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级以上单机的项目。
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。
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。
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。
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。
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。
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