中國光熱發電產業跨入歷史性節點

A. 我想找一家國內擁有技術先進的光熱發電的公司，跪求。

光熱發電技術在國內都算是比較先進的技術，關鍵是要看貴司的項目地回在哪個地區，不是答所有的先進技術就是合適技術，從三種技術來看，大家都覺得槽式技術算是比較早的技術，但並是不先進了，槽式的先進技術主要體現在導熱溫度的提高，集熱器技術開口聚光倍數的提高，電站規模的合理提高，以及和現有燃煤、燃氣電站結合的方案耦合匹配都算是先進技術領域的研究。第二就是大家都按照火電站思維高參數高效率的塔式技術路線，目前國際上發展趨勢進3年比較迅速，但是也多少出現了一些事故，針對塔式技術必須要看貴司的項目地，風沙大空氣清潔度不高的話，選焦距帶來的光能損失不好評估，技術風險大小要做深入研究和評估，適合項目地很重要。第三就是大家都說的碟式技術，從國外來看說的多做的就更少的技術之一，主要就是沒有儲熱的利用價值和光伏技術類似，基於沒有儲能只能靠和光伏直接競爭的話，一次性投資、電網等問題就是不太被看好的因素，但不排除和其他技術耦合能夠做出自己的天地。先進都是比較先進的，最好把適應性放在更重視的位置，才能有效解決項目地自身缺陷的難題。

B. 我國首個大型商業化光熱電站是否並網成功

2018年6月30日晚間，國內首個大型商業化槽式光熱電站——中廣核新能源德令哈50兆瓦光熱項目一次帶電並網成功，成功填補了我國大規模槽式光熱發電技術的空白，使我國正式成為世界上第8個擁有大規模光熱電站的國家。

太陽能光熱發電是清潔、環保能源，與光伏發電相比具有連續、穩定輸出的特點，可以彌補光伏發電的各項短板，是一項具備成為基礎負荷電源潛力的新興能源應用技術，潛力巨大。依託該項目，中廣核獲批建設了國家能源光熱研發中心。中廣核德令哈項目的建成以及國家能源光熱研發中心的建設，對國內槽式光熱發電系統的設計、產品技術和標准規范等方面起到了重要的示範作用，對我國太陽能光熱產業發展具有重要的推動作用。

為表彰該項目在推動中國光熱事業發展中做出的突出貢獻，2018第五屆中國國際光熱電站大會授予中廣核德令哈項目「示範項目推動獎」。

來源：央廣網

C. 「光熱發電」前景可期嗎

據《前瞻中國光熱發電行業市場前瞻與投資戰略規劃分析報告》的分析，「十版三五」期間我國光熱發權電產業的產值將會突破6000億元。而光熱發電產業鏈較長，屆時也將會帶動起新材料、高端製造等環節的發展。
不過，當前光熱發電產業面臨的最大問題是前期投入大、發電成本高。據悉，光熱發電初始投資在每千瓦3-4萬元，而光伏、風電每千瓦1萬元以內，燃煤電站每千瓦更低至4000-5000元。所以，前期投入過大一定程度上會影響到投資熱情。
前期投入大直接導致光熱發電產業發電成本高，未來還需等光熱產業技術提升、規模化生產後，發電成本才會有所下降。如此，光熱發電價格才更具競爭力。

D. 請問光伏發電和光熱發電有什麼不同現在說的光熱發電，是什麼意思

光伏與光熱之區別
太陽能無疑是目前地球上可以開發的最大可再生能源。根據對到達地球上的太陽輻射能量進行轉化形式的不同，太陽能的利用可以分為光熱和光伏兩大類別。
光伏發電是利用半導體界面的光生伏特效應而將光能直接轉變為電能的一種技術。這種技術的關鍵元件是太陽能電池。
而光熱利用按溫度可分為中低溫和高溫利用。中低溫主要包括太陽能熱水器、太陽能建築供暖製冷、太陽能海水淡化、太陽能乾燥等；高溫熱利用主要包括太陽能熱發電及太陽能熱化學等。
目前，太陽能熱發電技術主要包括4類，槽式、線性菲涅爾式、碟式及塔式。其中，槽式和塔式太陽能熱發電站目前均已實現了商業化運行，而碟式及線性菲涅爾式則分別處於樣機示範及系統示範階段。
光伏發電最大的優勢是應用場合沒有明顯限制，有陽光資源的地方都可安裝光伏系統。在輻照不好或者夜間，光伏系統通過對蓄電池進行充放電實現連續運行。
不過，規模化光伏電站若採用蓄電池儲能，其成本仍然較高，且蓄電池的使用壽命有待考驗。
而太陽能光熱利用中除了可以通過材料吸收太陽輻射光譜中不同波長的光能並將其轉化為熱能供直接使用外，還可以利用聚光器將低密度的太陽能匯聚，生成高密度的能量，加熱工作介質，產生蒸汽推動汽輪機發電。聚光器的聚焦方式有點聚焦、線聚焦等，對應產生了碟式、塔式、槽式及菲涅爾式等幾種主要的太陽能熱發電形式，
與常規火電站相比，太陽能熱發電系統的「熱—功—電」轉換環節所採用的熱力循環模式及設備基本是相同的。在輻照連續的條件下，太陽能熱發電站可以直接產生與火電站完全相同的滿足電網品質要求的交流電，保證電網的電壓和頻率穩定。
但太陽輻射能本身具有隨季節、白天時段不同而不連續變化的特點，受天氣條件影響較大。儲熱材料技術的發展，已為實現規模化穩定運行的太陽能熱發電站提供了可能。「在合適的選址區域，帶有一定容量儲熱系統的太陽能熱發電站，將不僅可產生滿足用戶需求的電能，還能根據電網中用電負荷的變化，起到調峰作用」。
另外從實際電站運行的角度來看，太陽能熱發電比太陽能光伏發電有對現有火電站及電網系統更好的兼容性。但是，相比光伏發電，對能夠體現太陽能熱發電經濟性所需要的太陽能輻射資源及規模化容量的要求也更高。

E. 中國從事太陽能光熱發電企業有哪些

目前沒有成功商業運行的項目，太陽能光熱發電企業從系統到各個環節均處於研製階段。不過國家已經在試點光熱發電項目，具體詳見下面的

2010年中國太陽能光熱發電發展分析
慧典市場研究報告網訊 「我現在手頭有20億元現金，賬戶里可動用資金200億元，希望能投資光熱發電項目。」2010年初，一家從事傳統能源開發的跨國企業告訴中國科學院電工研究所人士，該所是國內太陽能光熱發電研究的主導機構。

急於尋找類似投資渠道的巨量資金還有很多，面對傳統能源的日漸稀缺和央企不可撼動的壟斷地位，新能源自然成為最理想的出口之一。而最近一段時間以來，繼水電、風電、核電、光伏發電等投資熱潮之後，光熱發電漸漸升溫，進入投資者和戰略決策者的視野。

10月20日，位於內蒙古鄂爾多斯的50兆瓦槽式太陽能熱發電特許權示範項目(下稱50兆瓦熱電項目)正式招標，這是全國首個太陽能商業化光熱發電項目，預計最初年發電量為1.2億千瓦時。業界寄望於藉助該項目考量國內研發技術，探索符合國情的商業模式並帶動市場規模化發展。

2007年頒布的《可再生能源中長期發展規劃》指出，「十一五」期間，在甘肅敦煌和西藏拉薩建設大型並網型太陽能光伏電站示範項目，在內蒙古、甘肅、新疆等地建設太陽能熱發電示範項目。到2020年，全國太陽能光伏電站總容量達到2000兆瓦，太陽能熱發電總容量也將達到2000兆瓦。

但當下，光熱發電的進展遠遠落後於光伏。「相對於光伏電價，光熱電價依然很高，發改委和國家能源局對發展太陽能熱發電一直有所顧慮。」參與鄂爾多斯項目可行性研究的知情人士告訴記者，「畢竟可再生能源基金有限，決策層還是更傾向於選擇成本低廉的可再生能源先行發展。」

按照財政部今年4月制定的《可再生能源專項基金管理辦法(初稿)》安排，基金將主要用於補貼電網企業接受可再生能源電量產生的財務費用，其來源是可再生能源電價附加收入和財政部專項資金。以目前每度4厘錢的可再生能源附加額度計算，基金總量每年約120億元。

由於光熱發電沒有光伏、風電等新能源不穩定、不連續的缺陷，許多國家在未來能源規劃中將其定位為電力的基礎負荷。根據聚熱方式，光熱發電可分為槽式、塔式、碟式三種，槽式最具商業化可行性。

973(國家重點基礎研究計劃)太陽能熱發電項目首席科學家、中國電氣協會副理事長黃湘估算，到2020年，中國光熱發電市場規模可達22.5萬億至30萬億元，熱發電總量可佔全年總發電量的30%－40%。

但是，也有悲觀者。多家從事太陽能熱發電設備製造的企業在接受記者采訪時表示，熱電市場前景雖好，規模化難度卻很大，目前還只是「沙盤上的房子」。

七年延遲

鄂爾多斯50兆瓦熱電項目早在2003年就開始醞釀，原定於2010年一季度招標，但電價方案一直懸而未決，導致招標時間一再拖延。

在2006年召開的中德科技論壇上，該項目被正式確定為中德合作項目。2007年，獲發改委開展前期工作的同意復函。

隨後，德國太陽千年公司(下稱太陽千年)與內蒙古綠能新能源有限公司(下稱綠能)合資建立內蒙古施德普太陽能開發有限公司(下稱施德普)，專門從事該項目可行性研究報告和實施工作。其中，綠能占股75%，太陽千年占股25%。

綠能公司總經理薛際鋼告訴記者，項目開始之初，太陽千年打算自己融資運作項目，但依中國相關規定，外資投資電力的比例不能超過25%。於是，太陽千年找到綠能作為合作夥伴。

按照2008年10月的項目可行性研究報告測算，該項目總成本約為18億元，年均總發電量約為1.2億千瓦時，以25年營運期計算，若要實現8%的資本金內部收益率，稅後上網電價需達到2.26元/千瓦時。

「與國外的電價相比，我們還是低一些的。」薛際鋼解釋，即使比照當年發改委已批復的光伏電價，光熱發電仍具有很大競爭優勢。彼時，發改委對上海崇明島光伏項目和內蒙古鄂爾多斯聚光光伏項目的批復電價均在4元/千瓦時以上。

難以預料的是，正當施德普以2.26元/千瓦時的上網電價將項目上報給發改委時，金融危機發生，光伏組件價格驟降，國內首個光伏並網發電示範項目——敦煌10兆瓦太陽能項目最終中標價僅為1.09元/千瓦時。

這一突然的變化直接導致發改委否決了施德普的方案。此後，施德普將電價降至1.8元/千瓦時，仍因電價過高未獲許可。

「核准電價與火電上網價之間的差價，需要政府埋單。」鄂爾多斯項目科研工作負責人姜絲拉夫表示，內蒙古火電上網價是0.285元/千瓦時，二者差價接近每千瓦時2元。照此計算，國家每年需財政補貼約2億元，25年就是50億元。

接近國家能源局人士向記者表示，一個項目的補貼政府能夠承受，但一旦形成示範，各地紛紛效仿蜂擁而上，決策層擔心應付不過來。此外，光伏上網電價經特許權招標後一降再降，決策部門有意效仿。

2010年3月25日，國家能源局再次下發《關於建設內蒙古太陽能熱發電示範項目的復函》，決定改以特許權招標方式建設該項目，通過公開招標選擇投資者和確定上網電價，並要求電站設備和部件按價值折算的本地化率需達到60%以上。

可這一復函並沒有讓鄂爾多斯項目馬上啟動。「之前的價格都是按照設備、部件進口價格計算，中國由於沒有一個樣本可供借鑒，本地化能力還有待考察。」薛際鋼說。

就在綠能為實現本地化率要求進行前期考察的同時，光伏發電市場的競爭愈發激烈。8月，國家第二批大型光伏電站特許權項目開標，13個項目的上網電價均低於1元/千瓦時。遠超預期的普遍低價讓發改委和國家能源局倍感為難(詳見2010年第18期「光電低價搏殺」)。

受此牽連，國家能源局內部曾一度傳出消息，50兆瓦熱電項目特許權招標無限期推遲。

「在企業層面，光熱發電市場早就啟動，但若遲遲沒有一個商業化項目推出，企業在捕捉到政府的無作為後，很有可能掉轉航向，這個市場也就沒法培育了。」一位太陽能設備製造商對記者說。

9月，國家能源局召集意向投資商和相關設備提供商連續召開內部會議。一個半月後，50兆瓦熱電項目終於在籌備七年之後發出招標公告，招標項目總投資商，期限為三個月，至12月20日止。開標時間定在2011年1月20日，項目建設周期30個月。

發改委搖擺

七年來，上網電價一直影響著發改委的態度，它猶如懸在政策制定者頭頂上的一柄利劍，即使項目現已開標，這一擔憂仍未散去。

「對待這個項目，發改委和國家能源局一直很謹慎，很認真，很操心。」接近發改委人士對記者透露。

5月10日，在「十二五」戰略性新興產業發展重點咨詢研究項目之新能源產業課題組項目會議上，光熱發電作為重點被要求詳細陳述。

記者了解到，對於光熱發電，發改委的初衷是比照光伏發電做法，先核准一兩個項目啟動市場，而後通過特許權招標摸索出標桿上網電價，並藉此拉動產業朝規模化發展。這也是鄂爾多斯項目起初走核准程序申報的原因。

但光伏發電上網電價的驟降和可再生能源基金的捉襟見肘讓發改委左右為難。上述接近發改委人士表示，一方面，電價到底核准在什麼位置上才合理，發改委一直無法給出定論。國內沒有可資借鑒的示範性項目，產業鏈也不成熟完整，致使發改委既無參照標准也無法准確計算，「政府也不知道該定多少，自然就不敢批，批得是否合理他們心裡沒數。」

另一方面，光伏上網電價下降幅度頗大，支持光熱的補貼可以兩倍作用於光伏，「所以決定先發展光伏，等電價能降得比較多的時候，再上光熱。畢竟這些補貼最後都要攤到用戶身上，結果就是提電價，這也會給發改委帶來很多爭議」。

3月，發改委提出了特許權招標方式和60%的本地化率要求，希望藉此降低光熱電價。

有專家指出，光熱發電站建設成本直接影響熱電並網價格。如果每千瓦單位造價降至1萬元以下，上網電價就可降到1元/千瓦時以內，並逐漸接近現行每千瓦時0.51元至0.61元的風電標桿電價。

一度，發改委曾希望與歐盟開展合作。記者獲悉，8月，國家能源局新能源司副司長史立山等人，在參加完布魯塞爾能源會議後特地前往西班牙實地考察光熱發電項目。

在此前後，史多次與歐盟接觸，希望歐盟以贈款或貼息貸款的形式大力支持這個中德政府的合作項目，目的就是減少中方支付的成本費用，降低電價以便盡快啟動項目。

「歐盟沒有答應，不然可能還會走核准電價方式。」知情人士透露，直到此項目發出招標公告前半個月，發改委還在做最後努力，但始終沒有談成，「各種方式行不通之後就只能招標了」。

記者了解到，為遏制光熱電價過高，發改委還特意在招標書中加設了一道「特別條款」——此次投標電價不得高於國家已核準的光伏電價。目前，在已核準的光伏上網電價中，最高價為1.15元/千瓦時。

這一「特別條款」源於9月國家能源局組織召開的一次內部協調會。華電、中廣核、大唐、華能、國電等七八家意向投資商和五六家設備供應商均出席會議，會上，中廣核、大唐、國電均表示1.15元以下的電價可以做，其他未表態企業也沒有當場反映此價格過低。

薛際鋼告訴記者，據此前去各設備廠家詢價的結果看，1.5元/千瓦時左右的電價比較合適，但發改委仍然認為太高。「我畢竟是詢價，並沒有談到規模化生產後的成本問題，也許大企業去談1.15元的價格就沒有什麼問題。」

事實上，擔心電價過高之餘，發改委對可能產生的超低電價也心存忌憚。記者獲悉，為避免招標過程中出現惡性競爭，此次評標先審技術方案，待其合格後再審價格標，電價約占考量因素的七成左右。

沙盤上的房子

籌備七年終上馬，政府釋放出的這個積極信號讓投身其中者歡欣鼓舞。

863太陽能熱發電項目總體組組長、中科院電工所研究員王志峰表示，50兆瓦熱電項目不僅將引起光熱發電行業的覺醒，也將引發整個熱發電產業鏈的覺醒，包括電力企業、設備製造企業、銀行、投資商等，光熱發電有望成為下一個新能源投資的藍海。

不少聲音則認為「過於倉促」，新能源產業的發展過程一般從技術研發起步，經試驗示範成功後再步入商業化推廣階段。

目前，國內僅限於研發工作，試驗示範項目雖在建設但結果尚未可知，加之國家沒有出台有針對性的扶持政策，不足以支撐這個裝機容量不算小的商業化項目。

一位從事光熱研究利用的央企負責人在接受記者采訪時表示，「我們現在的自主研發有點不計成本，只是為了自主知識產權，成本卻沒降下來。商業化運行方面，規范、管理、維護等標准體系和盈利模式，以及財務、融資、建設、產業鏈體系、政策管理等一整套鏈條都沒有形成，還沒有做到商業化的可能性。」

不容忽視的事實是，熱電產業鏈上的核心技術，如系統集成，集熱管、聚光鏡等，仍掌握在國外企業手中，若不能解決將嚴重阻礙市場規模化發展，這也是發改委要求50兆瓦熱電項目本地化率的重要原因。

50兆瓦熱電項目的前期本地化調研結果並不樂觀。系統集成方面，目前只有中航空港和華電工程兩家企業在建設完整的發電試驗系統，由於還沒實際應用，並不能證明其完整性、成熟性、可靠性，這成為一個令人擔心的問題。

集熱管部分，雖有北京市太陽能研究所、皇明太陽能、深圳唯真太陽能等多家企業從事自主研發，但眼下只是樣品產出階段，沒有工程驗證，量產能力和品質如何不得而知。

聚光鏡部分，鏡面產品彎曲精度和反射率最主要依靠先進的設備做保證。據了解，浙江大明玻璃從國外引進的世界第三條生產線還在運輸過程中，年底若完成安裝，明年或可供貨。倘若不能按期供貨，目前國內沒有其他可提供滿足國外同等技術水平要求產品的生產商。

可國外企業至今都不希望將其技術轉移給中國，即使用市場份額交換也不樂意。中國光伏產業的迅速規模化，肇始於國外企業將光伏設備製造產業全部轉移至中國，光熱發電領域卻還沒有這樣的機會。

據悉，西班牙最大的太陽能企業阿本戈集團(Abengoa Solar)，進駐中國已有四五年，一直希望能在中國獨立運作項目，而不肯與中國本土企業進行技術合作。

前述央企負責人表示，光熱發電的核心技術由國外大企業壟斷，既沒有污染壓力，回報也豐厚，如集熱管的利潤可達200%－300%，國外企業沒有動力轉移。「我們曾和西門子、阿本戈等大企業談合作，承諾可以幫他們在中國拿項目，但要求有技術合作，但這些企業都不願意技術換項目。」

「不管誰中標，詳細設計國內做不了，光場安裝、維護國內也做不了。」一位不願具名的業內人士對記者說，「希望最後中標的投資人能和國外公司聯手做，這樣成功的幾率會更大。」

央企入場

「國家就想把電價控制在一定范圍內，但他們對熱發電不大了解，一系列問題他們認為都是小事，可以在具體項目上自己去解決。」參與鄂爾多斯項目全過程的黃湘對記者表示，他不認同發改委設置的1.15元/千瓦時電價上限。

黃湘認為，「對於第一個或者前若干個項目，不應在電價上提太多要求，不能只想著做一個價格特別低的，而要做一個好的，不能只看著價格來。」

而更為不利的是，耗時多年的鄂爾多斯項目在其開始階段便已面臨多重額外成本。據了解，在輾轉數年之後，這一項目的前期勘探考察、方案咨詢費用已高達3000萬元，這一費用需要中標人埋單。

此外，該項目選址鄂爾多斯杭錦旗巴拉貢鎮，佔地約需1.95平方公里，土地成本約4000萬元－5000萬元，「這是塊可以發展農田牧場的土地，價格較高，選擇地點不大合理。其實幾十塊錢一畝甚至白送的土地有很多，更適合熱電站建設。」

光熱發電只適合陽光年輻射量在2000千瓦時/平方米以上地區，且土地坡度不能超過3%，該項目年用水量約15萬方，與火電基本一致。但項目地水源不足，只能做空冷(空氣冷卻)，不僅導致電能轉換率可能下降1%，也抬高了投資成本，以上述電價來進行消化並不合理。

而價格上限的嚴苛要求可能導致的結果是，資金實力小、融資能力和抗風險能力弱的民營企業被拒之門外，實力雄厚又有節能減排壓力的央企再次集體登場。記者了解到，截至11月中旬，中廣核、大唐、國電、中節能和阿本戈已購買標書，央企佔八成。

「每個發電集團對新能源都非常看好。」一位五大電力巨頭負責人對記者直言，「為了增加可再生能源份額，大家都非常努力。」

目前，五大發電集團都有各自的太陽能光熱發電小型示範項目。有分析人士指出，這些企業可能通過今後擴大規模的方式，大幅度壓低投標電價，以求先拿下 50兆瓦熱電項目。原因不言自明，光熱發電規模越大，每千瓦時電價成本越低，拿下的項目可以作為未來更大容量電站的一部分，先以低電價中標，再將成本分攤到後續建設項目中。

也有媒體報道稱，各大電力集團已開始在光熱發電領域圈地。國內適宜發展光熱發電的土地資源有限，「誰先上項目，土地就給誰，大家自然蜂擁而上，並預留大量後續擴建土地。」

三年前，五大發電集團中只有華電跟隨中科院做示範性項目，而最近半年來，約300萬千瓦熱電項目已完成項目建議書，幾大電力巨頭更私下裡運作了部分未公開項目。國電集團吐魯番光熱發電項目人士曾表示，其項目僅為100千瓦，但圈地達幾千畝，目的正是為了將來大規模擴張。

光伏發電已經出現的央企超低價壟斷局面似乎又將要在光熱發電領域上演。結果是，如果熱電低電價持續，無法提高投資回報率，將無法吸引更多社會資本參與，也將會影響到有針對性的補貼政策出台。

「政府對太陽能熱電項目的認知度還不夠，對市場前景也不那麼了解。」前述熱電設備製造商表示，熱電項目要能夠長期穩定地完善下去，必須得到有針對性的政策支持，這樣銀行融資才會相應跟進。

決策層有矛盾之處，像超白玻璃是生產光熱發電所需聚光鏡的基本原料，但玻璃製造已被工信部劃為淘汰落後產能的重點領域，銀行「一刀切」地停止對玻璃製造業放貸，這也勢必影響到光熱發電所需的上游原料的生產。

2010年8月，美國能源基金會曾委託上海中科清潔能源技術發展中心，對中國光熱發電市場進行調研。調研結論是，中國對可再生能源的扶持力度呈現與重視程度的正相關，雖然扶持政策種類較齊全，但存在跟風上政策現象，不具備長期性和穩定性。

「今天這個能源熱，政策就一窩蜂地來；明天那個能源熱，這邊的政策就忽然不見了，全跑到那個領域。這會讓投資者看不到穩定的市場回報。」上述調研主管龔思源對記者說。

分析報告。

F. 光熱發電的商業前景

以上三種系統性能比較。有實現商業化的可能和前景。三種系統均可單獨使用太陽能運行，安裝成燃料混合（如與天然氣、生物質氣等）互補系統是其突出的優點。
就幾種形式的太陽熱發電系統相比較而言，槽式熱發電系統是最成熟，也是達到商業化發展的技術，應該指出，槽式、塔式和盤式太陽能光熱發電技術同樣受到世界各國的重視，並正在積極開展工作。
2009年底全球投運的光熱電站裝機容量為668.15MW，截至2010年，全球已投入運行的光熱裝機容量達988.65MW，其中，槽式佔94.57%，塔式次之，佔4.37%。從目前已投運光熱電站國家分布來看，美國佔了48.95%，其次是西班牙，佔47.49%。
預計到2015年，全球將光熱發電累計裝機24.5GW，五年復合增速90%;到2020年光熱發電在全球能源供應份額中將佔1-1.2%，到2030年佔3-3.6%，到2050年佔8.5-11.80%，即到2050年光熱發電裝機容量將達到830GW，每年新增41GW。
從國內光熱發電來看：近年來，光熱發電在中國太陽能發電政策規劃中的地位開始顯著提升。伴隨光熱發電在中國能源結構中的戰略地位的提升，光熱發電行業有望獲得更多政策傾斜，隨之而來的是光熱發電產業化進程加快。預計到2015年，我國的太陽能熱發電裝機容量將達3GW左右，市場總量達450億元人民幣。

G. 太陽能光熱發電的產業鏈

1/硅冶煉 2/硅提純 3/硅棒切片 4/製作出多晶硅 5/製作出單晶硅
6/製作PN節 7/給矽片印刷線路版 8/製作成電磁片權 9/焊接柵線 10/層壓出組件 11/安裝接線盒 12/最終製作成發電系統（電站或BIPV）
以上是晶硅類的
非晶硅薄膜類的 1/製作導電玻璃 2/在導電玻璃上沉積非晶硅 3/在沉積一層微晶硅 4/背極導電膜 5/背板玻璃 OK
設備：晶硅類 ：1 冶煉： 冶煉爐 ，擴散爐 ，提純設備 ，激光切片機 ，
線路印刷機 等等 以及相應的檢測設備。
2 組件生產 層壓機（或高壓釜），組框機，打膠機，鋪設台，觀察台，篩選機，劃片機等等 以及相應的檢測設備。

H. 溫帶大陸性氣候適合建光熱發電嗎可以的話。就可以用城市余電生產液態空氣再用來給光熱發電提高效率。

光熱電站廠址的選擇充分考慮太陽能輻射資源的同時，必須充分考慮土地資源的成本、水資源的充分度、輔助燃料資源的配合、電網條件和交通條件的便利性。
太陽能輻射值最低要求不能低於 1900kWh/m²·y（太陽能輻射值越高越好）,否則該地區不合格。 電站的選址要求，槽式太陽能熱發電要考慮地形的平整程度，1.5×1.5 公里范圍內，通常整體坡度一般小於 0.1%；周圍地形、特殊建築物，無遮擋太陽光的問題。槽式太陽能熱發電用地量約計 37.5～60畝/MW，目前 50 兆瓦無儲熱的槽式熱發電用地量 1874 畝左右，50兆瓦儲熱 7～8 小時的槽式熱發電用地量 2437.5 畝左右。
環境條件的重要性，應當充分考慮地形條件對霧氣、煙霧等擴散、吹散的有利因素；選擇廠址，最好遠離有污染物排放的生產企業所在地，或選在向大氣有害物質、顆粒物的企業的最小頻率風向的上風側。
水資源的必要條件，槽式太陽能熱發電電站前端依靠太陽能提供熱量，後端需要汽輪機組進行發電，汽輪機發電部份的冷卻塔會產生相當數量的水蒸汽，消耗大量水；還有一部分是用於清洗槽式聚光鏡面要消耗一定量的水；槽式太陽能熱發電電站用水量約計 4m³/MWh，目前 50 兆瓦的光熱發電系統年用水量在 15 萬 m³左右。
備用輔助燃料天然氣的選擇，作為導熱油防凝裝置和啟動鍋爐房燃用燃料（天然氣），燃料燃燒產生的熱能主要用於：加熱導熱油（HTF），防止停止運行期間導熱油低溫凝結，用於生產廠區冬季採暖用蒸汽以及用於生產機組啟動時的給水除氧和軸封用汽。充分考慮項目地址的天然氣接入和運輸方式的條件，作為選址的考慮因素之一。
電網接入是以靠近電網的區域作為選擇電站選址的考慮因素之一。
交通條件的必要考慮，由於電站的選擇一般都在偏遠地區，要充分考慮大件設備運輸的條件和運輸方式。

I. 光熱發電現在還有人搞么

光熱發電還在搞來。
我前一段還參自加了一個「塔式」光熱電站的審查。已經發電了。在青海。
後面還有幾個光熱電站已經開工。
在「常規島」部分的汽輪發電機都簡單，鏡場也不算太難，復雜的是熔鹽儲能系統。
要說瓶頸，是有的。
例如普通太陽能光伏發電，單位千瓦投資成本是常規火力發電機組的一倍左右（達到約一萬元/KW），但年有效發電時間僅僅2000小時不到，而常規火電可以發電6000甚至8000小時，所以光伏發電是有局限性。
而核電，必須建設在沿海有巨量冷卻水源的地方，而且建設周期太長。以前是10年才能建成，現在也總得7-8年。況且泄漏的風險是免不了的。更重要的是中國的核原料有限，現在就比較依賴從哈薩克、澳大利亞等過進口核原料，如果建的核電站太多，那全世界的核原料價格就會「供不應求」而導致價格漲瘋了，成本就太高。
這些都是你說的發展瓶頸問題。

J. 光熱發電與光伏發電的應用前景

要把這個話題說清楚，幾句話說不完（話有點長）。
當人們提到太陽能熱利用時，總是首先想到「生產熱水」這一簡單的功能，然而技術的發展早已突破了人們的想像。
實際上，太陽能熱利用主要分為低溫熱利用、中溫熱利用和高溫熱利用。太陽能熱水器只是低溫的太陽能利用，是太陽能熱利用的很小部分。
「在中國，工業用能約佔70%的能耗，因此工業中高溫用熱已經成為目前高能耗的主要來源。在太陽能的中高溫應用領域方面，如太陽能熱發電、取暖、製冷、海水淡化、啤酒發酵等，我國目前基本上還是一片空白。」。

光伏與光熱之區別
太陽能無疑是目前地球上可以開發的最大可再生能源。根據對到達地球上的太陽輻射能量進行轉化形式的不同，太陽能的利用可以分為光熱和光伏兩大類別。
光伏發電是利用半導體界面的光生伏特效應而將光能直接轉變為電能的一種技術。這種技術的關鍵元件是太陽能電池。
而光熱利用按溫度可分為中低溫和高溫利用。中低溫主要包括太陽能熱水器、太陽能建築供暖製冷、太陽能海水淡化、太陽能乾燥等；高溫熱利用主要包括太陽能熱發電及太陽能熱化學等。
目前，太陽能熱發電技術主要包括4類，槽式、線性菲涅爾式、碟式及塔式。其中，槽式和塔式太陽能熱發電站目前均已實現了商業化運行，而碟式及線性菲涅爾式則分別處於樣機示範及系統示範階段。
光伏發電最大的優勢是應用場合沒有明顯限制，有陽光資源的地方都可安裝光伏系統。在輻照不好或者夜間，光伏系統通過對蓄電池進行充放電實現連續運行。
不過，規模化光伏電站若採用蓄電池儲能，其成本仍然較高，且蓄電池的使用壽命有待考驗。
而太陽能光熱利用中除了可以通過材料吸收太陽輻射光譜中不同波長的光能並將其轉化為熱能供直接使用外，還可以利用聚光器將低密度的太陽能匯聚，生成高密度的能量，加熱工作介質，產生蒸汽推動汽輪機發電。聚光器的聚焦方式有點聚焦、線聚焦等，對應產生了碟式、塔式、槽式及菲涅爾式等幾種主要的太陽能熱發電形式，
與常規火電站相比，太陽能熱發電系統的「熱—功—電」轉換環節所採用的熱力循環模式及設備基本是相同的。在輻照連續的條件下，太陽能熱發電站可以直接產生與火電站完全相同的滿足電網品質要求的交流電，保證電網的電壓和頻率穩定。
但太陽輻射能本身具有隨季節、白天時段不同而不連續變化的特點，受天氣條件影響較大。儲熱材料技術的發展，已為實現規模化穩定運行的太陽能熱發電站提供了可能。「在合適的選址區域，帶有一定容量儲熱系統的太陽能熱發電站，將不僅可產生滿足用戶需求的電能，還能根據電網中用電負荷的變化，起到調峰作用」。
另外從實際電站運行的角度來看，太陽能熱發電比太陽能光伏發電有對現有火電站及電網系統更好的兼容性。但是，相比光伏發電，對能夠體現太陽能熱發電經濟性所需要的太陽能輻射資源及規模化容量的要求也更高。
當然，「建立具有經濟性的規模化太陽能熱發電站，同時需要大片的土地及豐富的太陽能直射資源。」不過，中國的沙化土地面積達169萬平方公里，其中有水力和電網資源的沙地約有30萬平方公里，有充分的土地資源條件發展太陽能熱發電。而且根據全國700多個氣象站長期觀察積累的資料表明，中國各地的太陽能輻射年總量大致在831-2333kwh/m2之間，其平均值約為1628kwh/m2。尤其在西藏西部、新疆東南部、青海西部及甘肅西部等地區，年輻射總量可達1855-2333kwh/m2，滿足建造具有經濟性的規模化太陽能熱發電站所對應的輻射資源要求。
「太陽能熱發電相比其他幾種可再生能源及燃煤、天然氣發電，單位容量電站在其生命周期內所排放的溫室氣體CO2量也是最低的」。