同时，与其他关联部门进行对接，对该EMC合同的权利义务进行评述，有特殊要求的需进行协调，以便更明确的履行合同义务、实现合同权利，这也是合同评审会的一个重要目的。

目前光伏项目主要障碍是融资利息高，因此电价居高不下。AES的成员公司之一CAESS,宣布进行15兆瓦的可再生能源招标，并决定预留1兆瓦作为本地自供电，于2014年7月签署了CAESS合同，但是到现在为止招标也没有生效。

另一方面，很多已经签约的光伏项目已经悄悄换了主人，有的即使没有易主，中标人也已经吸收了新的参与者。2013年，DELSUR进行了总装机容量为100兆瓦的可再生能源项目招标，其中94兆瓦为太阳能光伏发电项目，4个项目的装机容量分别为60兆瓦、20兆瓦、8兆瓦和6兆瓦一些规模较大的公司购买了其他项目以便形成规模效应。目前光伏项目主要障碍是融资利息高，因此电价居高不下。另一方面，很多已经签约的光伏项目已经悄悄换了主人，有的即使没有易主，中标人也已经吸收了新的参与者。

据萨尔瓦多媒体《世界报》3月23日报道，由于不懂得中小型光伏发电项目的装机要求、财务困难以及缺少融资渠道等原因，萨尔瓦多一些可再生能源招标项目中标企业欲转让手中小型项目。AES的成员公司之一CAESS,宣布进行15兆瓦的可再生能源招标，并决定预留1兆瓦作为本地自供电，于2014年7月签署了CAESS合同，但是到现在为止招标也没有生效。近年来，国内光热发电行业发展虽然不尽如人意，但是其发展前景依旧为业内看好。

而光热示范工程电价为1.09~1.4元/瓦左右，如果后续大面积铺开，对造价应该有比较大的影响，会快速下降。中国光伏行业协会的相关专家对记者说，目前国内光热发电主要集中在西北高寒地区，高寒地区一般对光热发电技术的要求比较高，为了发挥光热电站的最大效益，不但需要引进国外技术，也需要自主创新并研发具有我国特色的先进技术。3月中旬通过的《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》明确提出：积极支持光热发电，将实施光热发电示范工程纳入十三五时期能源发展重大工程名单业内人士告诉记者，未来五年国家将重点推进一批太阳能热电站示范项目，打造若干个百万千瓦级的太阳能热发电示范基地，到时将形成数千亿元市场规模，2016年将成为光热发电启动元年，预计到2020年底光热发电总装机容量有望达到1500万千瓦。

据了解，目前我国光热发电核心部件的国产化率已经达到90%，年供货能力达到近1吉瓦，这表明我国光热发电具有成长空间和竞争力。成本高的局面将打破除了受到利好政策支持，光热发电在储能、规模化、与常规能源协同、成本等方面具有明显优势，有望成为大规模替代化石能源的清洁能源技术之一。

十三五期间，伴随着光热行业各项扶持性政策的落实到位，以及光热发电市场的不断成熟完善，光热发电将实现从缓慢发展到集中发展的转变。作为一种较为节能环保的新能源电力产业，光热发电由于受制于多种因素的制约，目前在我国仍处于起步阶段。国际上来看光热发电电价已经降到15美分，美国将降到6美分左右。据华能清洁能源研究院专家刘明义介绍，目前适宜在高寒地区运用的槽式太阳能热发电技术所要用到的反射镜和集热管都可以国产，并且槽式的成本也比以前降了一半多。

未来随着光热发电产业的兴起，设备的制造成本也在下降，将极大地带动企业投身该行业的积极性。而光热示范工程电价为1.09~1.4元/瓦左右，如果后续大面积铺开，对造价应该有比较大的影响，会快速下降。从2015年全球光热市场发展来看，光热发电技术和应用市场正从发达国家向发展中国家过渡，包括印度、南非等新兴经济体，都开始陆续推进光热发电技术研发和项目建设。3月中旬通过的《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》明确提出：积极支持光热发电，将实施光热发电示范工程纳入十三五时期能源发展重大工程名单。

电力规划设计总院副总工程师陈铮认为，在一个行业刚起步的时候，成本高是不可避免的，光伏刚起步的时候也是近40元一瓦。近年来，国内光热发电行业发展虽然不尽如人意，但是其发展前景依旧为业内看好。

数千亿元市场蓄势待发近几年来，全球光热发电市场步入高速发展期，全球总计装机容量的年均增长率接近50%。中控太阳能技术有限公司副总裁李伟表示，通过规模化，技术进步，规范运营，可以大幅度减少光热发电电站投资建设以及运营成本。

在十三五规划中，从光热发电装机为10吉瓦，以1吉瓦示范电站有300亿元的市场规模来测算，光热发电将形成2000亿~3000亿元的市场规模。日前，水电水利规划设计总院副院长易跃春透露，考虑目前光热产业成熟度有待进一步提高，国家能源局对单个项目规模等进行了合理的安排，最终梳理出将近100万千瓦左右的项目作为初步示范项目。该名单近期有望正式公布。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟的杜凤丽认为，光热发电成本下降时间还需要看国家对示范项目的启动速度，如果近期批复了合理电价，大家有了建设电站的第一手经验，应该在电站投入运行后的两年内，价格就会发生变化。华能在示范项目建设、技术研发方面走在了全国的前列。中国光伏行业协会的相关专家对记者说，目前国内光热发电主要集中在西北高寒地区，高寒地区一般对光热发电技术的要求比较高，为了发挥光热电站的最大效益，不但需要引进国外技术，也需要自主创新并研发具有我国特色的先进技术。

国家能源局在前不久下发的《2016年能源工作指导意见》中明确提出，加快光热发电等领域的技术定型，继续推进太阳能热发电示范项目建设，探索太阳能热发电新技术和新模式。但是目前相比较光伏风电而言，我国光热电站建设成本却居高不下，这也是众多企业对光热发电望而却步的原因之一。

不过这一局面很快将改变。据了解，2010年华能集团清洁能源技术研究院在国内就率先开展了直接产生蒸汽的光热发电技术的研发，并在2012年10月30日华能南山电厂完成了1.5兆瓦太阳能热发电科技示范项目投入运行，至今处于可进行并网发电运行的状态

近日，记者从国网青海省电力公司了解到，今年3月西北电网首次通过跨区交易向华东地区组织送出青海富余光伏电量，合计0.8亿千瓦时，实现了我国最大的光伏发电基地可再生能源在全国范围内优化配置。据相关部门统计，2015年西北地区外送电量641亿千瓦时，新能源外送电量82.6亿千瓦时，占12.9%。

由此看来，充分利用现有特高压跨区外送通道，着力提高新能源消纳比例，切实解决目前严重的弃风弃光问题，推动新能源可持续发展，已成为当务之急。据相关部门预计，2016年，西北电网新能源发电装机增速仍远高于用电增长，预计年底新能源装机将达到6829万千瓦，同比增长28%，全网电力电量大量富余，新能源就地消纳压力仍然较大。目前规划的新疆、甘肃出发的特高压线路分别为3条、1条，十三五期间新疆、甘肃出发的路径将进一步增加。新能源消纳促进特高压建设持续发展。

据悉，4月份，青海将继续组织富余光伏电量跨区外送工作，其中计划外送华东(安徽)0.4亿千瓦时，外送华中(湖北)0.48亿千瓦时。伴随着西北电网新能源发电装机持续保持高速增长，跨区电能交易将成为促进新能源电量消纳的重要途径。

其实在去年，西北地区的新能源电量跨区交易就已取得明显成效。北京电力交易中心发布的2016年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告显示，山东30家电力用户企业计划于3~12月，通过银东(宁夏银川到山东胶东)直流输电线路，向银东3个配套电源企业，陕西、甘肃、青海、宁夏的煤电企业和风电、太阳能发电企业，直购90亿千瓦时电量，其中超过两成为西北的风电和太阳能发电。

目前除输送华东通道之外，西北直流外送通道还包括送华中的天中、灵宝直流，送电能力分别为600万千瓦、111万千瓦。据了解，去年3月发布的中发9号文明确提出，解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。

为了落实上述文件要求，今年3月1日，国网和南网分别在北京和广州成立了北京电力交易中心和广州电力交易中心，标志着区域电力市场正式建立，电力市场化又前进了一大步。2015年国网已开工的4条国内特高压线路投资规模近900亿元。国网青海省电力公司调控中心主任张洪平表示，跨区交易不仅实现了青海光伏新能源的首次跨区外送，有效缓解了青海电网调峰压力，减少了可再生能源电量的浪费，而且也让东部地区用到了清洁、经济的电能，同时对西北其他地方的可再生能源外送也起到一定的促进作用，可以说实现了多方共赢的目标。数据显示，2015年，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%;新疆全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。

国网能源研究院的有关专家表示，北京和广州两大电力交易中心建立后，使西北地区丰富的可再生能源资源得到了优化配置，利用特高压直流跨区域送出新能源电力就成为目前解决新能源消纳问题较为理想的选择。对于那些遭遇限电之困的光伏电站而言，可以通过降价以及参与电力交易来实现多发电，在一定程度上将缓解弃光问题。

据了解，此次青海跨区外送华东的富余光伏电量，就是利用德宝、复奉、锦苏等跨区特高压直流通道，途经西北、华中、华东三大电网，最高送电功率达到800兆瓦，输电距离超过3000千米。中国光伏行业协会的相关专家告诉记者，目前通过电力交易中心外送的可再生能源电量虽然不多，但这也是一个好的开端，即使限定新能源发电的交易比例，由于光伏的边际成本很低，交易起来也不见得吃亏，未来将会推动更多的光伏电量外送。

!!甘肃省政协副主席张世珍表示，虽然甘肃省通过积极采取新能源与自备电厂发电权置换、新能源就地消纳等各种措施，但2015年弃风、弃光电量仍然高达108亿千瓦时，占新能源可发电量的36.97%。青海电力公司相关部门负责人告诉记者，针对这一问题，公司积极开展工作，通过国家电网公司统筹协调，利用东西部地区的错峰效益和电价差异，采取跨区交易方式实现了青海富余光伏电量外送华东。