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。
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》。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。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。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。
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。
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。作为综述专题，这部分分享了美国、欧洲、印度、日本、南非和摩洛哥等地区的政策及相关经验。国家可再生能源中心胡润青研究员主笔的“中国太阳能热发电技术和政策瓶颈分析”专题通过系统的讨论去分析中国目前CSP市场没有打开的原因。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。
目前一提到CSP，大多数人的第一反应是成本太高。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。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。编写组为此开了9轮会议，先后计算了55次电价模型，最终从三种计算电价的方法中得出最终的计算模式。
“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。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。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。由于光伏产业的标准严重滞后于产业的发展，CSP行业也应该避免这种状况。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。
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。此外CSP独立供能示范区、与光伏、风电互补的CSP调峰基地以及分布式CSP电热联供系统等概念都被规划出来。
技术和产业的构建
数十家企业的多年参与使得中国CSP产业有了一个雏形，但技术的成熟度仍处于早期。北京延庆的塔式项目投产一年后由于输电线路的欠缺无法正常运行，青海德令哈中控10MW塔式项目也未获得一年的有效运行参数，使得中国市场无法选择可靠的技术整体解决方案。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。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。
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。中国国家气象局观测系统中有辐射观测的总计98个站点，其中不到20个站点可以测直射辐射，并且这些站点大都集中在东部，在光资源条件好的西部地区尤为缺少。该报告建议国家相关部门建立DNI数据收集体系，安排一定量的气象台站完成相关的测试。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。
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。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。如膜层材料、玻璃反射涂层、特种玻璃、熔盐等已经具备了商业化运营的本土采购需求。但就成品来说，还有很多工作要做。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。
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。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。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。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。
王志峰表示，“在系统集成中，电站运行技术尤其重要，通过运行经验来获得电站设计、设备采购、工程中的参数反馈。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。”
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。首先是建立中大型CSP基地，包括大型电站、设备制造及相关服务业。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。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。目前大唐中标的50MW槽式特许权项目以及中电投华北分公司的50MW项目都在该园区内落地。编制人员设想，在电站基础上进行延伸，包括制造企业的落户并设立独立功能示范区、形成与光伏、风电互补的调峰基地，甚至可以建立热发电电热联供系统。
如果没有合理政策支持下的市场，这样的布局设想将很难实现。
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。受发电成本影响，全球CSP装机规模远远小于光伏和风电。该报告指出，政策瓶颈是CSP产业发展受到限制的主要因素。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。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。此外，商业投资行为也会因为产业政策环境不良而受到阻碍。
该报告用了大量篇幅探讨完善、合理政策的制定。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。
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。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。经过1—2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。
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。这项工作考虑了电站初投资、运维和融资成本。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。在该案例下，初投资总额约为14.56亿人民币，单位造价为29.1元/瓦；电站运维每年花费约2216万。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%。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。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%。
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。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。
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。
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。这份完善的报告能否为政府部门提供有效的决策还有待进一步的关注。
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》。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。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。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。
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。
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。作为综述专题，这部分分享了美国、欧洲、印度、日本、南非和摩洛哥等地区的政策及相关经验。国家可再生能源中心胡润青研究员主笔的“中国太阳能热发电技术和政策瓶颈分析”专题通过系统的讨论去分析中国目前CSP市场没有打开的原因。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。
目前一提到CSP，大多数人的第一反应是成本太高。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。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。编写组为此开了9轮会议，先后计算了55次电价模型，最终从三种计算电价的方法中得出最终的计算模式。
“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。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。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。由于光伏产业的标准严重滞后于产业的发展，CSP行业也应该避免这种状况。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。
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。此外CSP独立供能示范区、与光伏、风电互补的CSP调峰基地以及分布式CSP电热联供系统等概念都被规划出来。
数十家企业的多年参与使得中国CSP产业有了一个雏形，但技术的成熟度仍处于早期。北京延庆的塔式项目投产一年后由于输电线路的欠缺无法正常运行，青海德令哈中控10MW塔式项目也未获得一年的有效运行参数，使得中国市场无法选择可靠的技术整体解决方案。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。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。
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。中国国家气象局观测系统中有辐射观测的总计98个站点，其中不到20个站点可以测直射辐射，并且这些站点大都集中在东部，在光资源条件好的西部地区尤为缺少。该报告建议国家相关部门建立DNI数据收集体系，安排一定量的气象台站完成相关的测试。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。
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。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。如膜层材料、玻璃反射涂层、特种玻璃、熔盐等已经具备了商业化运营的本土采购需求。但就成品来说，还有很多工作要做。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。
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。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。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。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。
王志峰表示，“在系统集成中，电站运行技术尤其重要，通过运行经验来获得电站设计、设备采购、工程中的参数反馈。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。”
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。首先是建立中大型CSP基地，包括大型电站、设备制造及相关服务业。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。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。目前大唐中标的50MW槽式特许权项目以及中电投华北分公司的50MW项目都在该园区内落地。编制人员设想，在电站基础上进行延伸，包括制造企业的落户并设立独立功能示范区、形成与光伏、风电互补的调峰基地，甚至可以建立热发电电热联供系统。
如果没有合理政策支持下的市场，这样的布局设想将很难实现。
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。受发电成本影响，全球CSP装机规模远远小于光伏和风电。该报告指出，政策瓶颈是CSP产业发展受到限制的主要因素。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。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。此外，商业投资行为也会因为产业政策环境不良而受到阻碍。
该报告用了大量篇幅探讨完善、合理政策的制定。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。
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。这项工作考虑了电站初投资、运维和融资成本。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。在该案例下，初投资总额约为14.56亿人民币，单位造价为29.1元/瓦；电站运维每年花费约2216万。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%。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。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%。
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。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。
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。
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。这份完善的报告能否为政府部门提供有效的决策还有待进一步的关注。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201311/01/43737.html
