摘要：一方面，以2020年冬奥会为契机，在张家口创建一个低碳乃至0碳专区，为国际社会做出示范。 ...

太阳能光伏蔬菜大棚的光伏发电板在发电过程中不消耗任何石化能源、不排任何有害气体，有效利用大棚棚顶，无需占用土地资源。

早在2015年的12月15日，国家能源局向各省(自治区、直辖市)发改委能源局等有关部门下发的《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》提出到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到1000万千瓦，但至2016年9月份，有可靠消息称这一目标最终被压缩至500万千瓦。《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》已明确十三五期间太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理。

当前，最重要的是，如何把第一批示范项目按预定计划建成、建好。这是500万千瓦的光热装机目标首次得到官方正式的文件确认，比此前的10GW目标缩减一半。目前国家能源局也并未确定通过几轮示范项目完成十三五的5GW装机，但可以确定是，第一批项目的建设情况将直接影响后续项目的落地，进而影响十三五总体目标的实现。《规划》仅为规划，其设定的装机目标并不具有强制性，其意义在于指引行业发展的方向，给出产业发展的目标。5GW的目标相对而言更加现实，具有较大可能实现这一目标，但实现难度仍不容忽视。

11月7日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《电力发展十三五规划》(以下简称《规划》)，《规划》提到，到2020年，我国太阳能发电装机达到1.1亿千瓦，其中光热发电总装机规模500万千瓦。《太阳能利用十三五发展规划》是《电力发展十三五规划》的专项规划文件，据称，目标下调的主要原因是官方认为10GW的装机目标过于理想化。上述企业中，SolarReserve和Abengoa均开拓过澳大利亚市场。

SolarReserve希望该项目未来可以配合光伏为采矿业提供全天候的电力，并计划在12月再次为该项目投标。图：今年年初投运的南非KhiSolarOne塔式光热电站中国等四大光热新兴市场正在崛起IEA发布的最新《可再生能源中期市场发展报告》显示，中国、智利、摩洛哥和南非很可能会是未来五年内太阳能热发电的主导市场，而光资源条件较好的澳大利亚并未入列。目前，总装机为1.349GW的中国首批光热示范项目已开始启动建设，根据政府要求所有项目均配备4小时以上储能系统，电价核准为RMB1.15元。中国或后起居上成为光热新兴市场领头羊IEA报告对四大光热新兴市场的发展现状和中期发展趋势进行了简要介绍和分析。

SolarReserve投标的Copiapo塔式熔盐光热电站投资成本估算为20亿美元，装机240MW，储热时长为14个小时，投标价格为创最低纪录的$63/MWh（约0.42元/kWh）。而据国际能源署（IEA）预计，在接下来的五年里，还将有总容量为6.4GW的光热项目投入建设，且几乎所有项目都会配备储能系统，同时这个数字也有可能随着光热技术的发展以及各国对光热的加速部署而增加，最多或可超一倍。

可再生能源消纳难题凸显光热储能调峰优势国际光热发电市场于几年前快速发展，但很快在太阳能光伏发电成本骤降的压力之下减速。据CSPPLAZA研究中心此前统计，截至2015年底，全球已建成光热发电总装机约为4940.1MWe，加上于今年2月5日宣布投运的南非首个塔式光热电站KhiSolarOne电站（装机50MW）和于今年10月份宣布投运的全球首个光热综合能源利用项目（位于南澳大利亚，装机36MWth）等，目前全球已建成商业化规模的光热电站已超过5GW。现在，随着风能、太阳能等可再生能源比重不断加大，电网消纳能力不足又成了各国面临的普遍难题，因此大家再次将注意力转向具有储能优势的光热发电技术上。而在智利北部，光热则可以和大规模光伏电站相结合来提供基荷电力，以满足国家采矿业巨大的用电需求。

目前，摩洛哥南部地区正在建设全球最大的光热发电综合项目Noor，光热发电总装机高达510MW，装机160MW的一期工程Noor1槽式电站已正式投运，而后续项目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）电站正在建设中，整体投运后产生的电能将足够满足100万摩洛哥家庭使用。尽管澳大利亚联盟党和工党在选举中都提到了对光热利用及存储技术尤其是储能型塔式光热发电技术发展的支持，但就目前现状来看，澳大利亚很可能将错过在光热技术上做一个先行者的良机。目前，在国际光热发电行业较为领先的企业有沙特ACWA电力、美国亮源（Brightsource)、美国SolarReserve和西班牙阿本戈（Abengoa）等，但阿本戈目前正在竭力摆脱破产危机，其开发的多个光热发电项目也被迫推迟。首先是摩洛哥，按照摩洛哥政府的规划，未来四年内全国可再生能源发电占比将提升至42%，光热装机容量有望在中期扩大至660MW。

南非光资源优势较大，再加上可再生能源独立电力生产采购计划（REIPPPP）的政策支持，预计中期光热发电装机总量将达600MW。不过对于等待政策多年终于迎来行业启动的中国光热发电业界来说，如何顺利完成首批光热示范项目开发并按时投运才是最重要的，而首批光热示范项目的开发质量或直接影响未来中国光热发电行业政策走向甚至行业命运。

根据太阳能发展十三五规划，到2020年计划实现光热发电装机5GW2015年，全国燃煤机组平均上网电价为每千千瓦时384.2元，按年下降4.16%。

水力发电最低，为每千千瓦时286.93元。电网企业平均购销差价(含线损)为每千千瓦时216.48元，按年增长4.02%。国家能源局发布2015年度全国电力价格情况监管通报，当年度全国发电企业平均上网电价为每千千瓦时388.25元人民币(下同)，按年下降2.61%。具体来看，太阳能发电平均上网电价最高，每千千瓦时为1,056.89元。其中广东最高，每千千瓦时为504.76元，蒙西最低，每千千瓦时为157.32元其中广东最高，每千千瓦时为504.76元，蒙西最低，每千千瓦时为157.32元。

电网企业平均购销差价(含线损)为每千千瓦时216.48元，按年增长4.02%。国家能源局发布2015年度全国电力价格情况监管通报，当年度全国发电企业平均上网电价为每千千瓦时388.25元人民币(下同)，按年下降2.61%。

水力发电最低，为每千千瓦时286.93元。具体来看，太阳能发电平均上网电价最高，每千千瓦时为1,056.89元。

2015年，全国燃煤机组平均上网电价为每千千瓦时384.2元，按年下降4.16%前不久，政府与14个公共事业规模太阳能开发商签署了购电协议(PPA)，总产能为1，200MW。

能源部表示：REFIT可帮助小型可再生能源发电项目减少谈判及签署协议放面的交易成本，同时上网电价与规模高于30MW的项目处于同等水平。根据政府公布的数据，尼日利亚每1%的陆地发电量就高达600，000MW，这意味着太阳能等可再生能源可100%满足该国电力需求。JCM资本公司在尼日利亚北部卡齐纳州一个80MW光伏项目最近刚刚开工。一些开发商提到，输电和配电等基础设施差是该国最薄弱的一环，或阻碍发展、打击投资者兴趣。

实际上，尼日利亚当前的输电能力仅为6000MW。该框架内项目享有的优惠包括：政府对价格进行长期担保，从而维护市场稳定;迅速并网;审批程序简化;政府承诺购买。

不仅是公共事业规模，小型太阳能发电站也在兴起。在尼日利亚，过去太阳能一直受到冷落，而现在却备受关注，该国举办的许多以电力为主题的对话都围绕太阳能进行。

此外，该国大部分贸易公司、交易公司和独立分销公司都有良好架构，所有这些都提高了投资的可行性。由于太阳能资源丰富、相关政策逐渐到位、政府法规及监管不断完善，尼日利亚赢得了越来越多投资者的青睐。

光伏投资者也很看好尼日利亚市场。已完工并成功运行的项目会促使该国传统公共事业规模发电机构(可再生能源发电量很小，几乎为零)考虑引进太阳能发电技术。该国能源部估算，大约需要40，000MW电力才能满足其工业发展需要，但当前的装机量仅为12，000MW，其中大约3，500MW来自燃气和水力发电系统，而众多军事组织对尼日利亚三角洲产油区的输油管道大肆破坏，导致大部分燃气发电站燃料供给不足。能源部表示，该国计划在2020年前可再生能源发电量达到2000MW。

Woodward先生认为，该国经济衰退会令光伏投资放缓，至于政府提到的招标制度，他表示：除非中期经济改善，否则投资者在投标时不会接受低于当前水平的上网电价。Woodward说道：尽管投资和监管速度加快能促进太阳能发展，但低下的输送力依旧是一大障碍。

这将加快清洁能源所占比例，并最终占据主导，使该国成为撒哈拉以南非洲地区太阳能行业的领头羊。加拿大JCM资本公司便投资了其中一个项目，该公司首席发展官兼联合创始人JustinWoodward表示：尼日利亚有望成为非洲公共事业规模太阳能行业的领跑者，因为该国有良好的监管框架，而这在大部分非洲国家并不具备。

针对尼日利亚小型可再生能源发电系统(30MW一下)发展缓慢的情况，政府于2015年出台了新法规，即可再生能源上网电价新政(REFIT)。如今，政府已准备好拥抱该国丰富的太阳能资源，大力支持公共事业规模太阳能项目投资。