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主题特点：
该团队表示：传统温室利用地下水灌溉，利用气体保温利用电力降温。
电价设定截止期必要且公平在1.15元/千瓦时的电价下，业界如何化解尚处于示范阶段光热的风险呢?除了练好内功外，企业也可从《通知》中获得支持：鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进太阳能热发电产业发展。贷款利息高低对于度电成本影响巨大。
国家要求在2018年底前完成示范项目建设，到2019年就可以根据建设成本、运行效益等情况来考虑未来的电价政策，这是一种理性又务实的做法。那么，这4小时是出于怎样的界定呢?它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长刘晓冰认为，4小时刚好可以显示光热发电的延时供电能力，同时给业界一个最基本的电站能力建设标尺，为后期的大储热电站建设奠定基础。目前，国有企业投资决策要求投资回报率(IRR)大于8%。为了更加深入、透彻地理解此次光热电价的政策内容，本报记者采访了光热领域的多位专家。
因此，国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。一般而言，对于蓄能8小时、年发电量1.5亿千瓦时的50兆瓦光热电站而言，标杆电价增减5分钱会导致年利润相差750万元。图：SolaReserve开发的110MW新月沙丘光热电站的熔盐储热系统瑞典皇家理工学院（KTH）的高级研究员RafaelGuedez表示：光热电站在整合了储能系统（TES）后，的确能够显著降低电力平准化成本（LCOE），当然，要使成本效益达到最优化，储热系统的设计方案必须综合考量太阳岛、发电岛的实际规模以及具体的电力调度策略。
对于传统发电方式来说，容量电价是根据电厂的发电量或是可用电量来制定的，其目的是为了鼓励发电站有效发挥自身的电力调配作用。该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。近年来，很多中国光热企业也在研究槽式熔盐传储热技术，而在首批光热示范项目名单中，7个槽式光热项目中有2个将熔盐作为传热介质，而且这两个项目的储热时长均远远超出其它5个项目。据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统。
根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。事实上，储能系统在当今光热电站中的应用已十分普遍。
另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。Guedez则补充表示，如果将熔盐同时作为塔式光热电站的传储热介质，相当于将熔盐储热系统和熔盐塔无缝连接起来，不但简化了整个电站的设备组成，还有利于电站后期的运维控制。瑞典皇家理工学院KTH在2014年曾做过一项研究，发现当光热电站采用调峰运行策略时，业主更倾向于选择小规模的储热单元和光场。满负载储热时长每增加一小时，就意味着投资成本需提高大约3%~4%，具体的增加数额将取决于不同的光热发电技术路线、储热材质和运行策略等等，但随着输出电力的增加，额外的投资成本也相应增多，西班牙动力工程和技术咨询公司Araner的储热技术专家KatlynAvery介绍道，通过提高储热容量，光热电站就能持续运行更长时间，发电成本自然会降低，这对项目开发商来说是很划算的。
如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。塔式熔盐传储热或将成为主流据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。图：中国首批光热示范项目中的7个槽式项目的基本信息影响储热规模的主要因素一般来说，在光热电站公开竞标时，项目开发商往往会更加青睐具有持续储热能力的项目，因为这些项目不仅有利于履行招标要求，其电力购买价格也会更具竞争力。槽式传热介质：由导热油到熔盐的探索目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。
输电系统理应给配有更大储能容量的光热发电站一种更好地付费方式，因为他们在调度电力方面要可靠的多。此外，Avery还指出，如果将以可用电力为准的支付方案应用于可再生能源项目，那么这在一定程度上，会不可避免的对光热电站的储能系统的规模产生影响。
9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。据了解，使用导热油作为传热流体（HTF）的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。
从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国SolaReserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站（与新月沙丘电站配置相似），以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。一些业界专家认为，光热发电项目开发商必须根据市场的实际需求，从更长时间的调度能力和获得更高容量因子的角度考虑，来确定电站的储能容量，以将光热发电的成本优势最大化瑞典皇家理工学院KTH在2014年曾做过一项研究，发现当光热电站采用调峰运行策略时，业主更倾向于选择小规模的储热单元和光场。作为光热发电技术的主要优势，配置储能系统可以使光热发电相比其他可再生能源发电技术为电网提供更为稳定的电力供应。如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。
根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统。
储热系统的最佳规模取决于承购方或者市场给予的条件，比如电力购买计划、激励措施等。另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。
据了解，使用导热油作为传热流体（HTF）的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。近年来，很多中国光热企业也在研究槽式熔盐传储热技术，而在首批光热示范项目名单中，7个槽式光热项目中有2个将熔盐作为传热介质，而且这两个项目的储热时长均远远超出其它5个项目。
Guedez则补充表示，如果将熔盐同时作为塔式光热电站的传储热介质，相当于将熔盐储热系统和熔盐塔无缝连接起来，不但简化了整个电站的设备组成，还有利于电站后期的运维控制。槽式传热介质：由导热油到熔盐的探索目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。对于传统发电方式来说，容量电价是根据电厂的发电量或是可用电量来制定的，其目的是为了鼓励发电站有效发挥自身的电力调配作用。输电系统理应给配有更大储能容量的光热发电站一种更好地付费方式，因为他们在调度电力方面要可靠的多。
此外，Avery还指出，如果将以可用电力为准的支付方案应用于可再生能源项目，那么这在一定程度上，会不可避免的对光热电站的储能系统的规模产生影响。9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。
更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。塔式熔盐传储热或将成为主流据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。
事实上，储能系统在当今光热电站中的应用已十分普遍。图：中国首批光热示范项目中的7个槽式项目的基本信息影响储热规模的主要因素一般来说，在光热电站公开竞标时，项目开发商往往会更加青睐具有持续储热能力的项目，因为这些项目不仅有利于履行招标要求，其电力购买价格也会更具竞争力。
从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国SolaReserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站（与新月沙丘电站配置相似），以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。图：SolaReserve开发的110MW新月沙丘光热电站的熔盐储热系统瑞典皇家理工学院（KTH）的高级研究员RafaelGuedez表示：光热电站在整合了储能系统（TES）后，的确能够显著降低电力平准化成本（LCOE），当然，要使成本效益达到最优化，储热系统的设计方案必须综合考量太阳岛、发电岛的实际规模以及具体的电力调度策略。该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。一些业界专家认为，光热发电项目开发商必须根据市场的实际需求，从更长时间的调度能力和获得更高容量因子的角度考虑，来确定电站的储能容量，以将光热发电的成本优势最大化。
满负载储热时长每增加一小时，就意味着投资成本需提高大约3%~4%，具体的增加数额将取决于不同的光热发电技术路线、储热材质和运行策略等等，但随着输出电力的增加，额外的投资成本也相应增多，西班牙动力工程和技术咨询公司Araner的储热技术专家KatlynAvery介绍道，通过提高储热容量，光热电站就能持续运行更长时间，发电成本自然会降低，这对项目开发商来说是很划算的据公司总经理周建波介绍，目前，一期项目工程已完成投资20亿元，主体结构基本完成，已进入设备安装调试阶段，预计12月试生产。
内蒙古东立光伏电子有限公司是由武汉市东立置业发展有限公司独家投资的现代化企业，公司7500兆瓦太阳能电池组件及配套项目占地3000亩，总投资达116亿元。近日，位于乌拉特前旗工业园区的内蒙古东立光伏电子有限公司，年产7500兆瓦太阳能电池组件及配套项目正在建设中
近日，位于乌拉特前旗工业园区的内蒙古东立光伏电子有限公司，年产7500兆瓦太阳能电池组件及配套项目正在建设中。据公司总经理周建波介绍，目前，一期项目工程已完成投资20亿元，主体结构基本完成，已进入设备安装调试阶段，预计12月试生产。
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