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國家能源局關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知
來源：未知 日期：2015-10-19 點擊：次
各省（區(qū)、市）發(fā)改委（能源局），新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)改委、國家可再生能源中心、水電水利規(guī)劃設計總院、電力規(guī)劃設計總院：
太陽能熱發(fā)電是太陽能利用的重要新技術(shù)領域，為推動我國太陽能熱發(fā)電技術(shù)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，決定組織一批太陽能熱發(fā)電示范項目建設。現(xiàn)將有關(guān)事項通知如下：
一、示范目標
目前國內(nèi)太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)處于起步階段，尚未形成產(chǎn)業(yè)規(guī)模，工程造價較高，技術(shù)裝備制造能力弱，缺乏系統(tǒng)集成及運行技術(shù)。為攻克關(guān)鍵技術(shù)裝備，形成完整產(chǎn)業(yè)鏈和系統(tǒng)集成能力，現(xiàn)組織建設一批示范項目。太陽能熱發(fā)電示范項目以槽式和塔式為主，其他類型也可申報，示范目標：一是擴大太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)規(guī)模。通過示范項目建設，形成國內(nèi)光熱設備制造產(chǎn)業(yè)鏈，支持的示范項目應達到商業(yè)應用規(guī)模，單機容量不低于5萬千瓦。二是培育系統(tǒng)集成商。通過示范項目建設，培育若干具備全面工程建設能力的系統(tǒng)集成商，以適應后續(xù)太陽能熱發(fā)電發(fā)展的需要。
二、示范項目要求
（一）資源條件和技術(shù)要求。場址太陽直射輻射（DNI）量不應低于1600kWh/m2a。示范項目各主要系統(tǒng)的技術(shù)參數(shù)要達到國際先進水平。鼓勵示范項目采用技術(shù)較先進，實現(xiàn)國內(nèi)產(chǎn)業(yè)化的設備。原則上符合隨此通知印發(fā)的《太陽能熱發(fā)電示范項目技術(shù)規(guī)范》（試行）的技術(shù)要求。
（二）示范項目實施方案編制要求（附件2）。實施方案要包括項目技術(shù)和工程方案、投資經(jīng)濟性測算報告。技術(shù)和工程方案應包括設備來源、技術(shù)合作方、系統(tǒng)集成方案等信息，并提供項目支持性文件、籌措資金材料等。投資經(jīng)濟性測算報告應對工程各環(huán)節(jié)的投資成本構(gòu)成分列測算，以便于對各申報項目匯集后相互比較，逐一測算工程造價，為測算電價提供參考。若項目單位申報價格明顯偏高，我們將不考慮該項目納入示范的可能性，對存在不正常偏差和不規(guī)范測算的項目，也取消列入示范的資格。
（三）經(jīng)濟性分析邊界條件。項目資本金比例不低于總投資的20%；項目貸款利息按照項目企業(yè)實際獲得的貸款利率計算；項目建設期按2年，經(jīng)營期按25年；資本金財務內(nèi)部收益率參考新能源發(fā)電項目平均收益水平；增值稅稅率暫按經(jīng)營期25年內(nèi)17%測算。
（四）目前太陽能熱發(fā)電尚未形成完整的技術(shù)和裝備制造體系，為減少重復建設和浪費，對同一技術(shù)來源和類型的項目要控制數(shù)量。對各地申報項目數(shù)量做以下限制：同一項目業(yè)主在一個省（區(qū)、市）的項目超過1個時，應為不同的技術(shù)路線；一個企業(yè)可以在不同的省（區(qū)、市）申報項目，但總數(shù)量不超過3個，同一技術(shù)路線和技術(shù)來源的不超過2個。
三、示范項目組織
（一）示范項目申報。各省（區(qū)、市）能源主管部門組織經(jīng)濟性較好、實力較強的投資業(yè)主編制太陽能熱發(fā)電示范項目實施方案，并開展項目初審和申報工作。項目技術(shù)和工程方案、投資經(jīng)濟性測算報告分開編寫上報。示范項目申請報告請于10月底前報國家能源局新能源司。
（二）示范項目審核。國家能源局組織專家審核示范項目技術(shù)方案的先進性、設備的國產(chǎn)化率、經(jīng)濟性測算指標的合理性、項目前期工作情況，以及項目是否具備近期開工條件等，通過審核的項目列入備選項目名單。
（三）示范項目上網(wǎng)電價。國家能源局組織專家對各申報項目的根據(jù)投資經(jīng)濟測算報告進行統(tǒng)一評審，綜合比較后提出上網(wǎng)電價的建議，若投資經(jīng)濟性測算報告中的數(shù)據(jù)明顯不合理，則將該項目從備選名單中剔除。
（四）示范項目確認。國家能源局統(tǒng)籌考慮進入備選名單項目的經(jīng)濟性、設備國產(chǎn)化率和技術(shù)先進性，對名單項目進行排序并確認示范項目名單。
（五）示范項目建設。各省（區(qū)、市）能源主管部門牽頭組織示范項目建設。項目建成后，項目單位應及時向省級能源主管部門提出竣工驗收申請，省級能源主管部門會同國家能源局派出機構(gòu)驗收通過后，組織編制項目驗收報告，并上報國家能源局。
附件：1、太陽能熱發(fā)電示范項目技術(shù)規(guī)范（試行）
2、《太陽能熱發(fā)電示范項目實施方案》編制要求
國家能源局
2015年9月23日
2015年9月23日
附件1、太陽能熱發(fā)電示范項目技術(shù)規(guī)范（試行）
（一）拋物面槽式太陽能熱發(fā)電機組示范工程技術(shù)要求
1建設規(guī)模及參數(shù)
單機容量：汽輪發(fā)電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規(guī)模根據(jù)具體廠址條件進行規(guī)劃建設；
汽輪機進汽額定參數(shù)溫度不低于370℃，壓力為9.8MPa（a），采用再熱機組。
2傳熱工質(zhì)
集熱器傳熱工質(zhì)宜選用導熱油，其最高工作溫度不低于390℃。
3儲熱介質(zhì)及系統(tǒng)容量
3.1儲熱介質(zhì)
儲熱介質(zhì)為熔融鹽。
3.2儲熱系統(tǒng)容量
儲熱容量應滿足短期云遮不停機，且保證汽輪機額定功率滿發(fā)不少于1小時，具體儲熱容量根據(jù)優(yōu)化確定。
3.3儲熱系統(tǒng)關(guān)鍵設備（儲罐、換熱器、泵等）
儲熱系統(tǒng)應至少包括熱熔融鹽儲罐、冷熔融鹽儲罐、熱熔融鹽泵、冷熔融鹽泵、導熱油-熔融鹽換熱器、熔融鹽倉儲及熔融鹽熔化裝置等。
熱熔融鹽泵及冷熔融鹽泵需分別設置1臺備用，運行泵的總?cè)萘坎坏陀谧畲笕廴邴}流量的110%。
3.4防凝系統(tǒng)
應根據(jù)廠址氣候條件、設備配置及系統(tǒng)設計特點設計可靠的熔融鹽防凝措施。管路和閥門應配有伴熱防凝系統(tǒng)。
4集熱及蒸汽發(fā)生系統(tǒng)
4.1拋物面槽式集熱器
拋物面槽式集熱器應包括吸熱管、反射鏡、支架、跟蹤驅(qū)動裝置等。
1）吸熱管
應采用長度4060mm規(guī)格。
2）反射鏡
可采用玻璃熱彎鏡、鋼化鏡或復合鏡，應根據(jù)當?shù)丨h(huán)境氣象條件確定。
3）支架
采用鋼結(jié)構(gòu)形式，應滿足當?shù)丨h(huán)境氣象條件下的設計要求。
4）跟蹤驅(qū)動裝置
可采用液壓驅(qū)動或機械驅(qū)動。
4.2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)
應至少包括預熱器、蒸汽發(fā)生器、過熱器及再熱器等。
4.3導熱油系統(tǒng)設備
應至少包括導熱油循環(huán)泵、膨脹油箱、溢流油箱等。
導熱油循環(huán)泵應至少設置1臺備用泵，運行泵的總?cè)萘坎坏陀谧畲髮嵊土髁康?10%。
4.4聚光器清洗系統(tǒng)
缺水地區(qū)，聚光器清洗系統(tǒng)宜采用干式清洗系統(tǒng)或免沖洗，其他有條件地區(qū)可采用水清洗系統(tǒng)。
5汽輪發(fā)電機組及其輔助系統(tǒng)
5.1汽輪發(fā)電機組型式
汽輪發(fā)電機組應采用中溫高壓再熱式機組，汽輪發(fā)電機組應具有快速響應進汽參數(shù)變化及低負荷連續(xù)運行的能力。。
5.2冷卻方式
缺水地區(qū)，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區(qū)可采用濕冷方式。
5.3回熱系統(tǒng)及設備
應設置回熱、旁路、給水等常規(guī)火力發(fā)電廠汽水系統(tǒng)。應結(jié)合汽輪發(fā)電機組容量和運行時間，優(yōu)化設計汽輪發(fā)電機組回熱系統(tǒng)，如選用合理的回熱級數(shù)、設置低加疏水泵等，以提高機組的熱電效率。
6輔助燃料系統(tǒng)
6.1輔助燃料
應選擇天然氣或燃油作為燃料，若示范工程附近有其他熱源，可就近引接。輔助燃料排放應符合環(huán)保標準。
6.2系統(tǒng)設置原則
輔助燃料系統(tǒng)僅考慮電站啟動、寒冷地區(qū)冬季廠區(qū)采暖、導熱油系統(tǒng)和儲熱系統(tǒng)的防凝，盡可能不參與機組的運行調(diào)節(jié)。全年全部輔助燃料的低位熱值與集熱場輸出熱量之比宜不高于9%。
7運行模式和系統(tǒng)控制
7.1機組運行模式
機組運行模式至少應包含以下各項：
1）導熱油循環(huán)泵組和低溫熔鹽泵組均投入運行，汽輪發(fā)電機組正常運行發(fā)電（儲熱系統(tǒng)儲熱）；
2）導熱油循環(huán)泵組和高溫熔融鹽泵組均投入運行，汽輪發(fā)電機組正常運行發(fā)電（儲熱系統(tǒng)放熱）；
3）導熱油循環(huán)泵組和低溫熔融鹽泵組不運行，高溫熔融鹽泵組運行，汽輪機所需蒸汽全部來自儲熱系統(tǒng)；
4）導熱油循環(huán)泵組和低溫熔融鹽泵組運行，集熱場產(chǎn)生的熱量全部輸往儲熱系統(tǒng)（低溫熔融鹽泵組運行）；
5）導熱油循環(huán)泵組、低溫熔融鹽泵組和高溫熔融鹽泵組均不運行，防凝系統(tǒng)運行。
7.2系統(tǒng)控制
集熱系統(tǒng)的控制應統(tǒng)一納入電廠DCS控制系統(tǒng)。
8其他
太陽能熱發(fā)電示范項目達標驗收時，機組連續(xù)運行不少于5天，每天持續(xù)不間斷運行時數(shù)大于4h；機組設計出力連續(xù)運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出力90%以上連續(xù)運行大于1h。
（二）熔融鹽工質(zhì)塔式太陽能熱發(fā)電機組示范工程技術(shù)要求
1建設規(guī)模及參數(shù)
1.1單機容量：汽輪發(fā)電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規(guī)模根據(jù)具體廠址條件進行規(guī)劃建設。
1.2汽輪發(fā)電機組初參數(shù)：再熱式超高壓或高壓參數(shù)。
2傳熱工質(zhì)
吸熱器傳熱工質(zhì)為熔融鹽。熔融鹽特性應滿足汽輪機進汽參數(shù)的要求。
3集熱系統(tǒng)
3.1定日鏡
1）定日鏡包括反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅(qū)動裝置以及配套動力及通信電纜等。為保證整體性能，宜集成采購定日鏡。
2）定日鏡的規(guī)格應根據(jù)示范工程廠址條件、技術(shù)方案特點（如聚光比等），經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟分析選擇確定。
3.2定日鏡清洗系統(tǒng)
缺水地區(qū)，定日鏡清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有條件地區(qū)可采用水清洗系統(tǒng)。
3.3吸熱器
1）鏡場宜為南北鏡場，吸熱器宜采用表面式。應有確保熔融鹽吸熱器安全的設計。
2）吸熱器的材料應根據(jù)吸熱器設計溫度、表面熱流密度、成本等因素綜合考慮選擇。
4熔融鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)
4.1熔融鹽蒸汽發(fā)生器用于將液態(tài)儲熱熔融鹽的熱量傳遞給汽輪機工質(zhì)水/蒸汽的換熱裝置。
4.2應采用預熱、蒸發(fā)、過熱和再熱多級受熱面設計，且宜帶有爐水強制循環(huán)泵的蒸汽發(fā)生器，確保蒸汽發(fā)生器局部受熱面不同負荷時不超出金屬材料的安全使用溫度。
4.3蒸汽發(fā)生器應有可靠防凝措施，確保給水預熱器熔融鹽入口溫度在特殊情況下不低于凝固溫度。
5儲熱介質(zhì)及系統(tǒng)容量
5.1儲熱介質(zhì)
儲熱介質(zhì)與傳熱工質(zhì)相同為熔融鹽。
5.2儲熱系統(tǒng)容量
儲熱容量應滿足短期云遮不停機，且保證汽輪機額定功率滿發(fā)不少于2小時，具體儲熱容量應結(jié)合鏡場設計優(yōu)化配置。
5.3儲熱系統(tǒng)關(guān)鍵設備（儲罐、泵等）
儲熱系統(tǒng)應至少包括熱熔融鹽儲罐、冷熔融鹽儲罐、熱熔融鹽泵、冷熔融鹽泵、熔融鹽倉儲及熔融鹽熔化裝置等。
1）熔融鹽儲罐
采用高低溫雙罐熔融鹽儲熱方案，儲罐的大小應滿足單獨一個儲罐儲存所有熔融鹽的需要。
2）熔融鹽泵組
低溫熔融鹽泵組的選型應以吸熱器設計最大熱功率為選型工況。儲熱單元充熱能力應與吸熱器最大熱功率相匹配。
高溫熔融鹽泵組的選型應以汽輪機最大連續(xù)安全運行工況對應蒸汽流量為選型工況。
熔融鹽泵組應設置備用泵。
5.4防凝系統(tǒng)
應根據(jù)廠址氣候條件、設備配置及系統(tǒng)設計特點設計可靠的熔融鹽防凝措施。管路和閥門應配有伴熱防凝系統(tǒng)。
6汽輪發(fā)電機組及其輔助系統(tǒng)
6.1汽輪發(fā)電機組型式
充分考慮到太陽能塔式光熱發(fā)電的特點，汽輪發(fā)電機組應具有快速響應進汽參數(shù)變化及低負荷連續(xù)運行的能力。
6.2冷卻方式
缺水地區(qū)，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區(qū)可采用濕冷方式。
6.3回熱系統(tǒng)及設備（回熱加熱器、除氧器、給水泵）
應設置回熱、旁路、給水等常規(guī)火力發(fā)電廠汽水系統(tǒng)。應結(jié)合汽輪發(fā)電機組容量和運行時間，優(yōu)化設計汽輪發(fā)電機組回熱系統(tǒng)，如選用合理的回熱級數(shù)、設置低加疏水泵等，以提高機組的熱效率。
7輔助燃燒系統(tǒng)
7.1輔助燃料
應選擇天然氣或燃油作為燃料，若示范工程附近有其他熱源，可就近引接。輔助燃料排放應符合環(huán)保標準。
7.2系統(tǒng)設置原則
輔助燃燒系統(tǒng)僅考慮用于初始熔融鹽熔化和熔融鹽防凝的功能，不參與機組運行調(diào)節(jié)。全年全部輔助燃料的低位熱值與集熱場輸出熱量之比宜不高于8%。
輔助燃燒系統(tǒng)應考慮寒冷地區(qū)電廠的冬季采暖需求。
8運行模式和系統(tǒng)控制
8.1機組運行模式
機組運行模式至少應包含以下各項：
1）低溫熔融鹽泵組和高溫熔融鹽泵組均投入運行，汽輪發(fā)電機組正常運行發(fā)電；
2）低溫熔融鹽泵組不運行，汽輪機所需蒸汽全部來自儲熱系統(tǒng)；
3）高溫熔融鹽泵組不運行，吸熱器產(chǎn)生的熱量全部輸往儲熱系統(tǒng)；
4）低溫熔融鹽泵組和高溫熔融鹽泵組均不運行，防凝系統(tǒng)運行。
8.2系統(tǒng)控制
集熱系統(tǒng)的控制應統(tǒng)一納入電廠DCS控制系統(tǒng)。
9其他
太陽能熱發(fā)電示范項目達標驗收時，機組連續(xù)運行不少于5天，每天持續(xù)不間斷運行時數(shù)大于4h；機組設計出力連續(xù)運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出力90%以上連續(xù)運行大于1h。
（三）水工質(zhì)塔式太陽能熱發(fā)電機組示范工程技術(shù)要求
1建設規(guī)模及參數(shù)
1.1單機容量：汽輪發(fā)電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規(guī)模根據(jù)具體廠址條件進行規(guī)劃建設。
1.2汽輪發(fā)電機組初參數(shù)：非再熱式超高壓或高壓參數(shù)。
2傳熱工質(zhì)
吸熱器吸熱工質(zhì)采用水。
3集熱系統(tǒng)
3.1定日鏡
1）定日鏡包含反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅(qū)動裝置以及配套動力及通信電纜等。為保證整體性能，宜集成采購定日鏡。
2）定日鏡的規(guī)格應根據(jù)示范工程廠址條件、技術(shù)方案特點（如聚光比等），經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟分析選擇確定。
3.2定日鏡清洗系統(tǒng)
缺水地區(qū)，定日鏡清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有條件地區(qū)可采用水清洗系統(tǒng)。
3.3吸熱器
可采用表面式吸熱器或腔式吸熱器，應根據(jù)工程條件結(jié)合鏡場容量及布置特點等因素綜合考慮確定。
4儲熱系統(tǒng)
4.1儲熱系統(tǒng)
示范工程是否設置儲熱系統(tǒng)，應經(jīng)技術(shù)、經(jīng)濟比較論證后確定。
如果設置儲熱系統(tǒng)，儲熱介質(zhì)宜優(yōu)化選擇；儲熱容量應優(yōu)化確定，并應滿足短期云遮不停機和機組正常起停的要求。
4.2防凝系統(tǒng)
如設置儲熱系統(tǒng)，且采用顯熱液態(tài)熔鹽作為儲熱介質(zhì)，則應根據(jù)廠址氣候條件、設備配置及系統(tǒng)設計特點設計可靠的熔鹽防凝措施。如采用潛熱相變?nèi)埯}的多罐儲熱系統(tǒng)，應充分考慮儲罐設備的安全。液態(tài)熔鹽管路和閥門應配有伴熱防凝系統(tǒng)。
4.3熔鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)
1）如設置儲熱系統(tǒng)，且采用顯熱液態(tài)熔鹽作為儲熱介質(zhì)，熔鹽蒸汽發(fā)生器宜采用臥式管殼式。
2）應采用預熱、蒸發(fā)和過熱多級受熱面設計，且宜帶有爐水強制循環(huán)泵的蒸汽發(fā)生器，確保蒸汽發(fā)生器局部受熱面不同負荷時不超出金屬材料的安全使用溫度。
3）蒸汽發(fā)生器應有可靠的防凝措施，確保給水預熱器熔鹽入口溫度在特殊情況下不低于凝固溫度。
5汽輪發(fā)電機組及其輔助系統(tǒng)
5.1汽輪發(fā)電機組型式
充分考慮到太陽能塔式光熱發(fā)電的特點，汽輪發(fā)電機組應具有快速響應進汽參數(shù)變化及低負荷連續(xù)運行的能力。
5.2冷卻方式
缺水地區(qū)，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區(qū)可采用濕冷方式。
5.3回熱系統(tǒng)及設備
應設置回熱、旁路、給水等常規(guī)火力發(fā)電廠汽水系統(tǒng)。應結(jié)合汽輪發(fā)電機組容量和運行時間，優(yōu)化設計汽輪發(fā)電機組回熱系統(tǒng)，如選用合理的回熱級數(shù)、設置低加疏水泵等，以提高機組的熱效率。
6輔助燃燒系統(tǒng)
6.1輔助燃料
應選擇天然氣或燃油作為輔助燃料，若示范工程附近有其他熱源，可就近引接。輔助燃料排放應符合環(huán)保標準。
6.2系統(tǒng)設置原則
如設置儲熱系統(tǒng)，則輔助燃燒系統(tǒng)按照不參與機組的運行調(diào)節(jié)、僅滿足機組啟停要求設置。
如不設置儲熱系統(tǒng)，則輔助燃燒系統(tǒng)按照短期云遮不停機的要求參與機組的運行調(diào)節(jié)。
輔助燃燒系統(tǒng)應考慮寒冷地區(qū)電廠的冬季采暖需求。
全年全部輔助燃料的低位熱值與集熱場輸出熱量之比宜不高于6%。
7運行模式和系統(tǒng)控制
7.1機組運行模式
如設置儲熱系統(tǒng)，則機組運行模式至少應包括以下各項：
1）吸熱器產(chǎn)生的過熱蒸汽全部送往汽輪機，驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電；；
2）吸熱器及鏡場不運行，汽輪機所需蒸汽全部來自儲熱系統(tǒng)；
3）汽輪發(fā)電機組不運行，吸熱器產(chǎn)生熱量全部輸往儲熱系統(tǒng)；
4）吸熱器產(chǎn)生的熱量一部分用于發(fā)電，一部分用于儲熱；
5）汽輪機的過熱蒸汽來自吸熱器和儲能系統(tǒng)；
6）防凝運行（主要針對設儲熱系統(tǒng)機組需要防凝保護時）。
如不設置儲熱系統(tǒng)，則機組運行模式至少應包括以下各項：
1）吸熱器產(chǎn)生的過熱蒸汽送往汽輪機，驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電；
2）輔助鍋爐產(chǎn)生的過熱蒸汽送往汽輪機，驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電，用于特殊情況下滿足機組帶負荷的需求；
3）輔助鍋爐產(chǎn)生的過熱蒸汽送往汽輪機和輔汽系統(tǒng)，用于暖機和熱力系統(tǒng)預熱。
7.2系統(tǒng)控制
集熱系統(tǒng)的控制應統(tǒng)一納入電廠DCS控制系統(tǒng)。
8其他
太陽能熱發(fā)電示范項目達標驗收時，機組連續(xù)運行不少于5天，每天持續(xù)不間斷運行時數(shù)大于4h；機組設計出力連續(xù)運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出來90%以上連續(xù)運行大于1h。
附件2《太陽能光熱發(fā)電示范項目實施方案》編制要求
第一部分項目技術(shù)和工程方案
一、申報情況說明
（一）申報單位概況
簡述項目申報單位的主營業(yè)務、經(jīng)營年限、資產(chǎn)負債、股東構(gòu)成、主要從事或投資項目、現(xiàn)有經(jīng)營項目（業(yè)務）規(guī)模、近三年財務狀況（凈利潤，平均凈資產(chǎn)，平均總資產(chǎn)，利潤總額，營業(yè)收入凈額；流動資產(chǎn)，流動負債；經(jīng)營活動現(xiàn)金流量凈額）、資信等級、是否有從事發(fā)電工程（火電、可再生能源發(fā)電等）業(yè)績及主要業(yè)績情況等內(nèi)容。
（二）項目前期工作概況（如已開展前期工作）
簡述申報項目已經(jīng)開展的前期工作情況及進展。
說明申報項目取得地方政府相關(guān)意見的情況，及是否提供相關(guān)優(yōu)惠政策。
提供申報項目所在廠址連續(xù)觀測年太陽法向直接輻射輻照量（DNI）等關(guān)鍵氣象數(shù)據(jù)，并說明觀測數(shù)據(jù)時間段。
（三）項目廠址條件
申報項目廠址概述，應包括廠址占地面積及廠址拐點坐標，電網(wǎng)接入系統(tǒng)，交通運輸條件，水文及氣象條件（是否設置氣象數(shù)據(jù)觀測站），水源，地震、地質(zhì)及巖土工程等方面，并對項目廠址是否存在顛覆性因素進行說明，廠址條件的研究深度應達到DL/T5374-2008《火力發(fā)電廠初步可行性研究報告內(nèi)容深度規(guī)定》的要求。
二、技術(shù)方案
說明申報項目擬采用的太陽能光熱發(fā)電技術(shù)型式（拋物面槽式、塔式熔融鹽介質(zhì)或塔式水介質(zhì)），明確單機容量、全廠規(guī)模和預計年發(fā)電量，并對主要技術(shù)方案、技術(shù)來源、研發(fā)內(nèi)容、預期成果、設備國產(chǎn)化率等進行描述。詳見附件1。
（一）拋物面槽式太陽能熱發(fā)電示范工程技術(shù)方案
應至少包含以下主要技術(shù)內(nèi)容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數(shù)（主蒸汽壓力和溫度），再熱進汽參數(shù)，額定功率，回熱級數(shù)，汽輪發(fā)電機組熱效率，排汽冷卻方式；
2、集熱場傳熱介質(zhì)導熱油最高允許工作溫度和凝固點溫度；
3、儲熱系統(tǒng)介質(zhì)、容量及關(guān)鍵設備配置；
4、集熱及蒸汽發(fā)生系統(tǒng)設備配置：說明集熱場采光面積選擇原則；包括：拋物面槽式集熱器規(guī)格及構(gòu)成附件（吸熱管、反射鏡、支架和跟蹤驅(qū)動裝置等）、蒸汽發(fā)生器、導熱油系統(tǒng)設備（導熱油循環(huán)泵、膨脹油箱和溢流油箱等）、聚光器清洗裝置選擇等；
5、常規(guī)島部分熱力系統(tǒng)設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統(tǒng)等；
6、輔助燃料系統(tǒng)配置，明確是否設置輔助燃料系統(tǒng)；若設置，則說明擬采用的輔助燃料類型（燃油或天然氣），及其系統(tǒng)功能作用；若申報項目附近有其他熱源，則可就近引接；
7、機組運行模式及系統(tǒng)控制方式，汽輪機組最低穩(wěn)定負荷。
（二）熔融鹽介質(zhì)塔式太陽能熱發(fā)電示范工程技術(shù)方案
應至少包含以下主要技術(shù)內(nèi)容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數(shù)（主蒸汽壓力和溫度），再熱進汽參數(shù)，回熱級數(shù)，額定功率，汽輪發(fā)電機組熱效率，排汽冷卻方式；
2、熔融鹽最高允許工作溫度和凝固點溫度；
3、集熱系統(tǒng)配置：說明聚光場采光面積選擇原則，定日鏡規(guī)格及其構(gòu)成附件（反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅(qū)動裝置以及配套動力及通信電纜等），定日鏡清洗裝置，表面式吸熱器及其材料選擇等；
4、熔融鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)配置：熔融鹽蒸汽發(fā)生器構(gòu)成及特點；
5、儲熱介質(zhì)及系統(tǒng)容量，關(guān)鍵設備（熔融鹽儲罐、熔融鹽泵組等）配置，防凝系統(tǒng)及配套措施；
6、常規(guī)島部分熱力系統(tǒng)設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統(tǒng)等；
7、輔助燃料系統(tǒng)配置，明確是否設置輔助燃料系統(tǒng)；若設置，則說明擬采用的輔助燃料類型（燃油或天然氣），及其系統(tǒng)功能作用；若示范工程附近有其他熱源，則可就近引接；
8、機組運行模式及系統(tǒng)控制方式，汽輪機組最低穩(wěn)定負荷。
（三）水工質(zhì)塔式太陽能熱發(fā)電技術(shù)方案
至少包含以下主要技術(shù)內(nèi)容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數(shù)（主蒸汽壓力和溫度），非再熱，回熱級數(shù)，額定功率，汽輪發(fā)電機組熱效率，排汽冷卻方式；
2、集熱系統(tǒng)配置：說明聚光場采光面積選擇原則，定日鏡規(guī)格及其構(gòu)成附件（反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅(qū)動裝置以及配套動力及通信電纜等），定日鏡清洗裝置，吸熱器的型式及其材料選擇；
3、熔融鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)配置（如果有）：熔融鹽蒸汽發(fā)生器構(gòu)成及特點；
4、儲熱系統(tǒng)配置：儲熱介質(zhì)及系統(tǒng)容量，關(guān)鍵設備配置，防凝系統(tǒng)（如果有）及配套措施；
5、常規(guī)島部分熱力系統(tǒng)設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統(tǒng)等；
6、輔助燃料系統(tǒng)配置:明確是否設置輔助燃料系統(tǒng)；若設置，則說明擬采用的輔助燃料類型（燃油或天然氣），及其系統(tǒng)功能作用；若示范工程附近有其他熱源，則可就近引接。
7、機組運行模式及系統(tǒng)控制方式，汽輪機組最低穩(wěn)定負荷。
三、支持性文件
（一）項目進展支撐性文件（不限于以下文件）
要求示范項目取得縣級及以上政府部門出具的原則性支持意見，以蓋章復印件或掃描件形式作為本項材料，需包括但不限于以下內(nèi)容：
1、縣級及以上政府部門用地的原則同意意見；
2、縣級及以上政府部門用水的原則同意意見；
3、縣級及以上電力部門關(guān)于電網(wǎng)接入的原則同意意見；
4、縣級及以上政府部門關(guān)于天然氣用量的原則同意意見（如示范項目采用輔燃）。
其他原則性支持文件作為項目前期工作成熟程度的附加條件，在對各省推薦項目進行比選過程中，不同項目其他條件一致的情況下，本條件將作為全國示范項目排序的參考依據(jù)之一。其他原則性支持文件重點包括軍事、環(huán)保、民航等。
（二）投資方證明材料
要求項目投資方提供以下材料，證明投資示范項目的資金能力（各表和審計報告封面應以蓋章復印件或掃描件形式提供）：
1、2011至2013年度或投資單位成立至今的資產(chǎn)負債表；
2、2011至2013年度或投資單位成立至今的現(xiàn)金流量表；
3、2011至2013年度或投資單位成立至今的損益表；
4、會計師事務所出具的2013年度財務審計報告。
（三）設備制造商資料
根據(jù)項目前期工作情況，對已與項目投資方達成共識的主要設備制造商，提供以下材料：
1、光熱電站主要設備制造商與投標人簽署的供貨協(xié)議或供貨承諾書。承諾書中要求包括但不限于以下內(nèi)容：規(guī)格、型號、產(chǎn)地、主要技術(shù)參數(shù)、數(shù)量、價格（包括設備價格，并承諾中標后供貨價格不再調(diào)整）、供貨進度、技術(shù)服務、質(zhì)量保證、備品備件供應、維修和售后服務等；
2、光熱電站主要設備制造商的生產(chǎn)許可證、設備有關(guān)測試/認證材料、質(zhì)量體系認證文件（如有）。
（四）融資證明材料
包括：（1）項目投資方應提供針對本項目的融資方案；（2）貸款人的融資承諾書（如有）。
第二部分 投資經(jīng)濟性測算報告
一、簡述
項目規(guī)模，包括集熱系統(tǒng)規(guī)模和汽輪發(fā)電機組容量；上網(wǎng)電量和等效年利用小時；建設工期及其財務評價計算期。建設期，根據(jù)建設項目規(guī)模和施工條件，合理確定。運營期，即建設項目達到設計成產(chǎn)能力后25年。
二、編制依據(jù)和方法
1、《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)（第三版）》；
2、《太陽能熱發(fā)電工程可行性研究報告編制辦法（試行）》（GD005-2013）。
3、項目投資及其資金來源。政府提供的科研投入不計入項目投資。項目自身的科研投入和未產(chǎn)業(yè)化階段常規(guī)投入?yún)^(qū)別測算。建設資金來源為資本金和銀行貸款，資本金比例不低于總投資的20%。
三、成本
成本費用計算應全面、合理，成本計算包括：（1）材料費，包括加熱、儲熱介質(zhì)材料費和其他材料費，其中進口材料費；（2）外購燃料及動力費，包括輔助加熱燃料費和外購電費；（3）水費；（4）工資及福利；（5）修理費，其中進口零部件、備品備件費用；（6）折舊費；（7）攤銷費；（8）其他費用；（9）財務費用。
四、財務評價
1、盈利能力分析
在滿足運營期成本支出，應繳納的稅費，銀行貸款還本付息，和資本金內(nèi)部收益率不低于10%的基礎上，測算平均上網(wǎng)電價。
建設項目的融資前分析。
2、償債能力分析
進行借款還本付息計算和資產(chǎn)負債計算，分析項目的償債能力，提出利息備付率、償債備付率和資產(chǎn)負債率。
3、盈虧平衡分析：通過計算項目達產(chǎn)年的盈虧平衡點（BEP），分析項目成本與收入的平衡關(guān)系，判斷項目對產(chǎn)出品數(shù)量變化的適應能力和抗風險能力。
4、敏感性分析：分析計算上網(wǎng)電量、工程投資、上網(wǎng)電價等變化引起的內(nèi)部收益率的改變，分析項目抗風險的能力。
五、附件
（一）概算表
1、工程總概算表
2、設備及安裝工程概算表
3、建筑工程概算表
4、其他費用概算表
（二）經(jīng)濟性分析表
1、工程主要技術(shù)經(jīng)濟指標表
2、財務指標匯總表
3、投資計劃與資金籌措表
4、總成本費用估算表
5、利潤和利潤分配表
6、借款還本付息計劃表
7、項目投資現(xiàn)金流量表
8、項目資本金現(xiàn)金流量表
9、財務計劃現(xiàn)金流量表
10、資產(chǎn)負債表
原標題:國家能源局關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知
