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》正式印发，共20个项目入选，总计装机容量134.9万千瓦，包括9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站，无碟式项目入围，项目分布在甘肃（9个）、青海（4个）、河北（4个）、内蒙古（2个）、新疆（1个）五地。
2015年9月30日，国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，共计109个项目申报，时隔近一年后，从中优选出的20个示范项目的名单终得以公布，在未来不到28个月的时间内，国内将掀起一场示范电站建设的攻坚战。
未征询项目方意见未提供替补机会
国家能源局层面在2015年的示范项目申报启动会上曾经表示将会征询备选项目方的意见，如有嫌电价过低而放弃开发权的则由后续项目替补，但此次发布的名单并未经过征询流程，也未提供替补机会。
事实上，此前就有可靠消息称，政府层面已改变此前的策略，其认为名单中包含的20个项目已是经过优选出来的，不能因为部分项目不干就把质量不太好的项目替补上去，而最终结果也坐实了这一点。
电价层面，从下表可见，仅张北华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式5万千瓦太阳能热发电项目的申报电价低于1.15元，有7个项目的申报电价在1.15~1.20元之间，另外12个项目的申报电价均在1.20元以上。最高的为中节能甘肃武威太阳能发电有限公司古浪导热油槽式10万千瓦光热发电项目申报的1.269元。
据了解，在现阶段1.15元的电价支持下，目前暂不会有主动放弃项目开发权的项目方，虽然这一电价低于绝大多数入围项目的申报电价。但最终这些项目是否能顺利启动，仍要看项目方在未来几个月对投资收益、融资可能性等的进一步分析和尝试后才能作出最终决策。
另外，部分项目申报时的装机规模与最终核准的装机规模有一定差异，如单机装机为50MW、总装机100MW的机组多被压缩为一台50MW机组。
塔式项目装机占比超50%槽式占比34.4%
首批示范项目共涉及塔式、槽式和菲涅尔三种技术路线，其中又尤以塔式项目居多，数量占比45%，总装机达685MW，占比约51%，其中包括装机最大的国电投黄河上游水电德令哈水工质塔式13.5万千瓦光热发电项目。9个塔式电站中，采用熔盐塔技术的项目占7个，水工质塔带储热的项目仅2个。其中最有特点和技术创新性的项目是玉门鑫能光热第一电力有限公司熔盐塔式5万千瓦光热发电项目，该项目采用上海晶电新能源有限公司和江苏鑫晨光热技术有限公司的二次反射塔式技术路线开发，虽然也被归为熔盐塔式路线，但其采用的为熔盐吸热器下置方案。
7个入围的槽式项目总装机464MW，占比约34.4%，其中5个采用的为传统的导热油传热熔盐储热技术，而深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞5万千瓦熔盐槽式光热发电项目和中阳张家口察北能源有限公司熔盐槽式6.4万千瓦光热发电项目均采用的为具有技术创新性的熔盐槽技术，其中阿克塞项目的技术引进自意大利阿基米德太阳能等合作单位，其此前在意大利已建有两个熔盐槽示范项目，包括目前最大的5MW熔盐槽示范电站。中阳张家口项目则与美国Skyfuel（天源）公司合作，拟采用该公司的创新型槽式集热器技术。
4个入围的菲涅尔项目总装机200MW，占比约15%。采用的技术路线均在全球范围内尚无商业化案例，其中兰州大成科技股份有限公司敦煌熔盐线性菲涅尔式5万千瓦光热发电示范项目采用熔盐传储热技术，Areva和Novatec公司曾分别建设过一个熔盐菲涅尔示范系统，验证了该技术的可行性，但未能将其推向商业化，兰州大成这一项目如若成功，将成为全球第一个熔盐菲涅尔商业化电站。北方联合电力有限责任公司乌拉特旗导热油菲涅尔式5万千瓦光热发电项目则采用了导热油作传热工质，这在全球范围内也无商业化案例，菲涅尔电站目前的商业化项目均采用的为水工质无储热方案。最为独特的是中信张北新能源开发有限公司水工质类菲涅尔式5万千瓦光热发电项目和张北华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式5万千瓦太阳能热发电项目，这两个项目采用的均为北京兆阳光热技术有限公司的改良型菲涅尔技术，其主要技术创新在于采用了独特的集热器设计以及固态混凝土储热技术。
原则上应在2018年底前建成投产
通知要求，各示范项目应在2016年9月30日前完成备案，尽早开工建设，原则上应在2018年底前建成投产。未按时备案和备案后长期不开工的项目，有关省（自治区）发展改革委（能源局）应向国家能源局报告情况并提出处理意见。
“原则上”三字所表达的含义值得玩味。国家发改委于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，2018年12月31日以前全部投运的太阳能热发电项目执行1.15元的标杆上网电价。而国家能源局的这则通知则加上了“原则上”三字。其中释放的潜台词可能是：即便部分项目未能在2018年底前实现投产，如能提供正当的延期理由，仍有可能享受该电价政策支持；或者如果未能在2018年底前投产，届时可能执行新的经调整后的电价政策。
以光电转化效率为关键技术指标“存疑”
通知称，各示范项目建设要严格遵守其参加评审时承诺的技术指标要求（具体指标见附表），而附表中的技术指标仅列出了系统转换效率（企业承诺）。查阅入围项目的系统转换效率会发现，各项目的效率从最低的10.5%到最高的26.76%，差别极大，而20%以上的光电转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。
