“我国政府颁布的《太阳能发电发展“十二五”规划》已经设定，到2015年实现太阳能热发电装机1GW，但以目前的实际情况来看，这一目标已经难以实现。这其中有政策和技术等多方面的原因。”电力规划设计总院副院长兼总工程师孙锐日前表示。
据CSPPLAZA记者了解，今年4月份，国家能源局为推动上述规划目标的实现，决定尽快开展光热发电示范工程的建设，为此，国家能源局委托水电水利规划设计总院和电力规划设计总院分别为主导单位分别就“我国太阳能热发电项目的资源普查和选址方案”及“光热发电示范工程的技术条件及实施方案”进行研究，以指导具体的示范电站项目的规划实施，至今，上述两项研究均已完成并已上报至国家能源局。
孙锐表示，《太阳能热发电示范工程技术条件及实施方案》(以下简称“方案”)的编制就是为了通过该方案的编制来尽快启动一批示范工程的建设，来帮助尽可能地去实现光热发电2015年1GW的规划装机目标。
基本原则设定
方案对光热发电示范工程的基本技术路线和要求进行了设定。如果方案得到国家能源局的核准，则需要满足下述相关条件的项目才可以被列入示范工程加以推动。
从技术路线角度考虑，上述方案建议，根据目前全球光热发电四种技术路线的发展现状，国内的示范工程开展应以最为成熟的槽式和较具发展潜力的塔式两种技术路线为主，建议建设三个示范工程，一个槽式和两个塔式，槽式以传统的导热油传热熔盐储热为主，塔式可分别采用水工质和熔盐工质技术方案各建设一座。
孙锐特别强调称，方案重点建议太阳能热发电示范工程必须配置储热系统，因为储热是光热发电区别于光伏发电的最大竞争优势，这一点在示范工程的建设上应有所体现。具体来讲，示范工程配置的储热至少不能低于一个小时，即至少要能够保证电站在白天运行时不因云遮挡而造成停机。
具体项目要求
对于具体的项目实施，如对于光热电站最为重要的光场集热系统的采购模式，孙锐表示，由于集热系统的采购方式及安装精度直接影响着光热电站的运行性能及经济效益，国内的项目分包商和安装施工单位又普遍缺乏光热电站的安装施工经验，因此方案建议，示范工程均采购集成性的集热系统，即包括反射镜、支架、跟踪、驱动等配套组件。
对此，有业内人士对本网记者表示，这事实上就是将光场系统的EPC独立分包出去了。如果按这种模式操作，单个设备生产商将难以拥有竞争力，具有光场系统EPC能力的厂商将有望占据先机。当然，各个设备厂商也可以筹备组建联合体来参与投标。另有业内人士对记者表示，虽然这是一种最简单最具可执行力的方法，但国内部分电力公司及项目业主未必愿意接受这种模式，因为部分电力公司急于通过EPC掌握光热电站的系统集成能力，如果全部外包则不利于其掌握相关技术，同时由于EPC的利润是光热电站建设各环节中利润最大的一块，如果将光场系统的EPC外包还将增加建设成本。
方案还对电力岛的设计提出了技术要求，汽轮机应具有快速响应进汽参数变化的能力，具有低负荷连续运行的能力，在干旱缺水地区应尽可能地采用空冷系统等。
对于光热发电的辅助燃料，孙锐表示，辅助燃料可选择天然气或燃油或就近选取热源，建议辅助燃料的功能设计用于电站启动、防止传热介质和储热介质的凝固等，而不参与机组发电。孙锐举例称，中控德令哈光热电站一期工程的吸热器是一个饱和蒸汽吸热器，过热则采用的是天然气过热，这是我国第一个大规模塔式示范电站。但未来的示范电站的建设应尽可能地将辅助燃料的消耗降至最低。
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