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安装光伏发电站相关资讯：孙锐：上网电价是光热发展的关键因素

2015年我国开展了首批光热发电示范项目的申报工作，受能源局委托，电力规划设计总院组织编制了示范项目的技术条件并参与了示范项目的评选工作。近年来，电规总院还针对光热发电开展了一系列的专题研究，并为一些工程项目提供设计咨询和评审工作。近日，该院副院长孙锐接受了本报记者的采访。

上网电价是首批示范项目能否达到预期的关键

记者：请介绍下目前我国光热电站的发展情况。

孙锐：中科院电工所八达岭光热发电实验电站于2012年8月投运，浙江中控青海德令哈10兆瓦塔式电站于2013年6月投运，至今积累了丰富的运行经验。中广核太阳能青海德令哈50兆瓦槽式电站已于2015年开工建设。

我国首批示范项目的申报和评选工作已于2015年月完成，但由于上网电价政策尚未出台，入围的工程项目尚未公布。尽管如此，少数工程项目为了抢时间已经开工建设，大多数项目还在等待上网电价的，要根据情况做出的投资决策。

记者：您刚刚谈到我国首批光热发电示范项目的评选工作，那么在这个过程中是如何考虑电价因素的？

孙锐：可以说，上网电价是我国光热发电行业发展的关键因素。如果没有上网电价政策，各发电企业无法测算工程项目，这就使得企业很难做出投资决策，同时银行也不能提供，工程项目寸步难行。

在首批示范项目的申报和评选中，上网电价作为一个评分项，并对上网电价测算的边界条件进行了明确规定。绝大部分项目对上网电价都做了认真的测算，为了能够申报成功，各申报单位也尽可能控制了项目的上网电价。光资源条件较好的地区，大部分申报项目的上网电价在1.18～1.3元/千瓦时之间，有少数项目业主可以通过股票市场发债的方式获得的，申报项目的电价要低一些。

按照批示范项目预先确定的程序，**主管部门确定统一的上网电价后，对于入围项目中申报电**于**定价的项目，要征询业主的意见，是否承诺还愿意建设项目。如果**定价过低，与申报项目的电价差距较大，业主很可能退出示范项目建设，致使示范项目总的装机规模减少，对光热发电产业发展的拉动作用减弱。如果装机规模能够实现预期的1吉瓦，我国光热发电产业即可走入规模化发展的道路，一两年后，*二批项目的上网电价就会有明显的下降。相关*机构编制的《中国太阳能发展路线图2050》曾估算，光热发电的上网电价到2020年可降低到0.75元/千瓦时以下。

记者：谈谈国际上光热发电的电价吧，未来下降的空间有多大？

孙锐：目前国际上光热发电工程项目招标的上网电价在0.15美元/千瓦时左右。这里必须要说明的是，要比较光热发电项目的上网电价，一定要同时对比项目厂址的太阳直接辐射资源条件，国外绝大部分光热发电项目的太阳直接辐射资源条件比我国优越。粗略估算，其他条件完全相同的光热发电机组，如果太阳法向直接辐射量（DNI）高出30%，机组的年发电量就会高出30%，上网电价就会下降约30%。

国际机构预测，到2020年光热发电的上网电价将降低到0.08～0.09美元/千瓦时。根据国际上光热发电进展情况及我国的产业发展状况，同时考虑到未来化石燃料发电将会增加的碳排放成本，预计到2030年光热发电实现平价上网是有可能的。

这里必须强调的是，在比较不同发电种类的电价时，还要比较电力品质。集中建设的风电和光伏电站需要系统中配置储能电站或利用其他电源进行调节，这是有额外的投资成本和运行维护成本的。因此，对不同种类发电进行比较，首先要把电力品质拉到同一水平上，要将为其配套的储能和调节电源的投资成本和运维成本叠加到它自身的发电成本上，这才是客观、公平的比较。

电价落实后或将引发光热发电爆发式增长

记者：我国光热发电蓄势多年，一旦电价政策落实，将会呈现怎样的情景？

孙锐：我预计会出现一个爆发式的增长。但也要看到，光热和光伏、风电有很大的区别。光伏和风电的技术主要集中在独立的设备上，而光热发电则是一个系统集成，关键技术不仅仅在于设备本身，还包括系统连接和系统控制，因此，光热要比光伏和风电复杂得多。光热发电项目的设计、安装、调试和运维，都需要非常的团队，具备很高的技术门槛。同时，光热发电项目对外部条件的要求也比光伏和风电苛刻，它更适合大规模集中建设。因此，要使光热发电健康有序地发展，需要对适合建设光热发电项目的区域进行合理的规划，统筹规划好建设场地、水资源供应、电力外送等。

记者：您有没有对未来的装机规模进行过估算？

孙锐：我认为，如果**确定的上网电价合理，批示范项目能顺利开工建设，一两年后再启动后续项目，到2020年，完成10吉瓦的建设目标是完全可能的。

由于受到我国西部地区电力消纳空间的限制，大规模的光热发电基地需要配套建设特高压输电外送通道，因此，光热发电的装机规模很大程度上取决于输电通道的建设规模，或者说取决于我国能源政策的落实情况。2020年以后，仅从光热发电装备及材料生产能力和工程建设周期上考虑，每年建设10～20吉瓦是能够做到的。按照我国西部地区的太阳能资源条件和拥有的荒漠、戈壁的土地资源情况，光热发电的装机容量可以达到几十亿千瓦，发展前景十分广阔。

安装光伏发电站相关资讯：OM Group公司发布针对太阳能晶硅电池电镀金属栈新流程

OMGroup在为电子行业提供电镀解决方面有着40年的丰富经验。凭借着这些经验，太阳能化学材料分部近日为置于细线银过筛浆料上方的电镀操作开发出一种性的镍/铜/银电镀流程。这个经济的流程为光伏电池生产商们节省了成本，同时生产出的电池效率也非常高，电池间的统一性也得到了改善。

尽管事实证明标准的银浆料足以生产出硅光伏电池，但此传统流程仍然存在若干致命的缺点。明显的是，金属银的市场价格不断波动，从而导致银浆料成本高昂。另外，降低银浆料过筛的线宽度也受到限制。较宽的线将会导致电池表面遮蔽区域增大，表面区域减小。这样一来吸收太阳光产生的电力就会变少。一点，由于银浆料不属于**属，而是金属混合填充物，因而银浆料线的导电性会出现波动。尽管多家湿法流程供应商曾尝试过针对这些应用开发电镀设备，但市场上使用的众多银浆料仍对化学作用非常敏感。

OMGroup公司太阳能化学材料分部的SolarPlateNiPV80、CuPV73和Ag200浴就是专为提高市场上**层银浆料的兼容性而开发。利用这些化学材料生产的光伏电池据称效率更高、填充系数更高但串联电阻却更低。另外，它们对的银浆料铝BSF、ARC或者银后端触点也不会产生影响。重要的是，经过焊接后，金属栈层的粘附性也堪称上乘。

OMGroup的化学材料可以用于LIP、标准电解液或LIP/电解液混合模式。此类化学材料可在较高的电流密度条件下完成电镀，从而使客户可以程度的节省空间，同时实现高量产出。