有很好的技术合作方，冒然去搞一个动辄近20亿投资的项目， 投资风险很大。” 事实上，影响光热项目盈利能力的因素太多，除了成功地把 项目建好并投运之外，在项目运营中出现的一些问题也会很大程 度上影响项目的经济性。除了补贴拖欠的问题（光伏行业补贴缺 口已达200亿，光热是否也会遇到这一问题？）、限电问题这些外 在问题外，光热项目采用产品的可靠性、寿命等问题也将直接影 响项目的运维成本。 更有投资机构认为，“此次示范项目建设参与的风险还是比 较大的，等示范项目建成后，再评估光热电站的经济性就有了可 参考的依据，到时再确定是否投入会更稳一些。” 即便在投资机构看来，示范项目还面临较大的不确定性风险 ，但想吃“螃蟹”的人还是很多，目前预申报示范项目的总体量 已经超过4GW。从中严格筛选出“靠谱”的项目，以保证成功， 对行业发展至关重要。
示范项目申报接近尾声 申报电价宜统一 CSPPLAZA光热发电网 光热发电示范项目的申报工作自本月月初开始启动至今已过 去近20天时间，目前各项目的申报准备工作已接近尾声，开始进 入向项目所在地省能源局上报申报材料的阶段。各省能源局将据 此开展项目初审工作，并在10月31日前将经审查后的项目申请报 告递交国家能源局。 据悉，在两个光热示范项目申报大省中，甘肃省发改委要求 省内各项目业主于10月21日将项目申报材料提交给当地能源主管 部门，青海省给出的期限则是10月22日，其它各地也略有不同。 但基本都须在本周之内完成，各省能源局将在下周集中就申报项 目进行初选。 在每个项目均需提交的两份申请报告文件《项目技术和工程 方案》、《投资经济性测算报告》中，关于经济性的测算是最为 重要且最为敏感的一部分，这其中涉及到的电价测算又是最重要 的一个问题。申报电价的高低不仅将影响到该项目入选示范项目 的可能性，也将影响到政府在电价层面的决策进度。 而对多数项目申报方而言，报一个什么样的电价是个难题， 10
报的太低可能会直接因经济性测算不合理被剔除，即便入围也可 能会因项目经济性无法达到预期而丧失可行性，报的太高又可能 会因超过最终核定的示范电价而出局。 对前期工作完成充分的成熟项目，大多此前已经就项目的经 济性进行过核算，当前仅需结合行业和市场现状对电价进行更进 一步的优化，但对大多数前期工作并不充分的项目而言，要在短 短几周时间内测算出一个相对科学的电价并不现实，于是，这些 项目方开始寻求标杆项目作为参考，中控德令哈10MW项目获批 的1.2元电价旋即成为一个重要参考。 实际上，目前最直接有效的办法就是与入选机率较高的项目 看齐，以避免因电价问题导致项目被剔除。 据CSPPLAZA记者多方了解，目前各项目方计划申报的电价 额度相对集中在1.2~1.3元这一区间，其中也不乏1.2以下、1.3以上 的一些申报项目。如入选可能性极大的国电投黄河水电公司与上 海电气和亮源合作开发的德令哈2*135MW项目，其申报电价很可 能定在1.15~1.2元的区间范围内，项目相关方认为做到1.2以下完
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中国光热发电示范项目启动 全没有问题。当然，其中一大原因得益于大规模项目的规模化经 济效益较为显著。
于不同的电价区间，政府方面就会无法掌握当前开发示范项目的 真实成本，示范电价的落地也将因此滞后较长时间。
对行业而言，各项目的申报电价如果充分集中于一个较小区 间，则有利于政府层面更快地明确示范电价。如若90%的项目的 申报电价都在1.2~1.25区间范围内，政府方面就极易给予定价， 示范电价在此区间的可能性也极大，如申报电价较为分散地分布
示范项目的真正启动应始于电价落地那一刻，各项目的申报 电价又将直接影响最终电价的额度和落地速度，各项目的申报电 价较为统一地集中于一个较为合理的范围内，是政府希望看到的 结果，也是行业所希望的。
光热示范项目启动 中外合作迎机遇 CSPPLAZA光热发电网 中国光热发电示范项目伴随国家能源局的一纸通知开始启动 ，据CSPPLAZA粗略统计，目前欲申报示范项目的项目总装机量 已近4GW，数量近50个左右，拟申报示范项目的各路玩家包括以 中广核、国电投、华电、华能、国华等为代表的央企、以中控、 中海阳、龙腾太阳能、兆阳光热等为代表的众多民企和以 BrightSource、Abengoa为代表的部分外企。 项目申报火热背后的现实情况是，在保证示范项目成功最为 关键的技术和工程经验方面，国内目前仅有中控太阳能、兆阳光 热等极少数公司在自有技术系统方面拥有一定技术积累和工程经 验，国电投依托BrightSource的技术在中国青海等地开发光热电站 ，而对更多数的项目开发商而言，既欠缺自有技术、也没有技术 合作方，其届时将如何解决技术和工程问题？与谁合作？如何合 视点 Viewpoint 作？目前很多都还没有明确的思路。 而上述问题将是项目实施必须要解决的一大问题，摆在这些 项目开发商眼前的这一问题的解决途径可能有两个，一是与国内 厂商合作，二是找国外厂商合作。 与海外有经验的厂商展开合作，共同推进示范项目的成功建
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设应是一条可行之道，以塔式熔盐项目为例，据了解，在此次示 范项目申报中，拟采用塔式熔盐技术的项目将占据很大的比例， 而塔式熔盐电站的技术和工程难度很大，国内目前尚无成功开发 塔式熔盐电站的先例，依托国内自主建设塔式熔盐示范电站将面 临一定的技术和工程风险。 而另一方面，美国塔式熔盐技术领先厂商SolarReserve公司的 新月沙丘项目目前已经进入试运行发电阶段，即将于10月底正式 并网，在该项目的示范效应下，在光热示范项目启动的大背景下 ，中国多个项目方正在积极寻求与SolarReserve的深入合作，而 SolarReserve对中国市场也表现出了浓厚兴趣，近日该公司高层再 度到访中国，与多个意向合作方洽谈合作。SolarReserve更计划在 中国设立分公司，建设一个专业的定日镜系统工厂，以满足未来 中国市场对其技术和产品的巨大需求。 示范项目很大程度上推动了我国光热发电产业的规模化启动 ，但这个行业到底能否发展起来最终要看的还是示范项目的工程 质量。而要保证项目的质量，成熟的技术和工程经验不可或缺。 中外合作，共同开发光热示范项目将因此迎来机遇。
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中广核德令哈50MW槽式电站实地探访 CSPPLAZA光热发电网 从德令哈市中心向西驱车约20分钟即到达德令哈太阳能产业 园，9月18日，CSPPLAZA记者实地探访了正在这里建设的中广核 德令哈50MW槽式发电项目。该电站2014年7月1日宣布开工建设， 作为我国首个开工建设的50MW级商业化槽式光热发电项目，其 进展情况备受关注。 从已建成的中广核太阳能国家能源太阳能热发电研发中心青 海试验基地徒步行走约20分钟即到达这个50MW电站项目的场址 。中午刺眼的眼光直射大地，广袤的戈壁滩延伸至远方，让人顿 感这里天然就是开发太阳能的地方。蒙古语“德令哈”的意思为 “金色的世界”，在太阳能行业看来，这里洒满了金色的阳光， 与这层寓意十分契合。
图：常规岛基础正在施工 该项目占地面积约2.5km2，地势北高南低，南北向自然坡度 约为3%~4%，对比周边地貌和目前场址情况，可以想象场平工作 量之大，从现场情况来看，场平工作完成出色。本项目集热场采 用阶梯布置方案，从北到南共设置了六阶平台，总计192个标准槽 式集热回路将分布安装于这六阶平台上。
视点 Viewpoint 图：项目地周边地貌 该项目的场平工作此前就已完成，防风墙也早已设置完毕。 记者在现场看到，约8米高的防风墙矗立在场址周围，这些防风墙 未来将大大降低外来风速，减小沙尘对场内集热系统的不利影响 。
图：场地已十分平整，从上到下共六阶平台 据实地探访情况，可以感受到该项目的工程量相当大，目前 来看，项目方和各建设方对该项目的工程质量把控比较到位，这 从防风墙、场平、排水渠等细节上可见一斑。本项目光场EPC和 传热储热系统EPC的招标工作也即将完成，确定中标方后，整个 场区将入驻更多参与团队。更可以想象的是，待整个项目完工后 ，在这2.5平方公里的戈壁上，将呈现何等壮观的景象。
图：防风墙 该项目的常规岛EPC此前已完成招标，西北电力设计院中标 ，中标方各分包方已于今年8月底9月初陆续进场施工，记者在现 场看到，目前常规岛的基础已经完成开挖，施工方正在进行下一 步的相关工作。常规岛项目部由西北电力建设工程有限公司组建 ，分别由西北电力建设第四工程有限公司和西北电力建设第三工 程有限公司承担常规岛的土建和安装任务。 12
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十三五光热发电装机目标或定为10GW CSPPLAZA光热发电网 据《太阳能发电“十三五”规划》牵头编制机构水电水利规 划设计总院方面的消息，十三五期间（2016~2020）光热发电的 装机目标或定为10GW。与之相对的是，据国家能源局新能源司 日前公开透露的消息，光伏十三五规划的装机目标或将定为 150GW。 水电水利规划设计总院此前已向国家能源局提交了一份关 于太阳能发电十三五规划的草稿，其中将光伏和光热发电的规 划内容统一并入太阳能发电规划提出，但也有相关机构建议应 将光伏和光热分开单列规划。但最终光热规划是否能独立成为 一份规划，还存在很大不确定性。 十八届五中全会即将于本月26~29日召开，会议将审议“十 三五”规划，有行业人士预计，关于太阳能发电的十三五规划 目标可能会在本月形成审议稿。
虽然10GW的装机目标仍存在不确定性，但基本可以确定的 是，规划目标不会低于5GW。 太阳能发电十二五规划将光热发电的规划目标定为1GW， 但目前我国已建成的光热发电装机仅约14MW，与规划目标相去 甚远。有行业人士表示，“五年发展规划提出的发展目标仅是 一个指导性而非强制性的目标，若光热十三五规划装机确定为 10GW，将可在一定程度上提振行业信心。但到底能完成多少， 也很难说。” 光热发电示范项目目前已经启动，预计总量控制在1GW之 内，若按计划于两年内建成这批示范项目，从示范项目最早开 始落地的今年年底起算，2016~2017年底前将完成约1GW示范项 目装机。
国华电力发力光热发电 拟2020年前完成1.5GW装机 CSPPLAZA光热发电网 身为电力“四小豪门”之一的神华集团国华电力有限公司 正紧锣密鼓地布局光热发电市场，按照该公司拟定的2015~2030 年光热发电开发规划，其计划在2015~2020年完成150万千瓦光热 发电装机，2020~2025年完成350万千瓦，2025~2030年完成600万 千瓦装机。 即便是对于财大气粗的能源央企而言，上述规划也显得十 分宏伟，据了解，为做好上述规划，神华集团北京国华电力有 限责任公司已于今年6月份成立了专门负责该项事宜推进的光热 办公室，在全国范围内对光热发电项目开发进行选址规划，目 前的首要目标是完成2020年150万千瓦的装机规划，并于今年年 底前报神华集团高层审批。如若得到神华集团批复，国华电力 将成为目前为止对光热发电装机规划最多的大型能源央企。 此前的7月16日，神华国华已对宁夏太阳山50MW光热发电 项目的可行性研究发布招标公告，据该招标公告，该项目拟建 设1×50MW太阳能光热发电机组，同步安装建设储能装置，规 划预留1×50MW+1×100MW机组扩建的余地。计划投产日期为 2017年6月。该项目是国华电力首个规划开发的光热发电项目， 拟采用熔盐塔式技术。而在未来将陆续有更多类似项目落地。
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依托神华集团在煤炭行业的绝对龙头地位，国华电力是我 国“五大电力和四小豪门”发电央企中利润率最高的电力公司 。以2014年为例，国华电力实现年营业收入693亿元，利润总额 却高达178亿元，完成发电量1840亿千瓦时。与之相对的是，五 大电力公司当年的营业收入均在1800亿元以上，最高的华能集团 实现营收2897亿元，但利润额仅268亿元，大唐、华电、国电、 中电投的营业收入分别为1889.63亿元、2157亿元、2154亿元和 1823亿元，利润额分别为140.8亿元、205亿元、195亿元和100.17 亿元。约26%的利润率让国华电力问鼎发电央企利润率之冠。 之所以有如此高的利润率，很大程度上得益于神华集团的 煤电一体化优势，依托“煤业一哥”神华集团的煤炭资源和神 华自有铁路、自有港口的运输优势，国华电力实施电厂的点、 线、面布局策略，广泛布局坑口、路口（铁路沿线）和港口电
厂，大大节约了运输成本。另外，国华电力的坑口电厂大多燃 用洗中煤和劣质煤，最大限度地降低了燃料成本，提高了电厂 盈利能力；路口和港口电厂则燃用集团运出的洗精煤，安装大 型高效环保机组，煤价低于市场价，保证了电厂的竞争力；国 华电力作为一家新的发电公司，旗下电厂均采用了同时期更为 先进的技术，而五大电力均持有不同程度的劣质电厂资产。以 2013年的生产经营业绩数据为例，国华电力每发1千瓦时电获利 8.8分，远高于五大电力2分钱左右的获利能力。 但高企的利润率不能掩盖国华电力在可再生能源领域的短 板。其它几大电力公司都早早布局风电和太阳能发电业务，2014 年，五大发电集团的非火电装机都在3000万千瓦以上，占总发电 装机的份额越来越大，占比最大的中电投的清洁能源装机2014年 达38.47%，2013年为34.19%，其他几大电力公司的清洁能源占比 也均在2014年达到25%以上。而国华电力在清洁能源领域更多地 在推动煤炭的清洁利用、节能减排和绿色火电，在可再生能源 开发方面明显落后太多。国华电力意识到，对可再生能源的开 发滞后未能切合电力市场的远期发展需要，这对公司的长期发 展无益。 通过传统火电业务累积起来巨额财富，在传统火电整体市 场下滑的当下及至未来，国华电力急于寻求新的绿色增长点， 依托其在传统火电领域的积累，着眼于当前的新能源市场形势 ，开发类火电的光热发电项目成为其最好的选择。传统的风电 和光伏市场已基本成熟，现在大举进入也难以取得领先优势； 光热发电正蓄势待发，作为一项资金密集型技术，国华电力有 充裕的资本实力进军这一领域。 最近一段时间，国华电力在全国各个光资源较好的地区马 不停蹄地进行勘察选址。其清晰地意识到，光热发电市场很快 将迎来破局，在这一关键时间点上，国华电力必须抓紧时间来 抢占更多资源。与之对应的大环境是，在国家能源局副局长刘 琦7月30日的青海光热座谈会讲话后，今年年底前启动1GW光热 发电示范项目的信号已愈加真实。
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光热巨头在智利打造光伏光热混合型供电样本 CSPPLAZA光热发电网 炙热的阳光烘烤着大地，地表龟裂如玻璃碎片，两三米深的 裂缝如横亘在辽阔荒原上的一道道伤疤，这里是被称为地球上最 接近火星地貌的地方——智利的阿塔卡玛沙漠，在这里，一些地 方已经400多年都未降过雨。 然而，就在这样恶劣的自然环境条件下，Abengoa和 SolarReServe两家公司都决定在这里创造光伏光热混合型供电的里 程碑：利用这里丰富的太阳能资源，为当地矿业用电市场提供24 小时可持续的基荷电能。 超高的DNI辐射值 “在这个地方，DNI值高达3500kWh/m2.年，堪比外太空区 域的的辐射值”，德国弗劳恩霍夫（Fraunhofer）智利圣地亚哥 太阳能研究中心主任Andreas Haeberle说，“这里的太阳辐射强度 比非洲、南欧、德国等其他太阳能发电领先国家的DNI值都高， 拥有如此高辐射值的地域占智利北部面积的约1/3。
1MW的PV项目则只需要100万美元。在不考虑电力可调度性的情 况下，PV当然是更经济的选择”，德国国际发展署GIZ的CSP专 家Günter Schneider说。 使CSP项目经济可行的途径之一就是把它和PV结合起来。在 白天阳光普照的时候，CSP系统的发电岛可以暂停，仅利用光场 来收集能量并存储于储热系统，让成本更低的PV系统独立运行， 这样可降低50%的运行成本。在夜间无光照期间，再启动CSP系 统发电岛，储热系统进行满负荷发电，保障基荷电力供应。 阿本戈智利区总经理Ivan Araneda Mansilla说：“CSP和PV综 合发电是非常具有经济可行性的。CSP和PV两者互补，在提供稳 定基荷电力供应和价格方面都很有竞争力。” 智利第一个获得许可的CSP/PV综合型发电项目是 SolarReserve位于阿塔卡马的Copiapó电站，其由一个装机120MW 、配备14小时储热的CSP电站和一个装机150MW的PV项目组成， 总投资为20亿美元，将耗时32个月建成，目前，由于与当地矿业 公司之间的PPA协议签署事宜尚未落实，还未能开始建设。 SolarReserve高级副总裁Thomas Georgis说：“这是一个能够 自给自足无需辅助燃料的项目，可提供全天候稳定、可靠、安全 的电力供应。”
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图：SolarReserve智利CSP/PV混合供电项目想象图 如此高的DNI值意味着单位太阳能集热器的产能量远高于其 它地区，能大大降低光热发电的平均化能源成本。例如， Abengoa正在这里建设的110MW装机的阿塔卡玛（Atacama1）光 热发电项目的年发电量预计为700GWh，而同样装机110MW，采 用同样技术路线的的美国新月沙丘项目的年发电量则只有 500GWh。
Abengoa在初期就计划开发两个毗邻的CSP项目和PV项目， 从而降低融资成本。2014年，Abengoa以投标电价114美元/MWh 获得110MW的Cerro Dominador光热电站的开发权，并将与100MW 的Maria Elena光伏电站合并为综合型电站。这一项目已于2014年7 月开建，从2017年开始，Atacama1综合电站将向当地电网输电。 近日，Abengoa又获得了Atacama2电站的许可。Atacama2由装 机100MW的光伏电站和110MW的塔式熔盐（带17小时储热）CSP 电站组成。目前，该项目正在寻找当地的矿业公司签署PPA，这 里的矿业公司需要价格低廉、无污染、全天候供电的能源。 Mansilla说：“在智利北部，除了火电别无选择。”但太阳能 发电却给了一种新的选择。
这是SolarReserve和Abengoa都欲开发智利光热市场的原因所 在。另外一个原因是，当地拥有丰富的矿产资源，对于能源密集 型的矿业生产而言，其却面临电网未有覆盖的尴尬，采用传统的 柴油发电成本高昂，这为太阳能发电创造了绝佳的市场空间。
目前，SolarReserve正在与当地一些电力需求量大的矿业公司 谈判，同时也在考虑参与今年的太阳能电力拍卖市场交易，预计 智利今年的太阳能电力市场可拍卖1.7万兆瓦时的售电合同。
更适宜的光伏光热混合型电站
Georgis说：“目前，包括Copiapó项目在内，我们在智利规划 的CSP/PV项目的总装机达800MW，接下来将增加到1.3GW。”
但实际上，基于整体经济性的考量，Abengoa和SolarReserve 在智利建设的多不是纯粹的CSP电站，而是光伏和光热的综合型 电站。 熔盐储热CSP电站能够24小时持续供电，西班牙Torresol能源 公司位于西班牙南部装机19.9MW的Gemasolar塔式电站就首次实 现24小时持续供电。 但是，CSP项目的建设成本和运维成本都不低。“建设一个 不带储热的1MW的CSP项目花费大约300万美元，同样的一个 14
Abengoa也将在智利市场规划更多的CSP/PV综合发电项目， 目前还有2个共计300MW的项目正在规划中。SolarReserve在美国 和南非市场正在建设一些CSP项目。 Schneider认为，CSP/PV综合型项目在智利的开发潜力很大， 他说：“我们应该问这样一个问题：什么时候，配备电池储能的 光伏的经济性能赶得上储能型CSP呢？”至少在短期内是不可能 的。
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西门子出售槽式热发电光场技术 CSPPLAZA光热发电网 日前，西门子集团层面作出决定，宣布将面向全球出售其独 有的槽式光场技术。 2012年10月，西门子宣布剥离集热管业务，2013年9月， Rioglass与西门子达成协议，接盘其集热管业务。但西门子的槽式 光场技术依然保留。 据西门子方面介绍，西门子此次出售的此项技术和有关知识 包，包括西门子太阳能集热器设计（包括回路和槽式集热器设计 ）以及光场设计的专业技能。 西门子的光场技术已拥有四个商业化电站的多年运行经验， 这些项目主要位于西班牙。其技术特点在于：拥有实用的性能测 试与预测工具；高精准设计、独特的装备理念，现场组装无需使 用夹具等。 收购西门子光场技术，将获得西门子槽式回路和槽式集热器 的设计、装配、安装和维修手册及相关图纸；涉及太阳岛的规划 、设计、运维的计算软件工具和相关文档；太阳岛的质量保证和 控制方案，供应链管理方案等；同时包括相关的知识产权转移和 支持文档。
在中国，西门子此前曾参与宁夏哈纳斯92.5MW的ISCC联合循 环电站的前期工作，并针对中国特殊的自然气候环境对其槽式集 热器技术进行过相关改进，使其更适合在高寒地区的应用。 西门子称，西门子所提供的此项技术和其有关知识包，将能 够使收购方成为在太阳能领域具有深厚专业知识的佼佼者。 对槽式集热器技术的商业化应用业绩要求此前被列入中广核 德令哈50MW光热电站的光场EPC招标的资格要求中，为此，国 内多个投标方均采用了向外方购买EuroTrough槽式集热器的 License（授权）的方案来规避此业绩要求。 西门子的槽式集热器设计类似于EuroTrough，最大的区别是 采用了扭矩管式的支架设计，而EruoTrough则采用扭矩箱式设计 。 有兴趣了解此项技术的更详细情况，或与西门子方面探讨可 能的合作方式，请您与CSPPLAZA先行取得联系，以获得更进一 步的信息。联系电话：010-51077403。
中广核德令哈槽式电站熔盐产品采购开标 CSPPLAZA光热发电网 10月28日上午10点，中广核德令哈50MW光热发电项目熔盐 采购招标开标会在北京华融大厦举行，共有新疆硝石钾肥有限公 司、文通钾盐集团有限公司、江西金利达钾业有限责任公司和 SQM（北京）贸易有限公司4家投标方投标。
格为行业平均正常水平，因仅此一家投标，据亚行采购条款，依 然有效，基本可以确定该公司中标。投标硝酸钾的3家公司中， 以盐湖文通钾盐所报价格最具优势，低于行业均价。江西金利达 钾业和SQM的所投价格均为行业正常水平。
据悉，此前共有8家公司购买了投标文件，分别为西陇化工 股份有限公司、文通钾盐集团有限公司、浙江联大化工股份有限 公司、深圳爱能森科技有限公司、江西金利达钾业有限责任公司 、新疆硝石钾肥有限公司、SQM（北京）贸易有限公司以及巴斯 夫（中国）有限公司广州分公司。
据悉，中广核德令哈50MW光热项目对硝酸钠的需求量约2.1 万吨，对硝酸钾的需求量约1.4万吨，按照目前行业正常水平硝酸 钠的价格为3000元/吨左右（含税及运费），硝酸钾的价格为4600 元/吨左右（含税及运费）粗略计算，该项目的熔盐采购总金额 已接近1.3亿元。
由于许多熔盐供应商包括国际光热发电行业知名熔盐供应商 往往都只能提供硝酸钠和硝酸钾之中的一种产品，此次招标可单 独投其中一种产品、也可投组合产品。
今日未确定最终的中标者，待审完有关标书资料，在两周内 确定中标方并公示。本次招标采用亚行贷款进行，按照亚行采购 规则，符合条件的投标者，价低者中，此次熔盐招标结果或已明 朗。
据了解，投标硝酸钠产品的公司仅新疆硝石钾肥有限公司一 家，投标硝酸钾产品的公司包括文通钾盐集团有限公司、江西金 利达钾业有限责任公司和 SQM（北京）贸易有限公司共三家。投 标保证金为120万元人民币。 投标现场直接开启价格标，新疆硝石钾肥所报的硝酸钠的价 15
熔盐为其中一项采用亚行贷款招标采购的内容，另外两项分 别为导热油和光场EPC，此前均已开标，但最终中标结果都尚未 公布。
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摩洛哥NOOR1槽式光热电站预11月份投运 CSPPLAZA光热发电网 据最新消息，Ouarzazate在建的500MW太阳能发电产业园， 首期160MW槽式电站NOOR1即将于下个月建成投运，Noor2和 Noor3电站预计将于2017年建成投运。NOOR2是一个200MW装机 的配置储热的槽式光热电站，NOOR3则为一个150MW的配储热 的塔式光热电站。山东电力建设第三工程公司与Sener组成的联合 体负责上述两个项目的EPC总承包。 下图：NOOR1项目的集热场
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摩洛哥Ouarzazate被誉为北非“好莱坞”，土著的风情、充足 的光照、原始的环境，使这里成为世界电影业的一个重要拍摄基 地，诸多经典电影如《埃及艳后》、《阿拉伯的劳伦斯》均在此 取景。Ouarzazate位于撒哈拉大沙漠的边缘，也被称之为沙漠之 门，今天，这里也开始上演“新能源”大片，多个大型太阳能热 发电站、风电项目正在这里建设，以帮助实现摩洛哥2020年可再 生能源供电占比42%的宏伟目标。
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中广核德令哈50MW项目导热油采购开标 CSPPLAZA光热发电网 中广核德令哈50MW槽式光热发电项目导热油采购招标开标 会于今天上午10点在北京通用技术大厦举行。本次共有三家投标 人参与投标，包括意料之中的首诺和陶氏导热油，以及意料之外 的美国万达（RADCO）导热油。 据悉，首诺导热油在三家投标方中具有领先竞争优势，但招 标方尚需对技术标进行审核，待评标委员会最终评定技术标后， 再结合价格标情况，确定中标方。 因该项目的导热油招标对业绩的要求较为严格，“投标人应 拥有至少两个槽式光热发电或化工厂或石油化学工厂项目的联苯联苯醚导热油产品供货经验，每个项目供货量需大于1000吨，在 上述项目中导热油的连续正常运行温度范围应在280℃- 400℃之间 ，在正常热循环周期中导热油的最高运行温度应达到393℃- 400℃ 。同时，上述项目必须商业化运行2年以上，并提供项目业主出 具的认证证书复印件。”符合该资格要求的导热油企业凤毛麟角 ，这也导致仅三家企业参与此次投标。
TSK将建设科威特50MW的Shagaya光热发电项目 视点 Viewpoint CSPPLAZA光热发电网 业化运行。 TSK在9月11日的一份声明中表示：“Shagaya CSP项目的熔盐储热系统也将由TSK全部自行设计 ，具体由TSK位于西班牙Gijón的技术中心负责。这 个CSP & PV综合供电项目将拥有一个协调的能源管 理系统，因此便于整个电站的电力上网，能为电网 管理提供良好的‘辅助服务’。” TSK将着手开展Shagaya项目的工程设计、供货 、项目启动和施工等各方面的工作。 Shagaya可再生能源产业园由科威特电力部和 KISR（科威特科学研究院）联合规划设计并开发， 园区距离科威特城城区约100公里。科威特政府对 该产业园区寄予厚望，规划其到2030年实现2GW可 再生能源装机规模。 西班牙工程集团公司TSK已确认中标科威特50MW的Shagaya 槽式光热发电项目，该项目是科威特Shagaya可再生能源产业园的 其中一个项目。 Shagaya可再生能源产业园是一个综合性的发电园区，还包括 一个10MW的光伏电站和一个10MW的风电场，总发电装机70MW 。TSK中标的太阳能项目总装机为60MW，总投资为3.62亿欧元。 Shagaya槽式项目将采用TSK德国子公司Flagsol设计的SKAL-T 槽式技术，项目将配备9小时熔盐储热系统，预计于2017年投入商 17
2013年6月份，科威特开始为其50MW的Shagaya槽式光热电站 项目进行招标。TSK联合科威特本土合作方科威特建筑集团凯拉 菲国际（Kharafi National）组成联合体投标，并报出了最低价， 最终得以中标。相关协议已于今年9月初签订。 Flagsol原是德国太阳能热发电先驱太阳千年的子公司， Ferrostaal于2012年7月份曾收购Flagsol，2013年11月，TSK又将 Flagsol纳入麾下。
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中控：再塑传奇 CSPPLAZA光热发电网 热特许权招标项目。 在当时的环境下，未来的一切充满未知 ，但又极具想象空间。以“控制”见长的中 控很快在理论层面解决了光热发电的镜场控 制问题，“但我们又发现如果不建电站恐怕 还是不能验证这个技术是否可行，于是我们 就引入杭州汽轮机集团和杭州锅炉集团两家 公司，共同筹资投建德令哈10MW塔式示范电 站。”金建祥说道。 一个10MW级的示范电站的建设初衷在金 建祥看来就是如此的简单而纯粹，而对于大 多数行业人士而言，这一举动却让人难以理 解，“有的人说中控真傻，甚至有点无知无 畏，什么政策都没有就自己出钱去搞那么大 投资的一个项目。事实上，我们根本不在乎 这个项目赚不赚钱，我们主要考虑的是研发 成果能否得到验证，而非经济收益上的风险 。我们的出发点就是为了验证整个工艺路线 和镜场控制技术是否可行。只要达到这样一 个目的，投入的钱就没有白花。”金建祥解 释道。
视点 Viewpoint 图：中控太阳能董事长金建祥 2010年，有人找到已处国内自动化控制领域领军者地位的浙 视 点 ViewPoint 江中控技术股份有限公司（以下简称“中控”），咨询光热发电 的系统控制问题。5年之后的今天，浙江中控太阳能技术有限公司 （以下简称“中控太阳能”）发展成为中国太阳能光热发电产业 的领军企业。 5年历程，在中国自动化控制系统（DCS）领域创造奇迹的中 控在中国光热发电产业已创造了多项第一，在不久的将来，其更 极有可能在光热发电行业再创传奇，成功实现塔式熔盐光热发电 技术的完全国产化和自主化，并商业化规模化推广应用。 一家企业可以改变一个产业的格局，中控在DCS领域已经证 明了这一点，今天，在光热发电行业，中控太阳能正在试图复制 这一辉煌。 中控太阳能的“三级跳” “当时，我们了解后认为太阳能热发电将有很好的发展前景 ，光热发电系统中镜场投资约占60%左右，镜场控制系统将是一 个巨大的市场，而中控本身就是做控制起家的，所以我们就决定 成立一个子公司，来解决镜场的控制问题，由我兼任董事长的中 控太阳能公司由此诞生了。”中控董事长金建祥回忆道。 2010年5月，中控太阳能公司注册成立，时值中控创立的第17 个年头。彼时，以西班牙和美国为代表的国际光热发电市场正在 快速发展，中国光热发电产业尚处萌芽期，正在艰难孕育首个光 18
2012年5月，中控德令哈10MW示范电站 正式开建，一年后的2013年7月即并网投运。 实际的运行情况表明，各项指标均达到设计值，设计点发电效率 在50%负荷时实测达到14.9%，如果能够满负荷并网发电，经测算 发电效率可望达到16.9%，与国外同类电站的领先水平相当。其成 功验证了中控自主的大规模定日镜高精度聚光吸热技术、塔式光 热发电能量系统设计与动态优化、高温高可靠吸热储热技术、塔 式太阳能整体技术集成与运行维护、高寒高海拔特殊环境下的可 靠性等关键技术。 国家能源局副局长刘琦今年7月30日在视察该电站时评价道， “中控已因此在中国太阳能热发电历史上留下了重要一笔。” 首个10MW级示范电站的投运对推动光热政策破冰也起到了 关键作用。2014年9月，国家发改委价格司批准我国首个光热发电 示范项目上网电价为1.2元/kWh，花落中控德令哈10MW示范电站 。这被看作是中国光热发电产业的里程碑事件，长期以来笼罩在 这个行业上空的政策阴霾开始消弥。 而今，为进一步验证熔盐传热蓄热技术，中控正在着手对该 电站进行塔式熔盐系统改造，预计于2015年12月底完成安装， 2016年二季度完成熔盐项目整体调试，投入运行。待完成该项目 的熔盐技术改造验证后，中控将及早启动后续50MW级商业化电 站的建设。 “光热发电如果没有蓄热，与光伏相比竞争力就没有很好体 现出来，所以必须做熔盐系统升级。另外，目前这个电站是靠天 然气来过热的，德令哈当地的天然气价格不便宜，现在我们每发 一度电的成本大约是1.4元，而上网电价只有1.2元，因此是亏钱的 。但如果把熔盐系统做好，就可以不用天然气过热，整体发电的
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成本反而还能够明显降下来。”金建祥如是阐述为何要做塔式熔 盐系统改造的原因。 从最开始定位于解决镜场控制问题、到建设10MW级示范电 站掌握塔式DSG全流程技术、再到今天进行塔式熔盐电站的实践 验证。中控太阳能意图通过“三级跳”实现全国产自主化光热发 电技术的实践验证。当前，中控的“第三跳”小试已经成功，大 规模工业化试验还在进行中，如若成功，将可能成为中国首家掌 握商业化塔式熔盐电站全部技术的厂商。 大环境问题亟待解决 中控作为中国本土较早进入光热发电产业并取得较大成功的 一家民营企业，其对光热发电行业所面临的问题有更深的认识。 金建祥认为，“这个行业亟需解决的不光是技术问题，更有大环 境的问题。大环境如果好的话，我相信中国光热发电的竞争力将 会变得非常强，未来还能实现大规模出口。” 金建祥所说的大环境包括电价问题，融资问题，税收问题， 电网接入问题等外在影响因素。 首当其冲的是电价问题，没有电价，项目无法融资，就很难 启动这个市场，这是行业当前面临的最大问题。“电价要尽快出 台，或电价的形成机制要尽快明确。只有电价确定，而且比较利 好，才会有更多的人愿意投资这个产业，如果没有电价，投资收 益无法保障，企业是很难从银行或其它融资渠道筹到钱的。” 金建祥解释道。
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电价问题深刻影响着项目的融资，而现实的融资成本也亟需 降低。金建祥称，“中国的融资成本太高了。我们经过推算，如
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果融资成本能够下降2个百分点，那么电价就能下降1毛钱。国外 的长周期项目贷款利率很低，而中国的商业贷款差不多要7个百 分点，跟国外比差不多要高5个百分点，也就是说电价就会相差 0.25元。” 另外就是增值税，太阳能发电行业增值税即征即退50%的政 策执行期为2013年10月1日至2015年12月31日，即将于今年年底到 期。金建祥建议，“17%的增值税对于没有抵扣成本的光热发电 企业来说，负担是很重的，差不多又影响电价两毛钱，国家应该 把光热发电的增值税全部免掉。现在执行的免一半的政策也是不 够的。” 再一个就是电网接入问题，“好不容易投入巨资建成光热电 站，但因为当地电网接纳能力有限而限电弃电，这是很令人遗憾 的。经济帐做得再好，如果不能满负荷发电，最终还是没有经济 效益。因此，送出通道的建设必须要尽快完善。”金建祥表示。 他坦言，“这些大环境问题都会影响投资者投资光热电站的 信心。这些问题都解决了的话，我相信不出五年，中国光热发电 的技术、工艺、设备都将跻身国际一流水平，光热发电的市场也 将引来井喷式发展！” 塔式技术的上升空间很大 槽式和塔式是当前光热发电行业并行的两大技术流派，槽式 以更多的实际商业化项目运行案例、更为成熟的技术体系等优势 受到一部分人的推崇，塔式则以其更高的运行参数、更高的发电 效率等优势被认为是更具成本下降潜力的发电技术。选择哪种技 术路线，对业主而言是一个需要权衡的问题。
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中控：再塑传奇 中控自始至今都在围绕塔式技术进行开发。金建祥认为， “虽然槽式技术在国外已建成的装机量更多，但槽式技术有着 效率较低的先天缺陷，并且槽式技术数十公里长的热力系统管 道使其在中国高寒地区的应用也将面临严峻挑战。而塔式技术 虽然目前的技术难度较高，但其成本下降潜力更大，可上升的 空间会更大。按照我们的测算，储热6小时的50MW塔式熔盐项 目的总投资大约不到10个亿。我们认为塔式技术已经成为全球 光热发电的主流发展趋势。” 而对塔式熔盐面临的技术问题，金建祥也毫不避讳，“塔 式熔盐的最大问题是启停，在完成对我们项目的塔式熔盐系统 改造后，我们将通过实际的运行来解决这一问题。另外，经过 这两年来的运行，我们感觉对于光热发电来说，应力导致的设 备损坏是一个巨大的挑战。普通电厂开起来一般是不停机的， 但是光热电站一般一天至少要开停各一次，设备所受到热应力 都是很大的，会造成应力疲劳，对设备寿命会产生一定的影响 。” 真正核心的技术是买不来的 据资料信息，上世纪80年代，国家曾投入大量资金开发国 产的DCS系统，但没能成功产业化。到90年代初，该市场基本 被霍尼韦尔、横河、罗斯蒙特等国外公司垄断。当时业界普遍 认为：搞国产DCS没有前途。但中控并不这么认为，通过自主 创新，中控成功打破了外企的技术垄断，推动了国产化DCS控 制系统的快速发展，这也一举奠定了中控在自控领域的领军者 地位。
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今天，中控进入的是一个比单纯的控制系统更复杂、技术 密集度更高的新产业。行业的现状与当年的DCS行业有相似之 处，有人在坚持搞自主化研发、有人则认为直接引进国外的先 进技术会让我们走得更快一些，中控再一次选择了前者。 图：夜间仍在运作的矿山 金建祥对此谈了他的体会，他说，“能够买来的技术都是
太阳能锅炉部分替代城市燃煤锅炉潜力巨大
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不值钱的技术，真正核心的技术你是买不来的。我们在搞控制 系统之前，一些大的国有企业，也跟国外合资。外企愿意跟你 合资，其实是看上你的市场和廉价的劳动力，而最核心的技术 是不可能给你的。” 他认为，“光热发电的核心技术就是镜场的整体设计技术 、吸热技术、蓄热技术和控制技术，如果能从海外买到这些核 心的技术，我会非常赞成这种做法，但我们觉得这个可能性是 很低的。” “即便买来了国外的技术，就一定适用于中国市场吗？这 个也未必。比如在加州建好的电站，你利用他们的技术在国内 建项目就可以吗？加州的空气很干净，海拔很低，温度适宜， 光资源非常好，而中国西北适合开发光热电站的大部分地区海 拔都很高，昼夜温差比较大，风沙严重，引进的技术可能会出 现水土不服的问题。” 他进一步补充道。 “再者，技术还需要更新换代，要不断改进，几年之后怎 么办，不是你的技术，你又没有调整和改进的能力，到时还得 求别人。而我们就不怕，虽然搞自主研发的过程会比较辛苦， 但一旦搞成了，就拿到了主导权甚至制定行业标准的话语权。 ” 光热发电的成本目前依然过高，这严重阻碍了其市场推广 的步伐，自主化和国产化被认为是拉低成本的有效途径。金建 祥对此十分认同，“我是不排斥跟外企合作，但我认为只有依 靠技术自主化和装备国产化，才能更有效地降低成本。” 一家脱胎于高校的企业，一家民营公司，中国DCS市场的 图：Redstone光热电站想象图 破垄断者，中国自主化光热发电技术的领军者……，已走过22 年历程的中控身上已经可以贴上不少闪光的标签。在过去的5年 ，中控为光热发电行业做了什么？历史已经铭记。今天，她还 能为这个行业创造什么？很快，答案就将揭晓。
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大成：范多旺的第三次革命 CSPPLAZA光热发电网 今天的大成，已 成为业务范围覆盖铁 路车站全电子化信号 技术、绿色真空镀膜 技术和聚光热利用技 术应用三大领域的多 元化公司。范多旺总 结称，大成从成立至 今，完成了两次技术 革命，第一次是铁路 信号的全电子智能化 控制、第二次是绿色 真空镀膜技术。这两 次技术革命让大成在 铁路信号和绿色镀膜 领域成为行业翘楚， 目前这些技术均已实 现规模化产业化应用 。
图：大成科技董事长范多旺 如林般的风机，如海般的太阳能电池板，这可能是新能源行 视点 Viewpoint 业对甘肃的第一印象。在新能源的产业链上，中国的这个新能源 大省自始至今都在开发市场端，却未曾孕育出一家如尚德、金风 这样的前端产业链巨头。 即便在其省会兰州，目前也难以找到一家可称之为行业龙头 的新能源企业，作为甘肃新能源企业的标杆，兰州大成科技股份 有限公司（以下简称“大成”）董事长范多旺日前在接受 CSPPLAZA记者采访时强调，“我们现在要做的是低成本的、可 24小时持续供电的最具性价比的光热电站。” 在距离兰州1000余公里之外的敦煌，范多旺的这一梦想正在 这里扎根，未来几年，这一梦想如若成真，一家甘肃本土的新能 源行业龙头企业也将由此诞生。 三次技术革命 时间回溯到十七年前的1998年，和大多数大学教授一样，时 年43岁的范多旺正一边忙于科研，一边忙于教学。彼时，他在工 业自动化控制领域已经拥有了多个知识产权专利，为更快、更具 成效地将技术转化为生产力，他萌生了成立一家公司的想法，是 年，大成科技的前身兰州大成自动化工程有限公司注册成立。 在当时的高校体制下，学校老师成立公司被视作是“不合适 的、不被鼓励的”。范多旺回忆说：“但兰州交通大学的领导班 子对这件事一直以来都十分的支持，我和其他几位老师把这个想 法说出来后，他们就没有反对。在这17年来的发展历程中，学校 也给了公司很多的支持，大成也真正实现了产学研的无缝对接。 没有校方领导当时的远见和魄力，也就没有今天的大成。” 21
“而我们现在正 在推进的是第三次技 术革命，即聚光太阳 热能基础能源系统，也就是我们所说的可24小时持续发电的太阳 能电力系统，将间歇性的太阳能转变为可持续的绿色电源，这将 是能源生产过程中的一次革命，也将是大成最重要的一次技术革 命。”范多旺强调。 三次技术革命纵贯大成十七年发展史上的三个重要的时间节 点，1998年新生，2006年率先提出绿色镀膜概念， 2008年进入光 热行业，忠诚于技术创新的范多旺在大成营造了“敢为人先、勇 于创新，敢冒风险、勇于竞争，宽容失败、拒绝平庸”的创新文 化，也正是这种文化帮助孕育了大成的三次技术革命。 2006年，范多旺在国内首次提出绿色镀膜技术新理念，采用 真空复合镀膜集成技术替代或部分替代传统的化学电镀技术，实 现了镀膜过程的“零排放”。2007年，科技部批准的我国镀膜行 业第一个也是唯一一个国家工程中心——国家绿色镀膜技术与装 备工程技术研究中心落户大成。 正是基于在绿色镀膜领域雄厚的技术积淀，为大成打开了另 一扇门，这扇门背后的空间给了大成更大的舞台。2008年，在中 国光热发电行业尚在萌芽之际，大成就依托其绿色镀膜技术进入 了这一领域，并开始推动大成的第三次技术革命。 从集热管制造商到系统集成商 “2008年我们开始进入光热发电领域，当年正值国际金融危 机，我国政府出台了投资刺激计划，2009年初，我们就申报了一 个100kW的槽式光热发电示范项目，这个项目申请下来后，最初 想的是采购国外的集热管，60支左右就够了，但对方出于种种考 虑，没有卖给我们。在此情况下，我们只能靠自己，于是我们就 开始加快集热管的自主化研发进程。”范多旺回忆道。 事实上，一直以来，对于小批量的集热管采购需求，以
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大成：范多旺的第三次革命 Schott为代表的国际厂商均拒绝供货，其原因很大程度上是担 心其集热管产品被购买方当作研究对象，进而导致核心技术外泄 。但正是在这样的大环境下，反而加速了国产集热管的技术进步 和发展。范多旺认为，“大成在光热领域的核心竞争力是紧紧围 绕真空镀膜这条主线的。”而集热管的核心工艺之一即在于镀膜 ，这也是大成能够很快生产出集热管产品的主要原因。
相对于中控集团的体量，大成只是一家小规模公司，但其发 展思路是近似的。从原本的光热零部件制造商转为项目开发商， 大成做了看似不应该由他来做的事。这些事也正是范多旺所说的 “更多的事”。
2012年5月9日，大成200kW槽式+线性菲涅尔聚光太阳能光热 发电试验示范系统顺利并网发电，这个项目的前身正是上述的 100kW槽式项目。历时三年，大成完成了集热管和反射镜的自主 化生产，并积累了槽式和菲涅尔系统的集成经验。
2014年，位于兰州新区的大成光热产业园1号、2号厂房屋顶 上，装机规模达1MWe的菲涅尔屋顶示范项目建成。大成为此项 目投入超过2000万元，在本身光热业务并不赚钱的情况下，为什 么还要花这些“冤枉钱”，在范多旺看来，只有建了这样一个示 范项目，才能用实例回答在屋顶建设菲涅尔热电联供系统的可行 性这一问题。
范多旺回忆说，“2008年刚开始进入这个行业的时候，我们 认为，那么复杂那么庞大的一个电站系统，我们做不了电站，我 们只能做零部件，我们只需要考虑把集热管和反射镜做好，等市 场起来后去卖产品就行了。” 但行业的发展几乎低于所有光热行业从业者的预期，市场并 没有如想象中那样起来。范多旺笑称，“光热说了几年了要起来 ，但到现在都还没有起来，这对一个制造类企业是不是运气不好 啊？从2009年到现在，我们投入那么多资金和人力来干光热，因 为没有市场，只有投入没有产出。被行业现状所逼，我们不得不 去做更多的事。” 市场在哪里？光热行业企业特别是有抱负的民营企业不敢一 味地将希望寄托在政府身上，政府希望看到这个行业有更大的自 发性作为，希望看到这个行业的技术是经得起考验的，希望看到 有更多的示范性项目能够证明这个行业是可以扶持的。也正是基 视点 Viewpoint 于这一点，以中控为代表的民营企业走出了示范的第一步。
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事实上，在太阳能热利用市场，靠近用能负荷区的地方往往 存在可利用土地面积有限或用地成本过高的问题，但这里往往才 是用能市场所在地，用能单位往往希望将太阳能集热系统安装于 厂房屋顶来实现热电联产，但国内此前没有一套成功的示范系统 可以证明在屋顶建设光热系统的可行性。大成建设的这一项目即 是为了回答这一问题，这也正是其愿意花这个“冤枉钱”的主要 原因。 大成在光热技术方面的多年投入使其开始获得市场的认可， 2014年，大成承建并完成了拉萨柳梧新区1MWe聚光太阳能分布式 热电联供示范项目，同时进一步验证了在高海拔地区建设光热项 目的可行性。 由此，大成逐步完成了从单一的产品制造商到系统集成商的 转变。
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大成：范多旺的第三次革命
图：Global CSP的集热器
做最具性价比的光热电站
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但正如其名，大成的抱负并不仅于此，2015年5月8日，国内 首个10MW熔盐菲涅尔光热发电项目在敦煌奠基，大成希望以此 项目为始，在不久的未来打造最具性价比的光热电站。 这同时也意味着，大成再度转身成为了光热发电项目开发商 。做项目开发需要面对项目融资、成本控制等各方面的压力，特 别是在电价政策尚不明确的环境下，对今年年满60岁的范多旺来 说，更像是一场新的冒险。60岁正是一般人退休在家的年龄，而 范多旺选择站在更高的一个新起点上。 “我们的目标是建设最具性价比的光热电站。”在采访中， 范多旺多次重复了这句话。范多旺坚信，中国人完全有能力依靠 自己的力量建设自主化的光热电站。 范多旺的信心来在于前述三个示范项目的经验积累，他的技 术路线选择，他对自主化国产化能力的信心。 在2012年完成首个200kW的槽式+菲涅尔示范系统后，在槽式 和菲涅尔两种路线的选择中，大成选择了后者。范多旺认为，在 我国特殊的自然环境下，菲涅尔系统具有抗风能力强，系统紧凑 、成本低廉；占地面积小、可节约大量土地占用税；无需旋转接 头的三点显著优势，更适宜中国市场。 “我之所以有信心建设国内最高性价比的电站，还有一点是 因为我们自己已经做了三个小的示范项目，积累了很多的经验， 对电站的开发成本是心里有数的。电站所用到的很多关键设备都 是我们自己做的，包括蒸汽发生器，另外我们马上就能拿到压力 23
管道安装的相关资质。集热场我们可以EPC，反射镜和集热管两 样核心产品用的也是我们自己的，自己集成建设，更多地用自己 的和国产产品，所以，我们可以做到最优化最低的成本。大成计 划在敦煌示范电站上尽可能实现100%的国产化，他认为，中国人 完全有能力生产出符合光热电站运行要求的产品和装备，除了熔 盐泵等极个别关键设备外，大成都坚持实现国产化。这也是保证 项目实现低成本开发的关键因素。 对于熔盐菲涅尔技术面临的最大难题防凝，范多旺认为完全 可以克服。但对于具体的方案，他并未透露。 大成计划在2016年中期就建成这个项目并实现并网发电。在 项目现场，记者看到各方面的准备工作已在开展。一年之后，这 里将呈现给这个行业什么？范多旺领导下的大成正在用实际行动 来回答这个问题，而这次，也将成就大成发展史上最重要的一次 变革！
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德令哈 光热电站开发隐忧 CSPPLAZA光热发电网 飞机在德令哈机场平稳降落，走出舱门，阳光刺入双眼，让 饱受雾霾之困的人恍然间有种隔世之感，机场尽头是无尽的戈壁 延伸至天际，阳光、荒地，金色的世界，这里似乎天然是为太阳 能行业而存在的。 从机场乘车去往市中心，远方的两束亮光扑入眼帘，中控太 阳能技术有限公司副总工程师徐能告诉记者，那就是中控德令哈 10MW示范电站的两个集热塔。而此时，我们距离中控项目的直 线距离还有25公里。这也间接证明了德令哈当地的空气透明度是 非常好的。 但即便坐拥较好的自然资源条件，在德令哈开发光热电站仍 然面临一些隐忧。德令哈辖区面积2.77万平方公里，总人口仅12 万，是以蒙古族和藏族为主体的多民族聚居区。当地DNI辐照约 2000kWh/平方米.年，属我国太阳能资源一类地区。海拔近3000 米，属高原大陆性气候区，具有高寒缺氧、空气干燥、少雨多风 、昼夜温差大等特点。虽然气候环境较为恶劣，但也算是中国适 合开发光热发电项目地域的普遍特点。
终被迫接入低等级的当地农网，接入容量仅5MW，但据海西州能 源局方面人士表示，几个月前这一问题已经得到解决，中控项目 的电网接入容量目前已不再受限。同时，德令哈方面也规划将上 述110kV汇集站升级至330kV，以进一步增大接入能力。另外一个 细节是，记者在中广核50MW项目地看到，同样由于电网问题， 项目地工人的日常用电只能靠柴油发电机满足，这为电站建设造 成了不小困难。 据了解，德令哈西出口太阳能产业园现有300MW光伏和 50MW光热项目正在办理电网接入手续，为接入更高等级的由青 海省发展投资有限公司建设的新的330kV升压站，然后并入主网 ，十几个太阳能项目的业主方正在和海西州能源局筹划共同出资 建设110kV升压站，拟按项目装机比例出资建设，打通上网通道 。 虽然光热发电的电能质量以稳定、可持续、并网友好为竞争 优势，但这并不代表光热发电就不会面临光伏的限电问题。如若 因电网消纳能力不足、外送通道欠缺等客观环境问题而导致限电 ，则对光热项目的收益将产生巨大影响。浙江中控太阳能技术有 限公司董事长此前在接受CSPPLAZA记者采访时就感叹道，“好 不容易投入巨资建成光热电站，但因为当地电网接纳能力有限而 限电弃电，这是很令人遗憾的。经济帐做得再好，如果不能满负 荷发电，最终还是没有经济效益。因此，送出通道的建设必须要 尽快完善。” 其他细节问题不容忽视 另外，高海拔、严寒、风沙、全年可施工期较短、高原反应 、本土化人才欠缺、物价较高等也是在德令哈开发光热发电项目 所面临的不利因素。当然，这也很大程度上代表了在中国西部开 发光热电站的普遍环境。 因地处高原，在德令哈建设光热发电项目的施工期较短，冬 季11月到来年的4月份有大约5个月的时间地表上冻，不适宜进行
图：德令哈机场环境 这个行业也早已接受了这一客观自然环境，在德令哈周边广 袤的戈壁滩上，多个光热发电项目的选址已经圈定，包括中广核 德令哈槽式电站、中控德令哈塔式电站、国电投黄河公司与 BrighSource和上海电气合作开发的2*135MW塔式电站、国电电力 50MW槽式电站、三峡新能源50MW项目、亚洲新能源50MW塔式 电站、博昱新能源50MW槽式电站等众多项目。同时，更多的项 目开发商正在这里积极寻找机会，欲图圈占更多光热项目资源。 电网消纳和接入能力有限 但不容忽视的问题是，德令哈本地电力消纳能力极为有限， 当前的电网接入条件也较为落后，这为未来的电力送出埋下了隐 患。多个光热项目所在地的西出口新能源产业园区目前仅有1座 110KV汇集站（柏树变），由于该汇集站间隔有限，加之德令哈 地区大电网设施较为陈旧，难以充分接纳光伏光热新增发电量。 中控德令哈10MW项目2013年7月并网，但由于当地接入有限 ，远距离接入又需企业自掏腰包投资上千万元建设输电设施，最 24
图：中广核德令哈50MW项目场址 土建施工，进行其它系统安装工作虽理论上可行，但实际上因气 候寒冷，工人工作效率会随之大大下降，导致建设成本上升。中 广核德令哈50MW电站的光场EPC招标施工期设定为330天，包括
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德令哈 光热电站开发隐忧 Abengoa等公司多认为在德令哈的环境条件下，这一工期设定太 短。 不少外地人都或多或少地会出现一定程度的高原反应，并无 法长期适应当地的生活。徐能在此前举办的德令哈太阳能热发电 专项培训期间就表示，“找外地人在这里运营电站，让他们一年 到头都待在这里，很少有人能长期待下去”。因此，必须找本地 人。金建祥在此前一公开场合发表演讲时表示，“中控太阳能在 建设项目之前就意识到了这一问题，提前两年与当地的职业学校 联合办学，培养运行维护技术人员。”目前，中控电站的运维人 员几乎全部都是本地人。 但是，在项目建设过程中，本地工人难于管理的弊病也比较 突出，当地人多为藏族或蒙古族，长期以来的游牧文化造成了其 “手里有钱就出去花、手里没钱就来干两天活”的生活特点，对 光热项目建设而言，在建设高峰期需要大量工人，雇佣外地工人 成本较高，本地工人又较为懒散。这可能也是项目管理必须考虑 的一个问题。 太阳能锅炉部分替代城市燃煤锅炉潜力巨大 同时，德令哈当地的项目用地地价问题也需关注。青海博昱 新能源有限公司副总经理李波目前正在为青海博昱德令哈50MW 电站跑前期手续，他希望赶在今年年底前将土地手续办好，把征 地补偿款交付，原因是青海省今年7月份下发了《关于公布调整 更新后的青海省征地统一年产值标准和征地区片综合地价的通知 》（政（2015）61号），自2016年1月1日起执行新的地价标准， 明年将从1408元/亩涨至1815元/亩。届时博昱50MW项目的征地 补偿款比今年将要高出约30%左右。 再者，当地物料价格较高的问题也需考虑。李波对本网记者 表示，零配件物料产品价格较高是在当地组装集热器面临的一个 问题，同样一个螺母，德令哈本地的价格要比在成都本地采购贵 一倍左右，青海博昱在德令哈建有一个光热设备加工工厂，李波 表示，未来将尽可能地从内地采购辅料设备以节约成本。 但必须承认的是，德令哈仍是在中国开发光热发电项目的首
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选地之一，一些客观的非自然因素如能得到有效解决，在对抗自 然环境方面能有更好的应对方案，在德令哈开发光热电站会更加 顺畅一些。中控10MW示范电站的建设为在德令哈建设塔式电站 应对自然环境问题积累了丰富经验，对任何一个欲在德令哈甚至 中国整个西北地区建设光热电站的项目方而言，中控的经验都值 得借鉴。 德令哈被世人所知，除了太阳能，当代诗人海子的一首诗也 让不少性情中人来到德令哈，参观静静矗立在巴音河畔的海子诗 歌陈列馆。文末，给大家纷扰的都市生活带来一些不一样的情愫 。这首诗是海子坐火车去西藏时经过德令哈所作，记录了海子当 时的所感所思。 姐姐、今夜我在德令哈 ——海子 姐姐，今夜我在德令哈，夜色笼罩 姐姐，今夜我只有戈壁 草原尽头我两手空空 悲痛时握不住一颗泪滴 姐姐，今夜我在德令哈 这是雨水中一座荒凉的城 除了那些路过的和居住的 德令哈......今夜 这是惟一的，最后的，抒情 这是惟一的，最后的，草原 我把石头还给石头 让胜利的胜利 今夜青稞只属于她自己 一切都在生长 今夜我只有美丽的戈壁 空空 姐姐，今夜我不关心人类，我只想你
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示范项目启动 集热管厂商迎大考 CSPPLAZA光热发电网 约1GW光热发电示范项目即将落地，这对大多数在光热行业 浸淫多年，但无甚收获的设备供货商而言，无异于久旱逢甘霖。 集热管作为线聚焦光热发电系统的核心装备，示范项目启动建设 后对其的市场需求量也将大幅飙升。 但若要在2016~2017年的两年间集中完成1GW的示范项目建 设，在集中释放的市场需求下，集热管厂商要分切更多蛋糕，对 其整体供货能力而言更无异于一场大考。 集热管供需矛盾突出 国内此前宣称有光热发电集热管生产制造能力的厂商在最高 峰时多达近20家，而近两年来，由于国内光热发电市场整体持续 低迷，多家集热管厂逐渐销声匿迹，时至今日，在经历寒冬洗礼 之后，国产集热管市场形成了以常州龙腾、威海金太阳、北京天 瑞星三大领先厂商鼎立的格局。
图：龙腾生产的新一代90mm集热管产品 据CSPPLAZA记者了解，上述三大厂商宣称的产能如下：常 州龙腾现产能为年产8万支，威海金太阳产能10万支，北京天瑞 星产能5万支，在最理想的状态下，上述各厂商可以实现其所宣 称的出货能力，且成品率可以达到90%以上，总计年产能仅约20 万支。 但1GW示范项目集中启动建设对集热管的实际需求很可能将 远超20万支，据粗略估算，按照槽式和菲涅尔示范项目总计装机 约占比60%计算，总装机规模为600MW，按一个50MW带7小时储 热的槽式项目需用集热管27000支计算，共需集热管约324000支。 20万与30万之间的缺口达10万支以上，若部分厂商的成品率 不如预期、大批量生产的品控能力较差，缺口将会更大。而基于 集热管制造工艺的复杂性、多数厂商对成熟技术工人的依赖性， 多数厂商无批量出货经验等客观因素，这一现象将极有可能发生 。 如何弥补这一缺口？除了上述三大厂商外，其他厂商的产品 26
质量和供货能力是否可以信赖？进口海外集热管产品是否现实？ 这些问题将成为明年多个项目业主必须考虑的现实问题。 在市场回暖之际，原本已退出或一直以来持观望态度的厂商 极有可能再度杀入，但这并不意味着其将很快占领市场，集热管 的供需矛盾会很快得到缓解。 其原因在于，集热管的制造对设备、工艺和经验等各方面的 要求较高，即便在现阶段重新进入这一市场，对欲求真正建设好 一个示范电站的项目业主来说，预计他也不敢选择那些没有长期 技术研发投入、未经过相关权威机构测试的产品。 而上述三家厂商除具有较大设计产能外，其集热管产品此前 均已经过DLR或PSA等权威机构的检测，且测试结果表现良好。 以龙腾为例，其多年来坚持致力于集热管技术的升级换代， 不断提升集热管的整体性能。常州龙腾总经 理俞科总结道，对于集热管的生产，“技术 要成熟、设备要稳定、原料要靠谱”。基于 此，在完成技术的积累和生产设备的不断优 化后，龙腾已开始从原料端来控制集热管品 质。由于国内多数玻璃管厂商生产的玻璃管 产品难以满足龙腾对集热管品质把控的要求 ，龙腾在泰兴新建的玻璃管生产线已于10月 21日点火，可实现产能25万支/年，这为生 研究Research 产出合规的玻璃管奠定了基础，满足了自身 对集热管品控指标的需求。 另一方面，部分厂商的产品已经过实际 商业化项目验证，并已拥有大批量出货经验 ，据威海金太阳总经理康曼介绍，该公司 2013年曾对印度AREVA的125MW菲涅尔电 站完成独家供货，供货周期仅6个月，证明 了其大批量镀膜钢管的稳定出货能力。而龙 腾目前也已在某国外商业化电站中斩获数千支真空集热管的供货 订单，其生产线当前正处于单班中速生产阶段，年底即将完成此 批海外供货。 除了上述三大厂商外，其它国产集热管产品可能会在此轮示 范项目中抢得一定的市场份额，但预计不会太大。 对国外厂商而言，设备国产化率已被作为本轮示范项目筛选 的一个关键考量点，同时，进口集热管产品的价格相对较高，这 都降低了示范项目选择进口集热管的可能性。目前，国际集热管 领先厂商Schott的产能已经压缩，另一家领先厂商Rioglass则着眼 于国内光热市场的启动，意识到实现本土化生产的重要性，正考 虑在中国本土设集热管生产厂，以满足未来的市场竞争需要。若 其能赶在明年完成集热管生产线的本土化，则其产品将有望获得 一定市场份额。 何以分切更多蛋糕？ “蛋糕马上就送到嘴边了，就看你有没有能力吃下去了。” 国内某集热管厂商代表如是调侃道。示范项目启动，大批量订单
项目 观 Project 察 Observe
示范项目启动 集热管厂商迎大考 可能将直接送到门上，但压力也随之而来，这种压力更多地来自 于集热管厂商自身，如何能保持持续的高品质出货能力？如何进 一步提高成品率？ 因为多数厂商缺乏大规模项目的实际供货经验，有可能在实 际履约过程中无法满足业主的需求，签署的供货合同届时可能将 成为供货方的不能承受之重。成品率低、品质良莠不齐，最终的 整体成本可能会超出售价，从而陷入“卖的越多、亏的越多”的 窘境。保证高品质集热管产品的稳定出货是大多数厂商都需克服 的一道难关。 “市场从来都是留给有准备的人的。”这句话应用于跌宕起 伏的光热市场十分贴切，在过去几年的寒冬期，执著于技术研发 、生产品控等各方面能力提升的企业将可以较为轻松地吃下这块 “蛋糕”。而对于准备不足的企业，摆在眼前的蛋糕可能也吃不 下去。 对于有准备的企业来说，继续扩产或增加投资则反映了其对 市场和自身产品的信心。在10月21日新建玻璃管生产线的基础上 ，龙腾已开始扩大其集热管生产能力，预计明年即可实现16万支 的年产能增加额，年产能总计达到24万支，届时其将成为国内产 能最高的集热管厂商。俞科表示，“龙腾的集热管镀膜线都是自 己设计制造的，因此扩产相对简单。” 同时，威海金太阳目前也已在进行二期产能扩建，预计于明 年5月份实现投产，届时可增加3万支年产能。其三期扩产也在计 划中，最终可达到年产20万支集热管的目标。同时，新的生产线 将实现更高的自动化，简化工人手工工序，提高生产效率、增强 品控能力，降低整体成本。另外，威海金太阳的集热管生产设备
几乎全部由其自行设计。 康曼表示，根据他们的经验，“生产线从当前状态走向规模 化批量化生产能力约需要3个月的过渡期，大批量订单上来，形 成稳定的高品质产品出货能力对厂商是一大考验。这时也才能真 正检验出一个集热管厂技术工艺的先进性和成熟度。” 另外需要指出的是，在集热管生产制造中的部分关键环节如 封接工序，目前包括Schott、龙腾等领先集热管厂商均采用全数 控自动封接设备，这是集热管实现批量化规模化出货能力的基本 保障。而部分集热管小厂依赖人工封接操作，将严重制约其批量 化生产能力。在中广核太阳能德令哈项目对集热管采购的技术要 求中，明确指出供货商应采用自动化封接设备。 若依国家能源局新能源司副司长梁志鹏所述，在11月底确定 示范项目名单。在示范项目电价落地后，预计到明年4月份左右 示范项目将集中上马，对集热管、反射镜等关键设备厂商而言， 明年中期将是其开始集中安排生产计划、原料备货、筹备生产之 时，但要形成稳定的批量出货能力，对几乎所有的国内集热管厂 商而言，都需经过为期至少3~6个月不等的过渡期，这样算来， 留给其集中生产的时间可能集中在明年八九月份到2017年中期总 计不到一年的时间内。 集热管工艺难度较大，对技术、经验等各方面的要求较高， 国内集热管厂商尚普遍缺乏大规模高品质产品供货经验，其很可 能将成为示范项目建设中较易出现问题的一种关键设备，而对于 此轮示范项目建设而言，其成败将直接影响我国光热发电产业的 发展前景，采用不合格的集热管产品将为示范项目带来极大隐患 研究Resech ，对集热管供货商而言，这是一次机遇，更是一场对自己的挑战
中国需要本土化的SAM电站仿真模拟软件 CSPPLAZA光热发电网 SAM（System Advisor Model）是美国国家可再生能源实验室 （NREL）开发的一款免费的电站仿真模拟软件，光热发电项目 设计人员可以通过SAM模拟计算以评估光热发电项目的技术经济 性。 SAM的溯源 SAM软件最初被称为“Solar Advisor Model”，由美国国家可 再生能源实验室（NREL）与桑迪亚国家实验室于2005合作共同 开发，当时仅供美国能源部内部使用，为其太阳能技术的进一步 提高和改进服务。 NREL于2007年8月发布了该软件第一个公开版本（第一版） ，供太阳能行业相关人士免费使用，但是对于光伏系统和槽式光 热发电系统的分析只能在同样的建模平台和一致的财务数据下进 行。 在2007年至2013年之间，SAM每年发布两个更新版本，添加 一些新的技术和融资选择。2010年，该软件改名为“System Advisor Model”，以反映其可为更多可再生能源项目服务的特点 。从2014年开始，NREL每年发布一个新版本，并根据需要定期 维护更新。 27
SAM的功能 目前，SAM 软件可针对光伏、光热、风力、地热、生物质等 几种可再生能源的发电成本及系统发电特性进行计算。通过导入 所需测算地点的天气参数、系统类型、系统规模、系统盈利模式 、及系统投资等参数既可得到系统均化发电成本，从而完成对可 再生能源项目收益的初步测算。 SAM软件主要包含两个仿真模型，性能模型和融资模型。 SAM软件的性能模型可以模拟计算出电站每小时的电力输出 量，可以生成一组共计8760个发电量数值（每小时1个），即可以 表示电站一整年的发电量。你可以详细查看电站每小时或者每个 月的性能参数来了解整个系统的发电量表现，或者可以利用系统 总发电量和容量因子等模拟数据来对电站进行更多的性能评估。 SAM软件的融资模型则可以根据用户指定的某一时期的项目 的现金流来模拟计算出该项目的不同财务指标，同时融资模型可 以根据性能模型模拟计算得出的年发电量来计算出项目的年度现 金流。
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中国需要本土化的SAM电站仿真模拟软件 有限公司等国内多家涉及光热发电业务的设 计院和相关单位。 受访单位相关人士给出的反馈信息显示 ，目前国内光热发电行业可以使用的模拟软 件非常少，SAM软件是目前国内光热发电项 目前期经济性分析使用最多的软件，对于光 热项目前期开发有一定帮助。 但其模拟仿真结果仅具有一定参考价值 ，因其由美国开发，内置模型中所提供的许 多参数都与国内实际数据有差别，大都是国 外项目的默认值，有一些可以修改，但有一 些并不能修改，这就导致仿真数据不够准确 。 由此来看，SAM软件并不足以准确回答 国内项目开发前期需要解决的相关问题，要 想得到比较准确的模拟数据，需更更多地结 合国内实际情况，建立本土化的SAM工具。 图：模拟一个100MW储热6小时的槽式光热发电系统每小时的发 电量输出图形 SAM软件的模拟结果一般可以通过表格、图表和报告来显示 ，可以通过表和图标显示项目详细的年度现金流和电站每小时的 性能数据。通过模拟，SAM软件会显示出一组默认的图表。你可 以通过设置标题、颜色、字号来自定义图表，或者创建一些新的 图表来显示不同的参数模拟结果。你也可以将所有的图表从软件 视点 Viewpoint 导出，编写报告或者制作成演示文稿，或者利用其它软件对模拟 结果进行进一步分析。
图：SAM软件导出的报告 需开发本土化的SAM软件 针对SAM软件在国内光热发电市场的使用，CSPPLAZA采访 了西北电力设计院、华北电力设计院、内蒙古电力勘测设计院、 北方工程设计研究院、中国华能集团公司、内蒙古能源建设投资 28
一些进入光热行业较早或参与光热发电项目较多的设计院如 西北电力设计院和内蒙古电力勘测设计院等则选择根据国内的实 际情况自行设计一些更加适合中国光热发电项目开发的模拟软件 ，除了系统各方面的成本数据和融资参数更加符合中国的实际情 况外，他们还在软件中嵌入了部分地区由测光站长年监测所提供 的实测辐照数据（部分地区的传统气象站并不测量DNI值），以 适应中国本土光热发电项目的开发。 澳大利亚就开发了专门的SAM工具。2013年，澳大利亚太阳 能光热协会(AUSTELA)通过澳大利亚可再生 能源机构（ARENA）给予的73500美元的支持 将SAM软件进行了改进，使其适合于澳大利 亚当地的太阳能热发电项目开发，并专门发 布了一个在澳大利亚开发光热发电项目的 SAM操作指南，帮助用户一步步地了解SAM ，并指导其如何使用SAM在澳大利亚当地的 资源条件下模拟光热发电项目的开发，其嵌 入了一些关键数据，如澳大亚某光热发电项 目开发预选地的太阳能辐照资源数据。 国际市场上，SAM也仅作为一种电站前 期工作的参考工具，领先光热厂商中有很多 都自主开发了专门的模拟仿真软件，如西班 牙Ingeteam就开发有一歀名为“Feasibility Team”的软件，以获得更精确的仿真模拟数 据。Ingeteam中国区销售总监贾永柱在 CSPPLAZA年会2015上解释这两款软件的区别 时举例表示：“中国西北地区昼夜温差比较 大，SAM软件会提供整体的热损和补燃的数 据，较为笼统。但用我们做的这款软件可以算出每个小时需要的 补燃是多少、每个小时能达到的发电是多少。通过这种优化之后 做的发电量测算更精确一些。”
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亚行和世行支持下的中国光热发电项目 储 热型光热发电将弥补光伏短板？ CSPPLAZA光热发电网 近日，沙特ACWA国际电力公司COO（首席运营官）Scott Frier表示：“目前，公共电力承购商和监管部门正在加大对储热 型光热发电项目的支持力度”。 Frier是阿本戈美国公司的前首席运营官，曾参与开发了装机 规模为280MW的Solana光热电站。据他透露，此前亚利桑那公共 服务公司（APS)同意收购Solana电站所发全部电力的重要原因就 是在于其无间歇供电的特性。Solana电站的储热容量为 1680MWh/天，也是美国除抽水蓄能系统外最大的储能型电站。 光伏装机量剧增引发的各种问题 近年来光伏发电装机量不断攀升，但光伏电站只能白天发 电和供电，因此便要求其它类型的发电站来提供人类夜间所需 的电力需要，尤其是在人们晚上和早上用电的高峰时段。 曾经参与Solana电站收购电价谈判的APS公司的资源采购经 理Brad Albert表示：“现在大家已经感受到光伏的强大市场渗透 力了，因此对我们来说不能确定的只是用户屋顶光伏发电设施 的安装潜力究竟有多大。” 光伏发电在APS公司白天电网结构中的大规模部署正在重塑 公司的电力负载结构，也在影响着当地的整体电力市场。Albert 透露：“现在我公司夜间的电价反而高于白天。”
热发电行业发展条件较优越的国家，往往会立法规定光热电站 必须配备一定时长的储热系统。 为了鼓励储热型光热发电项目的建设，在南非、摩洛哥、 智利、沙特阿拉伯等国家，监管部门和电力承购商一般会对峰 值用电制定一个较高的电价，或者可以简单地要求光热发电项 目必须配置至少多长时间的储热系统来保障当地夜间用电高峰 时的用电需要得以被满足。 摩洛哥太阳能管理局（MASEN）为傍晚峰电提供的价格比 标准电价要高15%。南非可再生能源独立电力生产采购计划（ REIPPPP）设立的傍晚峰电价格甚至更高，某些情况下可以达到 白天电价的2.7倍。 事实上，南非近年来开发的每一个光热电站都是带储热的 ，而且随着技术不断成熟，储热容量也在大幅增加。比如2011年 获批、采用蒸汽存储技术的Khi Solar电站的储热时长为2小时， 而最近获批的、采用熔盐储热技术的Redstone电站的储热时间则 长达12小时。 南非对储热技术强有力的支持政策大大刺激了本国光热发 电行业的发展，预计到2030年可以实现1.2GW的光热发电项目装 机目标。
随着越来越多的光伏发电项目并网，白天的电力供应相当 充分，伴随发生的就是储热型光热发电系统的价值日益凸显， 因为它可以把电站发电时间调整到傍晚用电高峰。 事实上，当人们晚上下班回家后，很多公共供电公司都面 临着如何满足人们晚上用电高峰的问题。而随着光伏电站白天 为电网提供负载的不断增加，白天和夜间的电力供需越来越不 平衡。 在APS公司的服务区域内，屋顶光伏发电设备的安装数量已 从2010年的900上升到2013年的18000。而在加利福利亚目前白天 电力供应的7.4%来源于光伏项目，包括屋顶光伏设施和大规模地 面光伏电站。 Albert表示，由于沙漠环境的冬季夜间非常寒冷，对于APS 公司来说日出前一小时也属于电高峰期，因此具备通宵供电的 能力非常重要。而且属于APS公司服务区域的很多老房子都需要 靠电能来取暖。 Albert补充道：“对于我们来说，最关键的时间段就是日落 后以及冬天日出之前。相比加利福尼亚州等一些多使用天然气 取暖的地区，我们所属区域的用电负载要更高一些。” 储热型光热发电项目更受新兴市场青睐 当光热发电行业最早在西班牙和美国初步发展的时候，监 管部门并没有对储热做要求。 目前，随着光伏发电行业的高度渗透，储热型光热发电项 目更易获得公共电力公司的青睐，比如APS公司。另外在一些光 29
图：南非夏冬两季早晚用电高峰的电力需求对比 不过，仅仅在REIPPPP规划实施的前四年，南非已经进行了 600MW光热发电项目的招标工作，完成了规划目标的一半。一 旦上述1.2GW的光热发电项目全部投运，那么在日出以前或傍晚 用电高峰等必要的情况下，南非每天可以储存2500MWh的电能 。 南非邻国纳米比亚（Namibia）的国家电力公司（NamPower ）2015年初表示，该国招标的光热发电项目必须配置6-8小时的 储热系统以解决该国凸显的峰值电力无法满足的问题。 我们把视线转向中东，沙特规定首轮光热发电项目招标时 将要求储热时长最低为4个小时，在后续的几轮招标中则要求储 热时间更长。虽然没有提供具体招标明细，但沙特明确表明对 光热发电的重视程度要高于光伏，制定了到2040年完成光热发电 项目装机25GW和光伏发电项目装机16GW 的目标。 说到储热系统的在建规模，智利可以说是冠绝全球，目前 该国已计划并正在建设的储热系统容量为3575MWh/天，来自阿 本戈开发的Atacama 1和Atacama 2两个项目。如果不出意外，明
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亚行和世行支持下的中国光热发电项目 储热型光热发电将弥补光伏短板？ 年4月份SolarReserve公司在智利规划开发的Copiapo项目将获得最 终批准，届时可以为智利储热系统总量再增加3640MWh/天。 此外，智利要求本国开发的光热电站至少配置3小时的储热 系统（以系统85%运行负荷为标准），同时严格限制常规补燃燃 料的使用，强制要求项目开发商配置的储热系统容量要满足通宵 运行并且可以实现不补燃启动。
近日，加利福利亚州长Jerry Brown宣布，到2030年加州要实 现50%的可再生能源供电目标，目前州议院正在谋划相关法案以 实现这一目标。
光热发电应成为发展可再生能源的首选
SolarReserve首席执行官Kevin Smith表示：“如果美国政府明 文规定可再生能源项目必须配备储能系统的话，我相信我们的竞 争优势马上便能体现出来。”但遗憾的是，此前为满足加州制定 的1.3GW储能目标而签订的合同主要是光伏蓄电池项目和天然气 调峰发电项目。
美国加利福利亚和亚利桑那州虽然没有强制要求光热发电项 目必须配备储热系统，但是当地监管部门和电网运营商表示他们 更喜欢带储热的项目。
不过，随着光热发电技术的不断成熟及其高环保性、电网友 好性和资源再生性，它无疑将成为实现大规模清洁能源发电目标 的首选。
CSP Ser vices: 独立的第三方光场质量检测机构 CSPPLAZA光热发电网 光热电站开发需要很高的初始投资，作为电站投资占比最大 的部分，光场的高性能表现、低技术风险对光热发电项目的可融 资性和经济性至关重要。而光场质量保证和对产品质量的持续优 化又直接影响着光场的运行表现，这甚至是决定一个光热电站在 商业层面是否成功的关键因素。
定日镜系统的几何结构的检测。
尤其是对于即将建设的中广核德令哈50MW槽式项目而言， 质量问题相当重要，这个项目具有开创性意义，它的质量对中国 视点 Viewpoint 接下来的CSP 项目开发具有直接而深远的影响。
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独立的第三方检测机构 德国CSP Services公司总经理Klaus Pottler博士在此前举办的 CPC2015中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会上解释称：“ 只有通过严格的质量保证方案，才能保证集热器获得高几何精度 、高光学效率，从而保证集热器的完美运行。” CSP Services 是独立的第三方检测机构，其为项目业主或合 约商提供专业的第三方现场检测服务。其是DLR(德国宇航中心) 的衍生公司。公司的主要创始人都是国际级的行业专家，在创立 CSP Services之前，他们均为DLR服务。其中，机械工程师 Eckhard Lüpfert博士拥有23年的太阳能技术经验；物理学研究者 Klaus Pottler博士（也是公司总经理）拥有20年的太阳能领域技术 经验，其中13年致力于CSP领域；机械工程师Steffen Ulmer博士 拥有16年的CSP领域技术经验。 CSP Services的检测服务 无论是在反射镜的生产线上，还是在实际的光热电站太阳岛 上，CSP Services都可以提供包括产品质量检测、集热器质量检测 、光场质量检测的相关服务。其主要服务包括以下三个方面： ◆ CSP Services提供的QDec光学测量系统在全球范围内的绝大多 数槽式反射镜生产线上得到广泛应用，是检测反射镜面型精度的 利器。其同时在权威检测机构DLR位于德国科隆的QUARZ检测 中心进行应用。该系统能灵活适应并应用于各类聚光光热&聚光 光伏反射镜板的几何结构、以及定日镜的几何结构，甚至完整的 330
图：QDec光学性能检测系统 ◆ CSP Services提供的QFoto摄影测量系统用于直接检测装备线上 的槽式集热器和反射镜金属支架的几何学精度。QFoto摄影测量 系统目前已经在服务过的20多个项目中得到应用，这些项目总的 光场面积超过13km2、总装机约1800MW，实践证明QFoto成功保 障了集热器的几何学精度。基于其非接触性数字近景摄影测量原 理，QFoto适用于对所有结构型产品进行100%的3-D检测。 中国作为光热发电的新兴市场，在产品质量检测、光场质量 保证等方面都需要给予足够重视。作为一家独立的CSP产品和系 统检测服务公司，CSP Services可以向中国光热市场提供德国工程 技术和服务，帮助中国建设先进的CSP电站。 基于CSP Services的专业知识和经验，目前，包括浙江大明玻璃、 中海阳能源集团、常州龙腾太阳能、成都禅德太阳能、江苏
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C S P S e r亚行和世行支持下的中国光热发电项目 vices: 独立的第三方光场质量检测机构
图：QDec的检测结果（该图表示检测合格） ◆ CSP Services提供的QFoto摄影测量系统用于直接检测装备线上 的槽式集热器和反射镜金属支架的几何学精度。QFoto摄影测量 系统目前已经在服务过的20多个项目中得到应用，这些项目总的 光场面积超过13km2、总装机约1800MW，实践证明QFoto成功保 图: QFoto的检测结果 图：QFoto摄影检测系统
图：QFoto 系统定向测量适配器
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图：QFoto对集热器支架的检测模拟
图: QFoto的检测结果
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太阳宝、武汉圣普太阳能和台玻集团等国内领先光热企业已与 CSP Services进行了多方面的合作。CSP Services也期待与更多中国 光热企业携手，共同推进中国光热发电行业的进步、市场的发展 。
图：QFoto测量系统控制箱
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S o l a r Re s e r v e ： 执 牛 耳 者 ？ CSPPLAZA光热发电网 9月8日，北京，柏悦酒店63层，一如柏悦在全球酒店行业的 顶级精品定位，美国光热发电技术公司SolarReserve正在致力于将 其顶尖的塔式熔盐光热发电技术在全球范围内推向大规模商业化 。 那天的北京被雾霾笼罩，在那样的环境下讨论太阳能热发电 看起来“相对应景”。CSPPLAZA记者在此期间就新月沙丘光热 电站、SolarReserve的市场战略、中国光热发电市场等多个维度的 问题专访了SolarReserve高级副总裁Tom Georgis，Tom Georgis极 其真诚地回答了这些问题，于是有了这篇长达近万字的专访稿
如此大规模的项目欠缺实际经验造成的？ Tom Georgis：在项目的建设过程中我们遇到了一些项目管理 问题，因为项目反射镜供货商Flabeg美国工厂在2013年底宣告破 产，对我们的反射镜玻璃供应也造成了一定影响，拖延了项目工 期。 新月沙丘电站的调试期确实超过了我们的预期，但这个过程 是值得的，塔式熔盐技术是比较特别的创新型技术，我们从中获 得了丰富的技术实践回报，这为我们接下来在南非、智利等地的 一系列项目开发打下了坚实的基础。 目前我们在其它市场的项目也在陆续推进着， 比如南非Redstone项目的融资已经结束，并已进入建 设阶段。新月沙丘电站的实践经验也将被应用于 Redstone项目上。另外，我们在智利已有两个项目获 得环境审批。我们也相信基于新月沙丘电站的成功 实践，这些项目能进展得更快、更经济、更高效。 CSPPLAZA：在未来的商业化项目开发中，正 常情况下调试这样一个规模的项目需要多久？ Tom Georgis：根据新月沙丘项目的实践经验， 在未来同级别的项目中，我们认为调试期6个月就足 够。
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塔式熔盐技术成本下降潜力大 是最终解决方案
图：SolarReserve高级副总裁Tom Georgis 新月沙丘电站调试接近尾声 10月份即将投运 CSPPLAZA：新月沙丘电站自2014年10月份完全建成，调试 至今已近一年，整个光热发电行业都十分关注这个项目目前的情 况，期待它能尽快投运。耗时这么久调试主要是因为哪些问题？ 是否是因为光场系统的调试过于耗时？ Tom Georgis：新月沙丘电站是塔式熔盐技术百MW级规模商 业化开发的先例，具有开创性意义，对我们来说也是一个技术改 进，实践和突破的过程，因此花费较长的时间进行调试是正常的 。该电站目前的调试工作已经基本完成，计划于今年10月份也就 是下个月并网投运。
CSPPLAZA：全球首个塔式熔盐电站GemaSolar项目于2011年 5月就运行了，新月沙丘电站是继这个项目之后又一个塔式熔盐 电站，您如何评价这两个项目对光热发电行业的影响？ Tom Georgis：Gemasolar电站是一个装机19.9MW的小规模示 范性项目，类似于Solar Two，从实践层面在Solar Two之后再次验 证了塔式熔盐技术的可行性。但不同装机规模的项目有很大的不 同，超过100MW装机的大型项目需要的是更加成熟和先进的技术 。可以说SolarReserve是目前全球唯一的大规模成熟塔式熔盐技术 解决方案供应商。 CSPPLAZA：您认为塔式熔盐技术是否是最终的解决方案？ Tom Georgis：我们确信这一点。
在该项目的调试过程中，我们需要重点确保吸热器、集热系 统和控制系统都运行稳定，在细节方面要确保所有的定日镜都被 精确校准。但光场系统的调试并非难点，我们在今年的3、4月份 就完成了光场的调试。 通过新月沙丘电站的开发，我们完善了安装技术、测试与调 试控制等二代熔盐塔式技术。新月沙丘电站的实践让我们更加清 晰地认识到：塔式熔盐技术是非常可行的，是光热发电技术的未 来。目前，该项目的蒸汽发生系统已经完成调试，实测蒸气温度 达到560℃左右，接下来我们将进行蒸汽轮机的运行测试。 CSPPLAZA：该项目从2011年9月开建到今天已经四年，您是 否觉得这样的建设调试周期有点太长了？这是否是因为首次开发 32
CSPPLAZA：BrightSource曾表示，Ivanpah电站需要四年的学 习过渡期才能达到设计发电能力，大家很关心新月沙丘电站需要 多久？ Tom Georgis：BrightSource采用的技术路线与我们不同，他们 的直接蒸汽发生技术不带储热，而对于SolarReserve的塔式熔盐技 术，只要熔盐量足够，就能保证充足的发电量。新月沙丘电站是 我们的第一个大型项目，目前其调试基本完成。至于具体需要多 长的过渡期，这个现在还很难说。但满足PPA上的产量要求肯定 是没有问题的，这一点我们非常自信。 CSPPLAZA：Abengoa的Palen项目最近又将技术路线从塔式
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S o l a r Re s e r v e ： 执 牛 耳 者 ？ 熔盐改为槽式，您认为这种转变的原因是什么？
素改变。
Tom Georgis：我认为原因是多方面的。最主要的原因可能是 Ivanpah项目烧伤鸟类事件的影响。现在，加利福利亚的环境已经 受到严重威胁，有些物种濒临灭绝，当局对环保生态问题相当重 视。鉴于Ivanpah有过烧鸟的记录，因此同在加州的Palen项目的核 准受到阻碍。
再者，当谈到PV储电的时候，我们应该问一个问题：PV储 电电池能持续利用多长时间？对于CSP储热设备，我们规划的更 换期是30年甚至更长，而PV储电电池至少每10年甚至更短时间内 就得更换一次，其成本必然成倍增加。另一个方面就是之前也提 及过的环保问题，蓄电池的环境污染问题大家都明白的，而CSP 储热熔盐的废弃物还可以作为土地肥料。PV+储电技术和CSP+储 热技术在大规模电站建设层面是很难媲美的，不可比较的，我们 不必担忧PV+储电会给CSP+储热带来什么威胁。当然，对小型分 布式发电项目，PV+储电技术可以得到更广泛的应用。
在技术路线更改为槽式后，Palen项目可能会比较容易获得批 准。对于Palen项目的细节，我不太了解。但我认为从这些新闻点 可以判断一点：在加州开发塔式项目将存在部分不确定性。 当然，我们认为转变技术路线并不是最佳的解决方案，我们 可以保留塔式的选择，从技术层面去解决生态问题。比如对于新 月沙丘项目，我们对鸟类和野生动物进行了深入研究并从镜场控 制角度实现环境影响最小化，我们知道如何建设和运维这一电站 来避免影响到鸟类的生存，新月沙丘项目就不会对鸟类造成多少 影响。我们在加州也有一个已经完全拿到批文的Rice项目。 CSPPLAZA：有没有其他方面的因素呢？比如塔式技术不及 槽式技术成熟。 Tom Georgis：槽式技术是当前CSP产业普遍认为比较成熟的 技术，但槽式的整体效率远不及塔式，且需要大量的辅助燃料来 保证工质流体的正常运行，特别是在中国西部昼夜温差很大的环 境下，辅助燃料的消耗量更大。总的来说，槽式技术不仅效率不 及塔式高，而且度电成本高昂，下降空间有限。
视点 Viewpoint SolarReserve的塔式熔盐技术不需要天然气辅助，我们的新月 沙丘电站及在南非和智利的项目都无需用天然气辅助，以后在中 国的项目也不需要。我承认槽式技术是成熟的技术，但其并不是 光热发电未来的技术方向。 有趣的是，现在多家公司包括Abengoa对外宣称他们也可以 做塔式熔盐项目。CSPPLAZA作为CSP行业的专业媒体，你们肯 定比较了解目前全球的CSP市场，所以相信你们也意识到了：塔 式熔盐技术是CSP产业的未来。总的来说，塔式技术无需辅燃、 储热方便、未来价格将十分低廉。我们在南非、智利非常活跃， 相信我们也会找到合适的中国伙伴共同引领塔式熔盐技术在中国 的发展。
美国市场仍有希望 中国市场潜力巨大 CSPPLAZA：您对美国光热发电市场的未来有什么看法？ Tom Georgis：美国依然还有CSP市场。前不久美国方面也召 开相关会议讨论减排问题和24/7全天候供电问题，提出了可再生 能源储能方面的一些要求，所以美国的CSP市场仍然有一定机会 。鉴于PV和风电电力的非持续性短板，政府方面和公共事业机构 也开始意识到CSP储热技术的价值所在。过多的间歇性的PV和风 电已经给输电系统造成了一定的问题。所以我依然看好CSP的美 国市场，不过成本就目前而言仍然是阻碍技术前进尚未突破的瓶 颈。所以我们会在开发海外项目的过程中不断突破技术成本大关 ，成本效益改进后我们会回到美国市场建设更多项目，这也有助 于我们获得PPA。所以说我们对美国国内市场依然充满热情。不 过目前海外市场更需要我们，也更吸引我们，尤其是南非和智利 。 CSPPLAZA：此前发布的美国清洁电力计划（CPP）是否会 对美国市场带来利好？ Tom Georgis：CPP对于美国CSP行业的发展会起到一定的激 励作用，当然其对火电的影响是最大的。在美国，目前基荷电是 由火电提供的，而以后，储热型CSP也可以作为基荷电。我认为 CPP的积极影响在于增加可再生能源利用方面。结合增加可再生 能源利用和保障基荷电供应两方面来看，势必会增加大规模的稳 定的清洁电力装机，而单独的PV或者风电无法满足，所以得靠储 热型CSP技术，以及其与PV和风电的结合利用。所以CPP对美国 CSP市场的发展带来了很大的动力，我们也希望充分利用这一政 策推动CSP技术大步向前迈进。
储热型光热发电无惧光伏+储电的市场竞争 CSPPLAZA：光热发电的核心竞争优势在于储能，但光伏配 储能电池的技术也在快速发展，虽然目前其整体成本仍要高于带 储能的光热发电。我们是否要担心其成本下降对光热发电带来的 竞争？光热发电行业应如何面对这种竞争? Tom Georgis：完全没有担心的必要。关于PV+储电的话题讨 论不少，但需要明确的是，储电的作用主要是保障白天供电的持 续性，从而向电网输送持续稳定的电能，其储电性能不能与CSP 技术的储热带动汽轮机基荷发电相提并论。 另外，PV化学电池储能与CSP的物理储热差别是很大的。 CSP储热的效率很高（物理方式），我们研发的塔式熔盐储热系 统的储热效率达到99.5%，而化学电池储能效率较低(化学方式)。 这是两项技术在属性上的本质性差别，我们认为很难通过人为因 33
CSPPLAZA：SolarReserve目前在智利和南非市场都有所布局 ，未来重点开发的海外市场都有哪些？ Tom Georgis：首先中国肯定是我们未来的主要市场之一，我 们已经在这里徘徊了5年：考察市场、与潜在战略伙伴进行对话 、与政府与政策部门对话、与电网运营商对话。现在我们再次来 到中国，也是因为这里的CSP市场潜力巨大。现在中国也越来越 重视减排问题，大力提倡清洁能源利用，提倡清洁电力取代火电 ，所以这个市场非常适合我们，非常适合我们的技术。我们同时 也希望在中国建立一个产品供应链来为我们以后的中国项目和其 它市场上的项目供应产品。 SolarReserve目前在中东市场也比较活跃，我们计划进入埃及 、阿曼和沙特。沙特已经宣布了一批项目，我们在等待参与。对 于澳大利亚市场，我们已经建立当地办事处，相关事项正在进行
视点 Viewpoint 思 想 Thinking
S o l a r Re s e r v e ： 执 牛 耳 者 ？ 中。澳大利亚市场与中国市场比较类似，煤价非常便宜，这对于 我们的业务开发来说是一大挑战。但考虑澳大利亚乃至全球的环 保政策，考虑到电网、采矿业大量的电力需求和昂贵的柴油发电 的话，我们感到很欣喜，因为我们的塔式熔盐储热技术能够解决 这些问题。我们可以在矿山附近建设储热型CSP电站以向当地矿 业，甚至偏远地区的居民提供基荷电。这在技术进一步成熟后是 很可行的。
的电能供应是重点，但这偏偏又是风电和PV的短板，储热型CSP 技术的价值也就因此体现出来了，但CSP技术目前唯一的挑战就 在于其成本。我认为中国可以成为推动CSP技术成本削减的主导 力量，这也是我们来中国的原因所在，要降低CSP技术在全球市 场上的供电成本，需要中国的高质量、低成本的设备和产品。
CSPPLAZA：您或SolarReserve如何看中国光热发电市场的现 状？
CSPPLAZA：中国特殊的气候地理环境（如海拔过高、昼夜 温差大、风沙大）下，选择塔式技术路线是否是最合适的选择？
Tom Georgis：耐心等待。目前中国的CSP市场正处于前期发 展阶段，人们对这项技术的认识不够透彻，所以政策层面也处于 模糊的状态。我们对中国CSP发展的愿景就是希望电价政策能够 早点出台，就像你们对风电和PV的支持力度一样；也希望CSP技 术在储热方面有相关规定，就像南非一样，他们要求CSP项目必 须配备一定的储热时长，这一点尤其重要。电网安全也是一个非 常重要的因素，尤其是光资源丰富的地区很有建设新的电网的必 要。
Tom Georgis：我们认为是的。如你所说，中国的自然条件 比较特别，但是这正好适合我们研发的塔式熔盐储热技术。我们 有专门为寒冷环境设计的集热器，效率高、无需天然气辅助。我 以新月沙丘项目为例说明这一点：新月沙丘也是位于沙漠环境， 昼夜温差大、风暴强烈，与青海地区的环境类似。但即使在这样 的环境下，我们依然没有利用任何的辅助燃料，所以同样适合于 中国西部地区。而槽式技术则不一样。因为对于槽式技术，必须 要保障其导热油夜间的温度以防止其凝固，这就需要消耗大量的 天然气进行辅助。所以塔式技术是中国CSP项目的最佳选择。
谈到中国的太阳能发电的时候，大家首先会想到青海，因为 那里光资源确实很丰富。但是青海省那么大，并不是每个地方都 适合建项目的，所以要选择光资源最好的地点，并建设输电网络 以保障电力输送的安全有效。对于项目开发商来讲，便捷强大的 电网系统是建设项目的首要考虑因素。中国需要像CSP 和PV这样 的清洁电力技术，这也是SolarReserve在中国市场的价值所在。 中国可以和美国公司合作，利用美国的技术在中国建立大型 视点 Viewpoint 的产品生产基地来向中国本土的项目，乃至海外项目提供高质量 低成本的产品。总而言之，中国的CSP市场前景潜力巨大。当然 ，PV占据了一定的位置，但是鉴于PV技术的一系列短板靠CSP能 够弥补，CSP能够为中国经济的发展做很大贡献。我们很看好中 国市场。 CSPPLAZA：SolarReserve在南非和智利的项目都是PV&CSP 混合开发的，您认为在中国开发CSP &PV综合型供电项目的市场 前景怎样？ Tom Georgis：在中国开发CSP&PV综合供电项目是有前景的 。但一些准备工作尚待完善，例如需要成熟的技术引入、需要完 善的输电系统。这样才能很好地整合与优化CSP、PV和风电等清 洁电力，从而解决间歇性供电问题、满足低成本的供电需求。 中国是推动CSP技术成本削减的主导力量 CSPPLAZA：你们目前找到有意向的中国合作伙伴了吗？ Tom Georgis：目前还没有。我们已经间断性地徘徊于中国 CSP市场5年了，希望可以在产品制造层面和项目开发层面找到合 适的合作伙伴，从而正式进入中国CSP市场。中国的CSP市场潜 力很大，我们十分希望进入中国CSP市场做一些事情。 CSPPLAZA：您如何看中国在全球光热发电行业扮演的角色 ？ Tom Georgis：照当前的趋势来看，全球的电力需求在不断 扩大，清洁电力还有很大的增长空间，对清洁电力来说，可持续 34
塔式熔盐是最佳选择 中国做小型示范项目并无必要
CSPPLAZA：中国很多企业都十分推崇塔式熔盐技术，如中 控太阳能、首航光热都在建设10MW级的塔式熔盐示范电站，另 外还有其他一些规划开发的塔式熔盐项目，这些项目很多都宣称 要在不到两年的时间内就并网投运，以您的经验来看，这种规划 现实吗？ Tom Georgis：我知道有这些项目，但并不太了解。我们在20 世纪90年代就已经建有10MW的Solar Two塔式熔盐示范项目，那 个时候我们已经在对这项技术进行验证。直到现在我们才有了 110MW、预计年发电量500,000MWh的新月沙丘商业化电站，从 技术实验到商业化运行的过程是比较长的。 我觉得中国的企业要完成这些项目肯定是要花大力气的。我 们在20年前就已经作了10MW级的塔式熔盐示范项目了，我想强 调，是在20年前。到目前，中国还没有一个完工的塔式熔盐项目 ，只是在试验，并没有完成。我们无法预测那些项目什么时候能 够完成，但至少目前中国没有企业拥有建成的商业级别的塔式熔 盐项目。20年前我们已经完成示范，甚至运行了三年有余。 我很欣赏中国企业对CSP技术感兴趣并去建设一些示范性电 站，但我想说的是CSP是一项已经商业化的技术。现在我们的技 术已经可以进入商业化应用阶段，我们也已经准备好进入中国市 场。 我很欣赏中国那些企业对这项技术的尝试，希望他们能够成 功。但是如果出现问题，我不希望中国因此否定CSP技术，不希 望对CSP技术的应用带来负面影响。 我认为现在中国商业化建设10MW级的CSP项目没有必要。 目前有一些公司正在涉入这项技术，或许他们会有新的研发成果 ，但是我们的技术已经发展到第三代（Solar Two为第一代，新月 沙丘为第二代）了。所以我们不希望CSP技术现在在中国仍然是 以新概念的形式出现。也就是说我希望我们把技术带到中国来， 开始为中国建设项目，利用我们的第四代，甚至第五代的更先进 的成熟技术。
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S o l a r Re s e r v e ： 执 牛 耳 者 ？ 做小规模的示范项目也可以，但是要跟上全球技术的更新节 奏，你必须要了解这项技术在摩洛哥、在南非、在美国、在智利 是如何发展的。这样的话中国可以从中受益，因为有些东西是可 以借鉴的，你们就不需要经历每一个研发环节和示范过程。我们 计划找到合作伙伴和项目，待电价补贴政策明朗之后就正式进入 中国市场。
口经验的企业合作。SolarReserve的技术价值不菲、来之不易，所 以我们尤其强调合作伙伴要保护我们的知识产权。
我们研发和试验塔式熔盐技术花费了数亿美元，我们深知， 这项技术没那么简单。如我此前所说，我欣赏那些企业的尝试， 但事实并不是那么简单，这个过程是相当复杂的。这也是个行业 性问题：有些企业宣称他们能够做某项技术，并以此推动行业发 展，而他们实践的结果却是项目无法运行。然后行业就会认为 CSP技术不可行。BrightSource就是一个例子，有新闻报道质疑为 什么他们的项目运行效果不佳，当然BrightSource给出一些解释， 但是没有人会听取那些解释和理由，相反他们只知道：你的项目 无法按设计参数运行，CSP技术不可行。所以我们不希望这样的 事情也发生在中国。你们可以引进国外最先进的技术来建设供应 链，为你们自己的项目，也可以为海外项目供应。这样的技术模 式在中国似乎比较惯用。让技术流入中国，虽然技术的价格可能 比较贵，但是你们可以从此打开供应链，然后开始出口产品。比 如PV技术的流入推进了中国PV项目的爆发，然后中国的PV就开 始遍布全球。
Tom Georgis：SolarReserve与中国企业的合作模式与 BrightSource不一样。中国是一个特殊的市场，与南非和智利市场 不一样。在南非和智利，我们直接开发和投资项目，而在中国不 是投资建设自己的项目，是寻找对塔式熔盐项目感兴趣的合作伙 伴，为他们提供技术支持，并在此基础上建立产业链。
更重要的是，中国市场环境复杂，一方面表现为对电力的需 求。中国需要成熟的技术来满足其日益增长的电力需求。另一方 面为了确保减少温室气体，你需要的仍然是技术。所以我们想在 中国做的不是一个项目，而是100个项目，成千上万兆瓦的项目 ，因为这是中国的需求。中国需要的是稳定电力和能减少温室气 视点 Viewpoint 体排放的技术。 类似南非，南非需要电力，需要CSP&PV这种综合供电项目 来满足持续供电的需求。我认为中国也应该采用这一概念。 拟在中国市场开展多方面合作 知识产权必须受到保护 CSPPLAZA：SolarReserve在中国市场的战略是怎么样的？ Tom Georgis：我们在中国有以下策略。一是找对塔式熔盐项 目非常感兴趣、最适合我们的项目开发商进行合作。第二是建产 品生产基地。我们希望可以建立一个供应链来向中国本土以及国 际项目提供产品支持。第三是为国际项目寻找资金来源。我们将 与对南非和智利项目感兴趣的中国银行和投资机构进行对话，协 助他们参与那些项目，加强中国和海外CSP市场之间的合作。最 后，我们也希望与中国的EPC和建筑公司进行合作，共同参与中 国和国际上的项目。 CSPPLAZA：SolarReserve选择中国合作伙伴的标准有哪些？ Tom Georgis：最重要的是IP（知识产权），我们的合作伙伴 必须要保护我们的IP。如果我们的技术被剽窃，他们要承担相应 的责任。如果他们想要用SolarReserve的技术在中国市场开发CSP 项目，我们会通过成熟技术向他们提供保证颇具竞争优势的度电 价格。 我们想找一些在能源领域，尤其是可再生能源领域有一定的 影响力、实力强大的实体与我们进行合作。对于生产基地建设方 面，我们希望与实力强大、能生产高质量产品、有丰富的产品出 35
CSPPLAZA：中国光热发电行业常拿SolarReserve和 BrightSource相对比，您如何看待BSE与上海电气的合资？SR是否 会考虑这种方式与中国公司合作？
CSPPLAZA：您参观过中国的CSP项目吗？ Tom Georgis：我们去过青海和新疆等地进行实地考察。4年 前我们就去青海进行了实地考察，那个时候CSP在中国还是个新 概念，这项技术在中国还鲜为人知。当时我们花了两周时间考察 青海，发现青海的光资源和地理位置非常适合开发CSP项目。 CSPPLAZA：中国很多CSP项目现已进入开发阶段，有些开 发商在积极寻找海外合作伙伴共同开发，而有的则坚持独立开发 。您如何看待呢? Tom Georgis：是的，肯定有那么一些项目开发商选择独立开 发。作为全球唯一的成熟商业化塔式熔盐技术厂商，我们对那些 独立开发这项技术的企业表示很欣赏，我们希望他们成功。对商 业级别的大型塔式熔盐电站，我认为中国现在还没有哪个企业可 以独立完成开发。对于与我们合作的企业，我想他们会因为与我 们的合作而感到自豪。 编后语：在约两个小时的对话中，记者深切感受到 SolarReserve对其塔式熔盐光热发电技术的强大信心，我们愿意相 信这种信心来自于SolarReserve对该技术20余年、耗资数亿美元的 研究和积淀。塔式熔盐作为最具成本下降潜力的一种先进的光热 发电技术，新月沙丘光热电站的成功运行将成为其先进性的最佳 佐证，也将因此树立光热发电产业的关键里程碑。由此， SolarReserve也将真正成为光热发电产业的执牛耳者！
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Thomas Thaufelder：降低光热发电成本的首要条件是市场够大 CSPPLAZA光热发电网 ——专访CCO Services公司CEO Thomas Thaufelder CSPPLAZA光热发电网报道：CSPPLAZA记者日前专访了德 国CCO Services公司的CEO Thomas Thaufelder，他曾任职光热发 电先驱德国太阳千年子公司Flagsol的总经理，并曾于2005年在中 国作为Flagsol代表参与中国光热发电项目的规划开发工作。他于 2014年12月创办了CCO Services公司，专注于为光热发电行业提供 工程咨询、设计等一系列专业服务。 CSPPLAZA：请向中国的读者介绍下CCO Services公司，并请 重点阐述一下CCO Services可以为中国的光热发电项目开发提供 哪些服务？ Thomas Thaufelder：CCO Services可以为项目业主和EPC提供 工程设计和项目管理的相关服务，我们在CSP领域的经验可以追 溯到本世纪初那个年代，那时我们参与了西班牙Andasol1~3号光 热电站的开发，2005年始，我们在中国参与了中国最早的光热项 目的规划开发，这个项目后来演变成为中国读者十分熟悉的内蒙 古鄂尔多斯特许权招标项目。
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Thomas Thaufelder：中国光热示范项目的建设将大大促进这 个行业的发展。这一市场的规模化启动是光热发电产业链相关产 品服务能够发展的前置条件。基于良好的市场远景，制造商将有 更大动力去开发新的低成本高效能产品，反过来又能推动光热电 站的整体开发成本进一步削减，效能进一步提升。 如果未来中国能够建成数个GW的光热发电项目，中国将成 为全球CSP产业的领军国家，并可实现国产CSP技术的出口。 CSPPLAZA：CCO Services在光热项目开发领域拥有丰富经验 。当前，中国有一大批的光热发电项目开始进入开发阶段，这其 中，有些项目方通过与海外合作方进行合作的方式来开发项目， 但也有一些项目方完全依靠自己，你如何看待这两种不同的选择 ？ Thomas Thaufelder：如果是我，我不会在没有任何经验支持 的情况下去开发光热发电项目。考虑下财务风险：我们要开发的 项目往往价值数十亿元人民币。一旦失败，损失极为惨重。为了 规避这些风险，我建议项目开发商与有经验的人合作来降低风险 。很多时候，最终你会发现，分享比坚持自己一个人完成更有益 于你所做的事。 CSPPLAZA：光热发电的成本正在逐渐下降，但相较风电和 光伏，其成本依旧太高，在帮助削减光热发电成本方面，你有什 么建议？ Thomas Thaufelder：降低成本的第一个条件是要有足够大的 市场。市场足够大，就能吸引到足够多的厂商参与其中，从而创 造较强的竞争环境，竞争则可以帮助削减成本。我们可以看到， 相较光伏产业，从装机量上来看，光热发电仍处于很前期的发展 阶段。对于关键的零部件产品，依然存在寡头效应，这导致其成 本居高不下。
图：Thomas Thaufelder CCO Services拥有一系列专业工具可以为一个光热电站在最 开始立项阶段就开始提供服务，如场址选择、场址资源分析（辐 照、水、风沙等）等，同时，我们提供从电站装机设计（光场规 模、储热规模、汽轮机装机）到涉及到各种设备的工程设计（泵 、压力容器、换热器、DCS系统、管道系统）等细节服务。我们 拥有自有的性能分析模型来优化电站设计，以实现最优化的 LCOE。这一模型可以用来计算电站的CAPEX和OPEX成本，电 站的发电量，并通过考察项目的融资特点，将相关数据进行综合 分析，来对项目的盈利能力作出评估，从而实现最优化的电站设 计方案。 CSPPLAZA：中国已经启动商业化示范项目建设，在未来两 年内，中国可能将开建1GW光热电站，你曾经在中国工作过一段 时间，你对中国当前的光热发电行业现状是如何看的？ 36
降低成本的另外一个途径是要提升其效率。CCO Services在 改变传热介质从而提高槽式电站的热力学特性方面有两年多的研 究。目前，所有的已建成商业化槽式光热电站都采用导热油作为 传热工质，熔盐仅作为储热工质。我们研究认为，同时利用熔盐 作为槽式电站的传热和储热工质是具有可行性的。这可以有效提 高槽式电站的运行温度，至550摄氏度，从而大幅提升其发电效 率。同时，系统中的一些装备如导热油换热系统将不再需要，系 统构造可以得到大幅简化。上面两幅图片分别展示了传统的槽式 发电系统（SOPT）和熔盐槽式发电系统(MSPT)的构成。两个电 站均发出同样多的电能，你可以从图上清晰地看到，熔盐槽式电 站的成本显然会更低一些。 注：如您在光热项目开发中需要CCO Services公司提供相关的工 程咨询等服务，请联系CSPPLAZA获得更进一步的信息。联系电 话：010-51077403
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梁志鹏谈光热发电示范项目建设 中国改革报 太阳能热发电是太阳能利用的重要新技术领域，为推动我国 太阳能热发电技术产业化发展，国家能源局日前发布了《关于组 织太阳能热发电示范项目建设的通知》, 决定组织一批太阳能热 发电示范项目建设。为此，记者专访了国家能源局新能源和可再 生能源司副司长梁志鹏，他就太阳能热发电在我国的发展情况、 示范项目建设的意义、目标、特点等问题进行了解答。 梁志鹏向记者表示，发展太阳能热发电对我国稳增长、调架 构、促进西部大开发等具有重要现实意义，启动太阳能热发电规 模化发展，有利于开辟清洁能源发展新领域。 一是太阳能热发电是重要的战略性新兴产业，具有技术资金 密集、产业链长的特点，产业带动性强，有望像光伏一样成为新 的经济增长点。我国具有该领域的潜在产业优势，抓住市场机遇 就可以抢占战略制高点，在2020年前形成较强的国际竞争力。 二是太阳能热发电出力稳定可控可调节，有望担当基荷电源 并承担系统调峰任务，可为能源结构的调整做出重大贡献。
此次示范项目建设是带有国家技术条件、要求和数量限制的 产业化示范，并非完全市场化。第一，要有数量控制。这是因为 目前国内几乎没有一家具有这方面的技术，都没有这方面的经验 ，如果放开搞的话，付出的代价会更大，走的弯路会更多。第二 ，要有技术要求。就是为了避免申报单位采用国外淘汰的或者自 主研发的比较落后的技术，这样就设置了技术准入门槛，申报到 位必须达到国家产业化技术标准。第三，要有推进国内设备制造 产业化的要求。申报单位不能从国外进口全套设备来竞标，而是 要与国内设备制造体系相配套，关键技术设备必须是国产，申报 单位竞标必须说明技术、设备来源。第四，要有成本竞争力。申 报单位报价必须相对合理，不搞平均价中标，而是要看平均价格 ，届时国家能源局将组织专家进行评审，排除不合理的成本价格 方案。就经济性而言，最后国家能源局会选出合格方案，然后测 算出一个平均价，接着加以分析，形成建议提交给国家发改委价 格司，随后价格司通过征求各方意见，来最后确定价格。
梁志鹏介绍说，在太阳能热发电领域，西方发达国家走在前 列。以美国为例，其早在20世纪80年代便开始研究，在2005年前 进展较慢，但是到2005年以后开始加速发展。除了美国之外，西 视点 Viewpoint 班牙、印度、阿联酋等国也建有一些太阳能热发电项目。
梁志鹏告诉记者，此次组织太阳能热发电示范项目建设具有 三大特点。一是由国家按照产业化技术标准，统一组织指导示范 ，既能够保证项目建设达到一个比较高的起步水平，也能保证项 目有序推进。二是在价格制定上有所探索创新，主要采用通过企 业申报和专家评审，然后经过价格主管部门核定的具有竞争性的 集体协商定价机制。这样做一方面可以打破价格由政府定的俗套 ，从而避免拍脑袋决策。另一方面， 可以避免最低价中标的恶性 竞争模式，以后此种方式也会在光伏项目中应用。三是通过竞争 进行项目配置。
据了解，经过20多年的技术研究，近年来国际太阳能热发电 进入产业化发展期。2014年全球太阳能热发电新增装机达110万千 瓦，西班牙、美国、印度等国家建成了一批商业化规模的太阳能 热发电工程。截至2014年年底，全球建成太阳能热发电装机453万 千瓦，在建规模达到270万千瓦，越来越多的国家把太阳能热发 电作为战略性新能源产业。
国家能源局将于10月底完成各地有关方案的上收，11月份评 审完毕，走内部程序，11月末确定示范名单，开工时间由申报中 标单位自行确定。预计第一批示范项目最快要到2017年底建成， 第二批示范项目申报起码要等到第一批示范项目开建时才启动。 “就整个示范项目建设而言，第一步是要按照产业化去做，第二 步要按照产业化加规模化去做。”梁志鹏说。
而在我国，太阳能热发电产业也快速起步。据梁志鹏介绍， “十二五”时期，我国加快开展太阳能热发电技术研究和产业化 试验，浙大中控等一批设备制造企业、项目投资开发企业积极开 展工作，太阳能发电实现了从无到有的突破。中控科技集团在青 海德令哈建成自主研发的1万千瓦试验电站，中广核太阳能公司 在青海德令哈建设了太阳能热发电试验场，首航节能集团也正在 敦煌建设1万千瓦试验电站，中国科学院在北京延庆建成太阳能 热发电实验室，国电投集团与美国亮源公司及上海电气集团合作 ，已完成引进技术本地化制造的技术方案，将在青海建设单机容 量13万千瓦的太阳能热发电工程。全国规划并深入开展前期工作 的项目达50万千瓦，初步形成了太阳能热发电规划设计、系统集 成、关键技术设备产业链雏形，规模化发展即将进入窗口期。
“四组合拳”出击 占领国际竞争制高点
三是西部地区具有广袤的未利用土地资源，具有发展太阳能 热发电的巨大资源潜力，同时还可在当地打造太阳能热发电产业 链，为西部地区经济发展培育新的增长极。
示范项目建设目标 要求明确特点突出 太阳能热发电示范项目以槽式和塔式为主，其他类型也可申 报示范项目，此次示范目标包括：扩大太阳能热发电产业规模。 通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，支持的示范 项目应达到商业应用规模，单机容量不低于5万千瓦；培育系统 集成商。通过示范项目建设，培育若干具备全面工程建设能力的 37
系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。
国家能源局从2013年初开始组织太阳能热发电场址普查工作 ，初步查明，满足集中开发条件的资源潜力约3亿千瓦，具备近 期开发条件的场址总计达1280万千瓦。经过两年时间准备，已经 编制了太阳能热发电示范工程技术条件和组织示范项目建设的工 作方案，具备了启动太阳能热发电规模化建设的工作基础。 当前，太阳能热发电正迎来规模化发展窗口期，对此，梁志 鹏指出，为了促进太阳能热发电产业进步，必须着力做好四方面 的重点工作，打出四组“组合拳”。一是继续深化完善太阳能热 发电的资源调查评价工作，做好太阳能热发电“十三五”规划， 提出指导性的发展目标和布局，给行业发展增强信心；二是尽快 启动一批总规模达100万千瓦左右的太阳能热发电示范工程，早 起步、早探索、早积累，为产业的大规模发展奠定坚实基础；三 是下半年抓紧协调出台相关支持政策，特别是示范项目的上网电 价政策，并完善太阳能热发电税收、土地优惠政策等；四是聚焦 太阳能热发电关键技术，国家借助企业平台，整合各种资源，组 织力量进行核心技术攻关，努力迅速占领太阳能热发电技术的国 际竞争制高点。
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目前难以设立光热电站的通用性能检测标准 CSPPLAZA光热发电网 SolEngCo是一家拥有25年清洁能源行业经验的德国太阳能工 程咨询公司，在光热发电行业，其创始人曾参与西班牙经典的 Andasol槽式电站的开发，作为该项目的独立技术咨询方（当时 SolEngCo公司副总经理Mirosalv Dolejsi供职于Fichtner公司）， Mirosalv Dolejsi在今年6月份举办的CSPPLAZA2015年会上作了“ 西班牙经典槽式光热电站的开发经验分享”的主题演讲，日前， Mirosalv Dolejsi又特别为CSPPLAZA的读者撰稿，谈了他对CSP电 站的性能检测和仿真模拟方面的一些看法。 在中国，项目开发商和EPC总承包商在项目建设的过程中需 要用到性能&仿真模拟软件来指导电站的性能检测，保障项目开 发工作的顺利进行。这种仿真模拟软件不仅是测算CSP电站性能 的可靠工具，也可作为EPC合同条款定立的依据。
辅助工程师和运维人员对电站关键部件进行评估，从而高效、精 准地制定相应的改进与优化方案。 然而不太理想的是，到现在为止6年过去了，ASME PTC 52 依然未能诞生。不过让人欣慰的是，最新进度表明ASME委员会 正在对PTC 52文件进行审阅。ASME委员会希望在2016年上半年 完成初审，2017年正式发布PTC 52文件。 2011年，NREL（美国国家可再生能源实验室）详细阐述了 “公共规模级槽式电站及其它太阳能热发电系统验收性能检测指 南”这一概念，并宣布最新版的名为＂系统咨询模型“的仿真模 拟软件，也就是我们比较熟知的SAM软件公开发布。SAM软件用 于模拟计算电站的性能和评估融项目资模式以促进决策进程，可 再生能源行业人士均可免费获得授权使用。 另一个计划是Solar PACES的Task I。该计划有两个基本的子 任务：开发CSP系统的验收检测程序与检测标准；开发CSP系统 仿真的实践指南。2010年，该计划获得SolarPACES的资助金，从 此开启上述工作。 虽然桑迪亚国家实验室也为特定的CSP技术（如塔式系统、 线性菲涅尔系统和碟式/发电机系统）开发了一些软件和检测标 准，但到目前为止，CSP行业内尚未建立起一套标准的验收检测 程序，未设立CSP系统标准，没有模块化的CSP系统指南。
视点 Viewpoint 图：Mirosalv Dolejsi在CSPPLAZA2015年会上发表演讲 一个不容忽视的问题！ 诸如SOLERGY, Ebsilon®Professional, Thermoflow (Thermoflex)等商业仿真软件有很多，却未获得业内知名企业的应 用，如西班牙阿本戈太阳能、西班牙ACS Cobra、德国槽式集热 器厂商Flagsol、美国BrightSource、西班牙光热发电工程公司Aries 、德国工程公司SolEngCo等业内知名工程公司或EPC总承包商使 用的都是其内部自主研发的仿真模拟软件。是什么原因造成这样 的结果呢？
录入软件内部的其它模块化元素与检测元素（如部件技术参 数、变量参数和测量模式等）也在不断更新。先进材料（如耐高 温吸热涂层）和可以提高工作稳度的介质（如熔盐混合物、合成 油、液态金属等），以及光场控制系统、DCS系统、O&M控制系 统也处于不断优化的状态，其性能不断提升，成本逐步下降。对 太阳能组件和系统的寿命与耐久性方面的研究尚无定论，研发工 作正在进行中。
在下文为大家做解答之前，我们先来看一组数据：早在20世 纪80年代，全球运行的CSP电站已有6个。而直到今天，全球处于 运行状态的CSP电站大大小小加起来也不过100多个，总发电功率 仅仅4GW多，还有一批项目处于开发中或者停滞状态。
事实上，只要CSP技术没有达到技术经济的最优化，基本上 就无法设立通用的性能检测标准。
成熟的性能检测标准尚未诞生
在有些情况下，银行和投资者会要求使用SAM进行项目贷款 的可行性研究。但对于EPC总承包商而言，SAM却难以满足电站 性能建模的需求。因此我们建议CSP项目开发商在项目开发过程 中与专业的咨询机构（至少有两个成功投运的CSP项目参与经验 ）合作，从而保障项目顺利进展。有了专业咨询人士的支持，业 主能自主定义性能检测条件，EPC总承包商可以基于这一条件进 行性能模型和检测程序操作。
为了给CSP电站设置专门的性能检测标准，2009年，ASME（ 美国机械工程师学会）开始致力于这方面的研究。ASME副主席 Pastorik先生在2009年于旧金山召开的“2009年ASME能源可持续 会议”上也曾为此呼吁。与会者是来自太阳能领域各部门的业内 人士，他们就“创立一套检测标准是否有意义？”这一主题进行 了激辩。讨论的结果是准备研发一套名为ASME (PTC) 52的性能 检测标准。 PTC 52的开发计划配备电站标准化性能检测与分析功能，以 38
其原因在于：CSP技术正处于迅速发展和成熟阶段，行业对 CSP电站的运营经验不如对传统发电技术和核电技术那样丰富， 因此难以建立起一套完善的检测标准。人们对CSP电站系统的概 念认知不同。除了西班牙，其它地方的CSP电站在其预可研阶段 与其建成后的差异相较之下略大。
如何应对当无通用性能检测标准的现状？
最后再强调一点，性能检测模型、检测程序和保证参数值三 者都是EPC合同的组成部分。
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专访Fraunhofer ISE光热项目组总监Tom Fluri CSPPLAZA光热发电网 槽式或菲涅尔光热发电技术的主要突破方向之一为采用熔盐 作传热介质，包括欧洲权威的太阳能研究机构弗劳恩霍夫太阳能 研究所(Fraunhofer ISE)、国内的百吉瑞新能源等单位都对这一技 术进行了一系列的研发，Fraunhofer ISE光热项目组总监Tom Fluri 此前出席了中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2015并发表 了针对这一主题的演讲。为更深入地了解Tom Fluri对这一技术的 看法，CSPPLAZA记者日前采访了Tom Fluri。 CSPPLAZA：在您看来，以熔盐为传热流体的线聚焦CSP技 术（熔盐槽式或熔盐菲涅尔）至今未能获得大规模商业化应用的 主要原因是什么？ Tom Fluri：主要原因是投资者对这种技术的投资风险还难以 判断。虽然如ENEA（意大利国家新技术、能源和可持续经济发 展局）和ENEL（意大利电力公司）已经获得了一些非常重要的 熔盐槽式技术经验，Novatec也在西班牙的线性菲涅尔项目上对熔 盐菲涅尔技术进行了一些示范。但对于大型商业化项目而言，要 获得融资，还是需要有大规模的示范性项目案例作基础。 CSPPLAZA: 有相关机构在对熔盐槽式技术和熔盐线性菲涅尔 技术进行研发示范，您认为这两种技术哪种更易于取得商业化应 用的突破，您更看好哪种技术的发展前景？ Tom Fluri：虽然菲涅尔技术有一些优势，例如管道不需要活 动接头，相对一般槽式系统能实现更高的聚光比，但是目前仅有 一小部分公司在向市场推进这一技术概念。熔盐槽式技术如果成 视点 Viewpoint 本能下降的话，会有更大的市场竞争力，主要是因为其较高的光 学效率和较强的市场渗透度。线性菲涅尔技术看起来有更大的成 本下降潜力，可以弥补其效率低的缺陷。 CSPPLAZA：您在演讲（指他出席CPC2015大会时发表的演 讲）中提到了两种低熔点熔盐Hitec和HitecXL，这是哪家公司的 产品？ Tom Fluri：Hitec和HitecXL是两款三元盐，是由不同的公司 生产的。 CSPPLAZA：这两种盐是否有实际应用案例？ Tom Fluri：HitecXL已经被应用于Themis的塔式研发项目中。 CSPPLAZA：低熔点熔盐的一大劣势是其成本过高，是否有 办法降低其成本？ Tom Fluri：据我所知，低熔点熔盐的成本并不比一般二元熔 盐的高很多。 CSPPLAZA：对低熔点熔盐产品的生产，您有何建议？ Tom Fluri：低熔点熔盐的生产不需要过多考虑环保限制条例 ，重点是要考虑盐跟钢材料的契合度，考虑成本的经济性，并保 障其在低温下的粘度是可控的。 CSPPLAZA: 熔盐槽式技术的一大难点在于集热管需要耐500 摄氏度以上的更高温度，目前在您看来，是否有这样的成熟集热 管产品？
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Tom Fluri：集热管的耐温性是由选择性吸收涂层的性能和耐 久性所决定的，目前市场上已经有部分领先制造商能够供应这种
熔盐集热管，并且已经在现有的一些项目上进行了测试。 CSPPLAZA: 你们也在对集热管进行研究，您认为这种集热管 产品距其进入商业化应用还有多大差距？ Tom Fluri：该集热管已经被应用于意大利西西里岛Archimede 太阳能的5MW示范电站项目上，但要大规模商业化应用还需要一 定时间。 CSPPLAZA: 有人认为，熔盐槽式系统的防凝是一个经济问题 而非技术问题，您是如何看待这一说法的？ Tom Fluri：燃烧天然气来防凝是一个经济性障碍，但可以通 过适当的方式降低其对经济性的不利影响。 CSPPLAZA: 您提到了防凝的四种措施：采用低熔点混合熔盐 、高效集热管、可替代辅助能源和排空。目前这四种措施是否都 具有在实际项目中进行应用的可行性？ Tom Fluri：管道排空对于大规模项目而言比较麻烦，可行性 不太高。但是其他三种措施对于商业化项目都是可行的。 CSPPLAZA: 在中国你们已经与龙腾太阳能开展了一些合作， 请具体讲讲是哪些方面的合作？ Tom Fluri：我们向龙腾提供我们在槽式、线性菲涅尔和塔式 电站（采用熔盐、导热油或水等不同传热介质的项目）发电量评 估方面的经验支持。当然对于其他有这方面需要的中国CSP玩家 ，我们也提供类似服务。基于这项合作，利用模拟仿真工具对各 种不同配置的CSP电站进行发电量计算和经济性评估，向客户提 交综合性评估报告。 CSPPLAZA:对于你们的熔盐防冻解决方案，如何与中国客户 进行合作？您希望在哪些层面与中国客户进行更广泛的合作？ Tom Fluri：我们可以提供系统模拟仿真和项目最优化方案方 面的支持。我们在中国市场最核心的服务是发电量评估。我们希 望看到更多的中国玩家和欧洲产业界之间的研发合作。我们从中 能提供一系列的服务，从组件开发到系统仿真模拟和系统最优化 方案的选择。 CSPPLAZA: 恭喜你们7月2日启用了一个新的更大的熔盐等相 关的研发实验室，这个实验室相对于之前的有什么改进？ Tom Fluri：我们可以在这个实验室进行温度高达550°C以上 的储热系统和组件的敏感性分析，接下来我们要对一个高温集热 回路进行调试。此前，我们主要研发直接蒸汽发生的CSP电站系 统的相变储热材料，这也是我们未来研发的重点之一。 CSPPLAZA: 未来对储热的研究重点将集中于哪些方面？ Tom Fluri：我们很荣幸成为最近启动的欧盟项目ORC-PLUS 中的一份子。在这个项目中，我们的任务是产能评估，在我们的 实验室和摩洛哥的一个示范电站内进行单罐储热系统的最佳性能 方案试验。
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中国涉足光热发电业务的设计院格局概览 CSPPLAZA光热发电网
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作为电力工程体系中的新“物种”，光热发电站与传统火电 厂有相通之处，但难度又远大于传统火电。截至目前，我国尚无 电力设计院具有完整商业化光热电站的全面设计经验，多数设计 院仅可从事光热项目可研等前期的工程咨询业务。 中国光热发电产业自2003年开始胎动，一路蹒跚发展至今， 行业一直不温不火，对光热感兴趣并愿大力投入的设计院并不太 多。从最早介入光热发电项目开发的华北电力设计院、西北电力 设计院始，至今形成了以上述两大院为主、河北电力勘测设计院 、北方工程设计研究院等新生力量为辅的格局。
中国光热发电示范项目已经启动，设计院作为承担光热发电 项目前期等重要工作的职能机构，对示范项目的成功开发有重要 影响。 40
基于历史上和体制方面的原因，国内的电力设计院现今主要 分属于两大集团，即中国能源建设集团有限公司和中国电力建设 集团有限公司，内蒙院则较为特殊，其隶属于内蒙古电力（集团 ）有限责任公司，该公司是是全国唯一独立省级管理电网企业。 中国能建下设中国电力工程顾问集团公司与电力规划设计总
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中国涉足光热发电业务的设计院格局概览 院，以火电工程业务见长。基于光热发电与火电的相通性，中国 电力工程顾问集团旗下的华北电力设计院、西北电力设计院、西 南、中南、东北、华东、山西等电力设计院均在光热发电领域有 或多或少的涉及，其中华北和西北电力设计院是国内目前光热业 务最多的两大设计院。在本轮示范项目申报热潮中，这两大设计 院参与的项目数量均超过了20个。 中国电建下设水电水利规划设计总院与中国水电工程顾问集 团公司，以水电和新能源工程业务见长。近些年来，中国水电工 程顾问集团下属的北京、河北、华东、中南、成都、西北、昆明 和贵阳勘测设计研究院等11家成员单位中，河北、西北勘测设计 院对光热发电目前有较大投入，其它各院的参与程度较低。在此 轮示范项目申报热潮中，河北和西北院均有多个参与项目上报。 国内电力设计院进入光热发电领域的时间有早有晚，对该技
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术的认知也有浅有深，这从各设计院参与的项目数量可见一斑， 进入越早的设计院因累积项目参与经验较多，容易赢得业主信赖 ，参与的光热项目就越多，进入较晚的设计院则参与项目较少或 无项目参与经验。 对个别设计院而言，光热电站的前期可研工作目前已无甚难 度。但对几乎所有设计院而言，光热电站的整体工程设计目前都 非易事，光热电站作为一种系统性极强的复杂工程，设计学科门 类繁多，对经验的依赖度较高。国内设计院要全面掌握商业化电 站的整体设计能力，尚需时日。 目前，国内如中控、兆阳等拥有自主技术体系的公司主导下 的项目，均采用以自有设计为主、与设计院联合做工程设计的方 案，对无自主技术支持的项目，如中广核德令哈50MW槽式项目 ，则采用与海外有经验的设计方合作的方案。
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谁将分享中国光热发电市场转暖后的第一块蛋糕？ CSPPLAZA光热发电网 在国家能源局副局长刘琦在青海德令 哈发表了一番振奋人心的言论之后，光热 发电行业再燃信心，对今年行业强势转暖 的预期普遍高涨。 中国光热发电产业一路蹒跚前行，行 业生存环境迟迟未有明显改善，我们也因 此看到，不少本土公司在一两年后即销声 匿迹，或放弃、或转产。 这个市场最终是要留给那些执著于这 个产业发展的企业。CSPPLAZA为此统计 了近段时间以来对光热发电行业投入较多 的重点厂商，可以相信，市场如果如预期 一样在今年迎来转折，下面所列出的这些 企业将会是第一批受益者。
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谁将分享中国光热发电市场转暖后的第一块蛋糕？ 院，以火电工程业务见长。基于光热发电与火电的相通性，中国 电力工程顾问集团旗下的华北电力设计院、西北电力设计院、西 南、中南、东北、华东、山西等电力设计院均在光热发电领域有 或多或少的涉及，其中华北和西北电力设计院是国内目前光热业 务最多的两大设计院。在本轮示范项目申报热潮中，这两大设计 院参与的项目数量均超过了20个。 中国电建下设水电水利规划设计总院与中国水电工程顾问集 团公司，以水电和新能源工程业务见长。近些年来，中国水电工 程顾问集团下属的北京、河北、华东、中南、成都、西北、昆明 和贵阳勘测设计研究院等11家成员单位中，河北、西北勘测设计 院对光热发电目前有较大投入，其它各院的参与程度较低。在此 轮示范项目申报热潮中，河北和西北院均有多个参与项目上报。 国内电力设计院进入光热发电领域的时间有早有晚，对该技 术的认知也有浅有深，这从各设计院参与的项目数量可见一斑， 进入越早的设计院因累积项目参与经验较多，容易赢得业主信赖 ，参与的光热项目就越多，进入较晚的设计院则参与项目较少或 无项目参与经验。 对个别设计院而言，光热电站的前期可研工作目前已无甚难 度。但对几乎所有设计院而言，光热电站的整体工程设计目前都 非易事，光热电站作为一种系统性极强的复杂工程，设计学科门 类繁多，对经验的依赖度较高。国内设计院要全面掌握商业化电 站的整体设计能力，尚需时日。 目前，国内如中控、兆阳等拥有自主技术体系的公司主导下 的项目，均采用以自有设计为主、与设计院联合做工程设计的方 视点 Viewpoint 案，对无自主技术支持的项目，如中广核德令哈50MW槽式项目 ，则采用与海外有经验的设计方合作的方案。
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谁将分享中国光热发电市场转暖后的第一块蛋糕？ SolarReserve开发的全球装机最大的塔式熔盐光热电站新月沙 丘项目即将投运，此前有外媒报道称该电站将于3月底前投运， 但最新消息显示，该项目仍在进行最后的调试运行，预计将于近 两个月内正式投运。 据SolarReserve相关人士透露，该电站最近的调试运行表现良 好，甚至超出了设计预期。作为塔式熔盐技术首次百MW级的商 业化开发尝试，新月沙丘电站一直以来广受关注，其成败对塔式 技术甚至整个光热发电行业都将产生巨大影响。 下面分享的是关于该电站的一组图片：
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中国光热市场较活跃的重点海外厂商统计 CSPPLAZA光热发电网
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2014年2月13日，全球装机容量最大的光热电站Ivanpah 塔式电站正式宣布并网投运，至今该电站已正式运行一年有余。 最新消息显示，该电站的发电能力正逐步提升，其对鸟类的影响 也低于预期。
中国光热发电市场对海外厂商的吸引力正在逐渐加强，通过 CSPPLAZA英文网站平台，海外厂商与国内产业界沟通合作的诉 求愈加明显。预计未来一段时间，将有越来越多的海外厂商进入 中国市场。
Ivanpah电站总装机392MW，由三座装机分别为133MW、 133MW和126MW的塔式电站构成，项目总计投资达22亿美元，获 得美国能源部16亿美元的贷款担保。科技巨头Google投资1.68亿 美元，NRG太阳能公司投资3亿美元。这也使其成为历史上投资 额度最大的光热发电项目。
光热发电作为技术密集型产业，海外厂商的进入对推动国内 市场的发展大有裨益。过去几年间，已经有部分海外厂商进入国 内光热市场，CSPPLAZA研究中心为此统计了近段时间以来，对 中国光热发电市场投入较多、较为活跃的海外厂商。
Ivanpah电站的经典意义在于，其首次从实践层面验证了塔式 电站大规模开发的可行性，在Ivanpah电站之前，装机规模最大的 塔式电站为西班牙PS20和Gemasolar电站，均为20MW。而Ivanpah 电站的单塔装机最高为133MW，实现了百MW级的塔式电站的首 次开发和规模化开发。 虽然Ivanpah电站采用了较为传统的DSG技术路线，其投运一 年来经历了“发电量不及预期”、“烧死飞鸟”等负面舆论，但 45