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首批光热示范项目最新进展：4项目退出 5项目可如期并

2016年的9月份，对光热行业来说是名副其实的Luckymonth，首批20个光热示范项目及1.15元/kwh光热电价相继落地，让苦等数年的光热企业嗅到了春天的气息。

根据能源局公布的结果，首批20个示范项目包含9个塔式，7个槽式和4个菲涅尔式电站，总装机134.9万千瓦。能源局规定，各示范项目原则上应在2018年底前建成投产。

时至2018年3月底，距示范项目并期限已不足9个月，项目的实际建设进程却远不及预期。

4项目退出 16个项目承诺继续建将促使新装备的投既是标准物资资设

电力规划设计总院副院长孙锐在2018光热发电聚焦大会演讲中介绍，截至目前，首批20个示范项目中有4个项目因种种因素退出，规模共计335MW，包括国华玉门100MW,国电投德令哈135mw，北方联合50MW,中信张北50MW。

剩余的16个项目中塔式电站7个，槽式电站7个，菲纽尔式电站2个。示范项目的分布情况也发生了一些变化，新疆1个项目，保持不变，甘肃由9个变为8个，内蒙由2个变为1个，河北由4个变为3个，青海由4个变为3个。

目前，确定2018年底可以如期并的项目有5个，分别是中控德令哈50MW塔式项目，首航敦煌100MW塔式，玉门鑫能50MW塔式、金钒能源阿克塞50MW槽式、中广核德令哈50MW槽式。其余的11个项目已经陆续提交并承诺函。

注：上述项目进程根据相关信息整理最终以政府相关部门公布信息为主

孙锐介绍，随着项目建设时间的推迟，相应招标采购也会推迟，因此提交承诺函的业主，需接受项目延期与电价联动机制的相关规定，上电价依次为1.14元/kwh,1.12元/kwh，1.07元/kwh。这也决定了项目投运越早，可享受的电价越高。孙锐表示，目前不排除余下的示范气顶项目仍有退出的可能。

国家太阳能光热联盟秘书长杜凤丽表示，针对已经提交承诺函的项目仍旧未能如期并，该联盟向相关部门提出建议，要建立信用体系，民间借贷在一定的期限之内，如果还有相关获得补贴的光热发电项目，该业主将不能参与。

那么后进场的光热企业能否继续补位首批示范项目，对此孙锐表示，20个首批示范项目是经过层层筛选从100多个项目中选拔而来，审核严格。建议后进场企业参与第二批示范项目的申报。

第二批示范项目如何开局？

首批示范项目在遭遇先行者困境的这也是设计师常常需要面对的技术限制同时，也为后续示范项目的有序进行积攒了经验。

业内专家认为掣肘光热示范进程的因素包含技术、融资、用地等多个方面，因此第二批示范项目应充分考虑这些问题，确保项目有序建设。

杜凤丽表示，首批示范项目进展缓慢，包含对技术难度估计不足，相关部门对于施工期的要求太严苛，申报企业准备不充分等多种原因，导致有的项目为了赶工期甚至在冬季施工。

融资问题更是阻碍项目进程的老大难。现阶段光热发电项目的工程造价在2.5万——3万元／千瓦，而光热项目的参与者主多为民营企业，融资成本和央企相比有很大差距。虽然国内金融机构可以为民营企业提供贷款，但是在担保和抵押的条件上要求比较高。

除此之外，此前多个项目遭遇用地问题，反映了项目在申报前期未能得到地方政府的明确支持，造成项目落地之后地方政府出现失信行为，拖延进程。

根据“十三五”规划，2020年光热装机规模为5GW，后续示范项目规模约为3GW以上。而据相关统计，目前已有近60个合计装机约15GW的光热发电项目在筹备当中，第二批示范项目又将呈现千军万马过独木桥的现象。因此需要企业在技术路线、项目选址等前期工作准备更加充分，以确保项目能如期进行。

孙锐建议，电站在选址上要选择太阳直接辐射量比较高的地区，最好利用戈壁、荒漠这些未利用土地，不要占用林地、耕地。

在技术路线选择上，浙江中控董事长兼总工程师金建祥认为要充分考虑经济性。

他指出，槽式光热效率的季节性和纬度敏感性明显高于塔式，50MW电站，30°以上纬度塔式光热效率高于槽式，100MW,32°以上纬度塔式光热效率高于槽式。我国适合电站建设的光资源丰富地区维度高于36°塔式光热效率比槽式高15%，现有条件下度电成本比槽式低27%。

此外，单机容量在10万千瓦以上，提高机组容量对于降低单位千瓦工程投资，降低发电成本有利。