1、國家能源局關于印發太陽能發電發展“十二五”規劃的通知（國能新能[2012]194號）——推動光熱進入實質性發展階段；

5、國家能源局關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知國能新能〔2015〕355號——開展示范項目的投標工作；

DNI年法向直接輻射量（kwh/m2.a）；

　　

3、反光鏡

圖7反射鏡結構圖

表5反射鏡技術參數參考表

4、吸熱傳熱介質（導熱油）

其特性主要有：工作溫度高；熱穩定性強；傳熱性佳；熱傳遞損失小；低蒸汽壓；低凝固點；材料相容性好；經濟性好。

表6吸熱傳熱介質（導熱油）技術參數參考表

 5、蒸汽發生裝置

（1）蒸汽發生系統主要由預熱器、蒸汽發生器、過熱器和再熱器組成。

（2）單套系統具有管系簡單、設備占地小、閥門少、運行調節簡單等特點。

（3）而兩套系統具有低負荷調節性能強的特點，但整體占地較大。

表7蒸汽發生裝置參數參考表

6、儲熱方式

太陽能儲熱主要有三種形式:A.顯熱儲熱B.潛熱儲熱C.化學反應儲熱。

儲熱材料應滿足以下要求：

儲熱密度大；穩定性好；無毒、無腐蝕、不易燃易爆，且價格低廉；導熱系數大，能量可以及時地儲存或取出；不同狀態間轉化時，材料體積變化要小；合適的使用溫度。

7、汽輪發電機組容量和型式

合理選擇機組容量：

（1）單機容量的增大，有利于降低工程單位造價，但需要技術成熟度作為支撐，同時，還要考慮儲熱系統的容量和機組的整體經濟性。

（2）對于槽式電站，集熱場規模增大，傳熱介質的流動距離更長，阻力也將更大，會使廠用電消耗增加。

（3）機組容量應綜合技術成熟度、儲熱系統容量和機組的整體經濟性進行多方案比選后確定。

汽輪機型式的主要特點有：啟動迅速、頻繁啟停、高效可靠，應具有快速響應進汽參數變化及低負荷連續運行的能力。其型式有：高溫高壓或中溫高壓、一次中間再熱、雙缸、雙軸、雙轉速（高壓缸轉速6000rpm，低壓缸轉速3000rpm）、凝汽式汽輪機。額定功率背壓：在缺水地區，采用空冷機組。為提高機組全年運行的經濟性，建議按照額定背壓（冷卻介質全年平均計算溫度對應的背壓）作為汽輪機額定功率背壓。

圖8槽式太陽能熱電項目汽輪發電機組外形圖

與常規火電機組的不同點是：

（1）發電機布置在高壓缸與低壓缸之間，高壓缸通過變速箱與發電機連接。高低壓缸可單獨運行也可以聯合運行；

（2）采用再熱設計可顯著提高汽輪發電機組效率，最高效率可達40%以上；

（3）可長時間低負荷運行（20%負荷），冷態啟動時間僅需1～2小時（0%～100%負荷），溫態啟動時間僅需20～30分鐘（0%～100%負荷）。

8、主變壓器選擇

（1）主變壓器容量應按照發電機的額定容量扣除本機組的廠用負荷后，留有10%的裕度。

（2）主變壓器額定電壓根據發電機出口電壓，以及并網電壓選擇。

（3）主變主要技術參數注意事項請見表8（數據為參考值）。

表8主變主要技術參數表

9、導體選型

導體及設備選擇遵照《導體和電器選擇設計技術規定》DL/T5222-2005，并考慮以下特殊條件。

（1）項目所在區域室內外環境溫度。

（2）當地的污穢等級。

（3）敷設方式。

（4）直埋式要考慮土壤腐蝕度和地下水位。

（5）地震裂度，地震加速度值等。

（6）導體及電氣設備均根據海拔高度選擇，并做修正。

（三）土建工程

光熱電站選址應根據國家可再生能源中長期發展規劃、地區自然條件、太陽能資源、交通運輸、接入系統、地區經濟發展規劃、其它設施等因素全面考慮，綜合規劃。選址過程中應考慮以下因素：①不宜占用耕地。②光照時間長，提高發電量。③地勢高差小，減少土石方工程量（場地平整度要求嚴格）。④應避開嚴重污染區、地質災害易發區、氣候災害嚴重區、影響人類居住或受人類活動影響區。⑤水資源相對豐富（100MW-17.6萬噸）。

總平面布置原則：

1、滿足各場地和設施功能要求，為生產過程創造有利條件。

2、符合當地規劃要求。

3、充分利用占地，緊湊布置總平面。節省投資，加快本期建設的進度。

4、盡量縮短運輸距離和管線長度。

5、利用風向減少相互干擾，改善環境。

6、滿足各種防護距離的要求。

表9太陽能熱發電站選址一般性條件

建筑物主要類型有汽機房、化學水處理站、換熱站、綜合水泵房、補給水泵房、生活污水處理站、辦公樓、HTF泵房、啟動與防凝鍋爐房、空冷配電間、原水預處理。

建筑物布置原則：廠區內建筑物的布置在結合廠區的總體規劃、滿足生產工藝要求及方便管理的前提下，盡可能創造較好的工作環境。除辦公樓用于人員生活外，其他建筑均用于生產，故最好都采用單層結構。建筑材料盡量就地取材，節約成本。

在查明場區地質條件的情況下，需對場區內構筑物進行結構設計。主要包括：

1、集熱區：槽式集熱陣列基礎及結構設計。

2、儲熱區：事故油坑、HTF溢流罐、HTF膨脹箱、HTF泵房、熔鹽儲熱罐、導熱油熔鹽換熱器和熔鹽熔化爐（熔鹽初始融化系統）等基礎及結構設計。

3、發電區：空冷平臺、換熱站、架構和設備支架等。

（四）安裝工程

1、場地平整：對場區平整度要求較高，土方量較大，應結合地形，合理布局，在滿足要求的前提下做到減少土方工程量，降低造價。

2、防洪防澇：場區占地面積較大，大雨天容易積水形成沖涮和洪澇，應做好排水措施。

3、施工難度：高海拔，溫度低，要考慮工程防凍及冬季施工要求。

4、水資源：高海拔地區，水資源不足，需要提前做好相關準備，若條件允許，盡量使用地表水資源及處理后的污水。

5、占地面積：占地面積與太陽直接輻射強度、機組容量、聚光集熱方式和儲熱系統容量等均有關系，故申請用地面積前，一定要根據收集到的基礎數據進行計算分析確定。

6、安裝：安裝精度會影響聚光鏡跟蹤的命中率和精準度，從而影響發電量，需要嚴格控制。

占地面積包括：

a、集熱場安裝施工區（安裝車間和倉庫）

b、換熱安裝施工區

c、汽機機力塔安裝施工區（汽機施工區和機力塔施工區）

d、其它安裝區（電氣施工區、設備堆放區、修配鉚焊區、機械站區）

e、土建施工區（鋼筋加工、混凝土攪拌站、木工模板區）

f、輔助生產及施工管理區（施工管理區和倉庫）、宿舍及其它生活設施占地等。

g、100MW工程占地面積約4.50hm2，其中施工區用地3.7hm2，施工生活區占地0.8hm2

四、光熱電站經濟性分析

（一）投資

1、測算基本條件

以槽式光熱項目為例，其各類投資投產比例見圖9所示

圖9槽式光熱項目靜態投資投產比例圖

表10主輔生產工程投資構成與占比分析（槽式）

（二）經濟性分析

1、基本收益情況

（1）測算條件

槽式100MW光熱項目，儲能7小時，運行25年，建設期2年，投資按前述測算投資。電價按1.15元/kW(示范項目電價),年發電量暫按3000h;

年耗水量15×104t，水價3元/t，發電場用電率10%，發電標準氣耗0.015Nm3/kWh，氣價2元/Nm3，外購電量2700MWh，工業電價0.75元/kWh;材料費8元/MWh；其他費用12元/MWh;

資本金20%，80%的銀行貸款，長期貸款利率4.90%;

（2）收益情況

表11測算投資收益匯總表

（3）敏感性分析

表12測算敏感性分析表

圖10敏感性圖

從圖10中可以看出，收益對電價最為敏感，其次是投資，再次是利率。

2、投資變化的影響

表13主要成本構成表

各設備隨著降價幅度的不同，都收益的影響也不同，但隨著技術進步和創新，設備價格的持續下降，在現有電價條件下，光熱電站是可以實現8-10%的收益率。

表14主要設備成本變化對應收益及相當的電價變化表

3、發電量變化的影響

發電量增長和降低的變化趨勢有所不同，下降時都收益影響會大一些。發電量每變化100h，資本金內部收益率約調整1.2%，相當于電價調整0.042元/kWh。詳見表13

表15發電量變化對收益和相當的電價變化表

４、預期電價的調整趨勢

在2020年電價降到0.75元/kWh，下降幅度為34.78%；

成本下降到15000元/kW左右，下降幅度約為40%。

圖11數據來源于《中國太陽能發展路線圖》

2020年電價0.75元/kWh，仍以發電量3000h,廠用電率10%，2700h進行測算，以資本金稅后IRR8%對投資進行測算：

投資下降37%，財務內部收益率可達到8%，下降41%資本金稅后IRR可達到10%。具體見表所示

表16電價變化后的收益變化分析

我國常規能源儲采比遠低于世界平均水平，目前已成為世界第一大能源消費國、原煤進口國、電力裝機國，原油和天然氣對外依存度高達60%和30%，中國大范圍持續霧霾等大氣污染已成為“心肺大患”。

光熱的發展未來并非一條陽光坦途，從技術研發、方案設計、設備制造、到系統集成、運營維護，需要整個行業，全產業鏈齊心協力共同努力，十三五是光熱發展的關鍵時期！