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國家能源局關于組織太陽能熱發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、市）發改委（能源局），新疆生產建設兵團發改委、國家可再生能源中心、水電水利規劃設計總院、電力規劃設計總院：
太陽能熱發電是太陽能利用的重要新技術領域，為推動我國太陽能熱發電技術產業化發展，決定組織一批太陽能熱發電示范項目建設。現將有關事項通知如下：
一、示范目標
目前國內太陽能熱發電產業處于起步階段，尚未形成產業規模，工程造價較高，技術裝備制造能力弱，缺乏系統集成及運行技術。為攻克關鍵技術裝備，形成完整產業鏈和系統集成能力，現組織建設一批示范項目。太陽能熱發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電產業規模。通過示范項目建設，形成國內光熱設備制造產業鏈，支持的示范項目應達到商業應用規模，單機容量不低于5萬千瓦。二是培育系統集成商。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集成商，以適應后續太陽能熱發電發展的需要。
二、示范項目要求
（一）資源條件和技術要求。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的技術參數要達到國際先進水平。鼓勵示范項目采用技術較先進，實現國內產業化的設備。原則上符合隨此通知印發的《太陽能熱發電示范項目技術規范》（試行）的技術要求。
（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和工程方案、投資經濟性測算報告。技術和工程方案應包括設備來源、技術合作方、系統集成方案等信息，并提供項目支持性文件、籌措資金材料等。投資經濟性測算報告應對工程各環節的投資成本構成分列測算，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范測算的項目，也取消列入示范的資格。
（三）經濟性分析邊界條件。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實際獲得的貸款利率計算；項目建設期按2年，經營期按25年；資本金財務內部收益率參考新能源發電項目平均收益水平；增值稅稅率暫按經營期25年內17%測算。
（四）目前太陽能熱發電尚未形成完整的技術和裝備制造體系，為減少重復建設和浪費，對同一技術來源和類型的項目要控制數量。對各地申報項目數量做以下限制：同一項目業主在一個省（區、市）的項目超過1個時，應為不同的技術路線；一個企業可以在不同的省（區、市）申報項目，但總數量不超過3個，同一技術路線和技術來源的不超過2個。
三、示范項目組織
（一）示范項目申報。各省（區、市）能源主管部門組織經濟性較好、實力較強的投資業主編制太陽能熱發電示范項目實施方案，并開展項目初審和申報工作。項目技術和工程方案、投資經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方案的先進性、設備的國產化率、經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）示范項目上網電價。國家能源局組織專家對各申報項目的根據投資經濟測算報告進行統一評審，綜合比較后提出上網電價的建議，若投資經濟性測算報告中的數據明顯不合理，則將該項目從備選名單中剔除。
（四）示范項目確認。國家能源局統籌考慮進入備選名單項目的經濟性、設備國產化率和技術先進性，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、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、太陽能熱發電示范項目技術規范（試行）
2、《太陽能熱發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、太陽能熱發電示范項目技術規范（試行）
（一）拋物面槽式太陽能熱發電機組示范工程技術要求
1建設規模及參數
單機容量：汽輪發電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規模根據具體廠址條件進行規劃建設；
汽輪機進汽額定參數溫度不低于370℃，壓力為9.8MPa（a），采用再熱機組。
2傳熱工質
集熱器傳熱工質宜選用導熱油，其最高工作溫度不低于390℃。
3儲熱介質及系統容量
3.1儲熱介質
儲熱介質為熔融鹽。
3.2儲熱系統容量
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不少于1小時，具體儲熱容量根據優化確定。
3.3儲熱系統關鍵設備（儲罐、換熱器、泵等）
儲熱系統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，運行泵的總容量不低于最大熔融鹽流量的110%。
3.4防凝系統
應根據廠址氣候條件、設備配置及系統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。
4集熱及蒸汽發生系統
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、跟蹤驅動裝置等。
1）吸熱管
應采用長度4060mm規格。
2）反射鏡
可采用玻璃熱彎鏡、鋼化鏡或復合鏡，應根據當地環境氣象條件確定。
3）支架
采用鋼結構形式，應滿足當地環境氣象條件下的設計要求。
4）跟蹤驅動裝置
可采用液壓驅動或機械驅動。
4.2蒸汽發生系統
應至少包括預熱器、蒸汽發生器、過熱器及再熱器等。
4.3導熱油系統設備
應至少包括導熱油循環泵、膨脹油箱、溢流油箱等。
導熱油循環泵應至少設置1臺備用泵，運行泵的總容量不低于最大導熱油流量的110%。
4.4聚光器清洗系統
缺水地區，聚光器清洗系統宜采用干式清洗系統或免沖洗，其他有條件地區可采用水清洗系統。
5汽輪發電機組及其輔助系統
5.1汽輪發電機組型式
汽輪發電機組應采用中溫高壓再熱式機組，汽輪發電機組應具有快速響應進汽參數變化及低負荷連續運行的能力。。
5.2冷卻方式
缺水地區，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區可采用濕冷方式。
5.3回熱系統及設備
應設置回熱、旁路、給水等常規火力發電廠汽水系統。應結合汽輪發電機組容量和運行時間，優化設計汽輪發電機組回熱系統，如選用合理的回熱級數、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
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保標準。
6.2系統設置原則
輔助燃料系統僅考慮電站啟動、寒冷地區冬季廠區采暖、導熱油系統和儲熱系統的防凝，盡可能不參與機組的運行調節。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）導熱油循環泵組和低溫熔鹽泵組均投入運行，汽輪發電機組正常運行發電（儲熱系統儲熱）；
2）導熱油循環泵組和高溫熔融鹽泵組均投入運行，汽輪發電機組正常運行發電（儲熱系統放熱）；
3）導熱油循環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；
4）導熱油循環泵組和低溫熔融鹽泵組運行，集熱場產生的熱量全部輸往儲熱系統（低溫熔融鹽泵組運行）；
5）導熱油循環泵組、低溫熔融鹽泵組和高溫熔融鹽泵組均不運行，防凝系統運行。
7.2系統控制
集熱系統的控制應統一納入電廠DCS控制系統。
8其他
太陽能熱發電示范項目達標驗收時，機組連續運行不少于5天，每天持續不間斷運行時數大于4h；機組設計出力連續運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出力90%以上連續運行大于1h。
（二）熔融鹽工質塔式太陽能熱發電機組示范工程技術要求
1建設規模及參數
1.1單機容量：汽輪發電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規模根據具體廠址條件進行規劃建設。
1.2汽輪發電機組初參數：再熱式超高壓或高壓參數。
2傳熱工質
吸熱器傳熱工質為熔融鹽。熔融鹽特性應滿足汽輪機進汽參數的要求。
3集熱系統
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）定日鏡的規格應根據示范工程廠址條件、技術方案特點（如聚光比等），經技術經濟分析選擇確定。
3.2定日鏡清洗系統
缺水地區，定日鏡清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有條件地區可采用水清洗系統。
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熔融鹽蒸汽發生系統
4.1熔融鹽蒸汽發生器用于將液態儲熱熔融鹽的熱量傳遞給汽輪機工質水/蒸汽的換熱裝置。
4.2應采用預熱、蒸發、過熱和再熱多級受熱面設計，且宜帶有爐水強制循環泵的蒸汽發生器，確保蒸汽發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儲熱介質及系統容量
5.1儲熱介質
儲熱介質與傳熱工質相同為熔融鹽。
5.2儲熱系統容量
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不少于2小時，具體儲熱容量應結合鏡場設計優化配置。
5.3儲熱系統關鍵設備（儲罐、泵等）
儲熱系統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
應根據廠址氣候條件、設備配置及系統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。
6汽輪發電機組及其輔助系統
6.1汽輪發電機組型式
充分考慮到太陽能塔式光熱發電的特點，汽輪發電機組應具有快速響應進汽參數變化及低負荷連續運行的能力。
6.2冷卻方式
缺水地區，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區可采用濕冷方式。
6.3回熱系統及設備（回熱加熱器、除氧器、給水泵）
應設置回熱、旁路、給水等常規火力發電廠汽水系統。應結合汽輪發電機組容量和運行時間，優化設計汽輪發電機組回熱系統，如選用合理的回熱級數、設置低加疏水泵等，以提高機組的熱效率。
7輔助燃燒系統
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保標準。
7.2系統設置原則
輔助燃燒系統僅考慮用于初始熔融鹽熔化和熔融鹽防凝的功能，不參與機組運行調節。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%。
輔助燃燒系統應考慮寒冷地區電廠的冬季采暖需求。
8運行模式和系統控制
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，汽輪發電機組正常運行發電；
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；
3）高溫熔融鹽泵組不運行，吸熱器產生的熱量全部輸往儲熱系統；
4）低溫熔融鹽泵組和高溫熔融鹽泵組均不運行，防凝系統運行。
8.2系統控制
集熱系統的控制應統一納入電廠DCS控制系統。
9其他
太陽能熱發電示范項目達標驗收時，機組連續運行不少于5天，每天持續不間斷運行時數大于4h；機組設計出力連續運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出力90%以上連續運行大于1h。
（三）水工質塔式太陽能熱發電機組示范工程技術要求
1建設規模及參數
1.1單機容量：汽輪發電機組容量不小于50MWe；電廠的建設規模根據具體廠址條件進行規劃建設。
1.2汽輪發電機組初參數：非再熱式超高壓或高壓參數。
2傳熱工質
吸熱器吸熱工質采用水。
3集熱系統
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）定日鏡的規格應根據示范工程廠址條件、技術方案特點（如聚光比等），經技術經濟分析選擇確定。
3.2定日鏡清洗系統
缺水地區，定日鏡清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有條件地區可采用水清洗系統。
3.3吸熱器
可采用表面式吸熱器或腔式吸熱器，應根據工程條件結合鏡場容量及布置特點等因素綜合考慮確定。
4儲熱系統
4.1儲熱系統
示范工程是否設置儲熱系統，應經技術、經濟比較論證后確定。
如果設置儲熱系統，儲熱介質宜優化選擇；儲熱容量應優化確定，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
如設置儲熱系統，且采用顯熱液態熔鹽作為儲熱介質，則應根據廠址氣候條件、設備配置及系統設計特點設計可靠的熔鹽防凝措施。如采用潛熱相變熔鹽的多罐儲熱系統，應充分考慮儲罐設備的安全。液態熔鹽管路和閥門應配有伴熱防凝系統。
4.3熔鹽蒸汽發生系統
1）如設置儲熱系統，且采用顯熱液態熔鹽作為儲熱介質，熔鹽蒸汽發生器宜采用臥式管殼式。
2）應采用預熱、蒸發和過熱多級受熱面設計，且宜帶有爐水強制循環泵的蒸汽發生器，確保蒸汽發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汽輪發電機組及其輔助系統
5.1汽輪發電機組型式
充分考慮到太陽能塔式光熱發電的特點，汽輪發電機組應具有快速響應進汽參數變化及低負荷連續運行的能力。
5.2冷卻方式
缺水地區，汽輪機組冷卻方式應采用空冷方式，其他有條件地區可采用濕冷方式。
5.3回熱系統及設備
應設置回熱、旁路、給水等常規火力發電廠汽水系統。應結合汽輪發電機組容量和運行時間，優化設計汽輪發電機組回熱系統，如選用合理的回熱級數、設置低加疏水泵等，以提高機組的熱效率。
6輔助燃燒系統
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保標準。
6.2系統設置原則
如設置儲熱系統，則輔助燃燒系統按照不參與機組的運行調節、僅滿足機組啟停要求設置。
如不設置儲熱系統，則輔助燃燒系統按照短期云遮不停機的要求參與機組的運行調節。
輔助燃燒系統應考慮寒冷地區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運行模式和系統控制
7.1機組運行模式
如設置儲熱系統，則機組運行模式至少應包括以下各項：
1）吸熱器產生的過熱蒸汽全部送往汽輪機，驅動發電機發電；；
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；
3）汽輪發電機組不運行，吸熱器產生熱量全部輸往儲熱系統；
4）吸熱器產生的熱量一部分用于發電，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；
6）防凝運行（主要針對設儲熱系統機組需要防凝保護時）。
如不設置儲熱系統，則機組運行模式至少應包括以下各項：
1）吸熱器產生的過熱蒸汽送往汽輪機，驅動發電機發電；
2）輔助鍋爐產生的過熱蒸汽送往汽輪機，驅動發電機發電，用于特殊情況下滿足機組帶負荷的需求；
3）輔助鍋爐產生的過熱蒸汽送往汽輪機和輔汽系統，用于暖機和熱力系統預熱。
7.2系統控制
集熱系統的控制應統一納入電廠DCS控制系統。
8其他
太陽能熱發電示范項目達標驗收時，機組連續運行不少于5天，每天持續不間斷運行時數大于4h；機組設計出力連續運行時間為：在設計的氣象條件下，機組在設計出來90%以上連續運行大于1h。
附件2《太陽能光熱發電示范項目實施方案》編制要求
第一部分項目技術和工程方案
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務、經營年限、資產負債、股東構成、主要從事或投資項目、現有經營項目（業務）規模、近三年財務狀況（凈利潤，平均凈資產，平均總資產，利潤總額，營業收入凈額；流動資產，流動負債；經營活動現金流量凈額）、資信等級、是否有從事發電工程（火電、可再生能源發電等）業績及主要業績情況等內容。
（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意見的情況，及是否提供相關優惠政策。
提供申報項目所在廠址連續觀測年太陽法向直接輻射輻照量（DNI）等關鍵氣象數據，并說明觀測數據時間段。
（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，電網接入系統，交通運輸條件，水文及氣象條件（是否設置氣象數據觀測站），水源，地震、地質及巖土工程等方面，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《火力發電廠初步可行性研究報告內容深度規定》的要求。
二、技術方案
說明申報項目擬采用的太陽能光熱發電技術型式（拋物面槽式、塔式熔融鹽介質或塔式水介質），明確單機容量、全廠規模和預計年發電量，并對主要技術方案、技術來源、研發內容、預期成果、設備國產化率等進行描述。詳見附件1。
（一）拋物面槽式太陽能熱發電示范工程技術方案
應至少包含以下主要技術內容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數（主蒸汽壓力和溫度），再熱進汽參數，額定功率，回熱級數，汽輪發電機組熱效率，排汽冷卻方式；
2、集熱場傳熱介質導熱油最高允許工作溫度和凝固點溫度；
3、儲熱系統介質、容量及關鍵設備配置；
4、集熱及蒸汽發生系統設備配置：說明集熱場采光面積選擇原則；包括：拋物面槽式集熱器規格及構成附件（吸熱管、反射鏡、支架和跟蹤驅動裝置等）、蒸汽發生器、導熱油系統設備（導熱油循環泵、膨脹油箱和溢流油箱等）、聚光器清洗裝置選擇等；
5、常規島部分熱力系統設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統等；
6、輔助燃料系統配置，明確是否設置輔助燃料系統；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控制方式，汽輪機組最低穩定負荷。
（二）熔融鹽介質塔式太陽能熱發電示范工程技術方案
應至少包含以下主要技術內容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數（主蒸汽壓力和溫度），再熱進汽參數，回熱級數，額定功率，汽輪發電機組熱效率，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、集熱系統配置：說明聚光場采光面積選擇原則，定日鏡規格及其構成附件（反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅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、熔融鹽蒸汽發生系統配置：熔融鹽蒸汽發生器構成及特點；
5、儲熱介質及系統容量，關鍵設備（熔融鹽儲罐、熔融鹽泵組等）配置，防凝系統及配套措施；
6、常規島部分熱力系統設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統等；
7、輔助燃料系統配置，明確是否設置輔助燃料系統；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控制方式，汽輪機組最低穩定負荷。
（三）水工質塔式太陽能熱發電技術方案
至少包含以下主要技術內容，但不限于：
1、汽輪機額定進汽參數（主蒸汽壓力和溫度），非再熱，回熱級數，額定功率，汽輪發電機組熱效率，排汽冷卻方式；
2、集熱系統配置：說明聚光場采光面積選擇原則，定日鏡規格及其構成附件（反射鏡鏡面、鏡面支撐、立柱、跟蹤裝置、驅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、熔融鹽蒸汽發生系統配置（如果有）：熔融鹽蒸汽發生器構成及特點；
4、儲熱系統配置：儲熱介質及系統容量，關鍵設備配置，防凝系統（如果有）及配套措施；
5、常規島部分熱力系統設備配置，包括：抽汽、加熱器、給水和汽機旁路系統等；
6、輔助燃料系統配置:明確是否設置輔助燃料系統；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控制方式，汽輪機組最低穩定負荷。
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于電網接入的原則同意意見；
4、縣級及以上政府部門關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之一。其他原則性支持文件重點包括軍事、環保、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負債表；
2、2011至2013年度或投資單位成立至今的現金流量表；
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議或供貨承諾書。承諾書中要求包括但不限于以下內容：規格、型號、產地、主要技術參數、數量、價格（包括設備價格，并承諾中標后供貨價格不再調整）、供貨進度、技術服務、質量保證、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許可證、設備有關測試/認證材料、質量體系認證文件（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 投資經濟性測算報告
一、簡述
項目規模，包括集熱系統規模和汽輪發電機組容量；上網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，根據建設項目規模和施工條件，合理確定。運營期，即建設項目達到設計成產能力后25年。
二、編制依據和方法
1、《建設項目經濟評價方法與參數（第三版）》；
2、《太陽能熱發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業化階段常規投入區別測算。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，和資本金內部收益率不低于10%的基礎上，測算平均上網電價。
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、償債備付率和資產負債率。
3、盈虧平衡分析：通過計算項目達產年的盈虧平衡點（BEP），分析項目成本與收入的平衡關系，判斷項目對產出品數量變化的適應能力和抗風險能力。
4、敏感性分析：分析計算上網電量、工程投資、上網電價等變化引起的內部收益率的改變，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）經濟性分析表
1、工程主要技術經濟指標表
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、項目投資現金流量表
8、項目資本金現金流量表
9、財務計劃現金流量表
10、資產負債表
原標題:國家能源局關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知
