中国光热发电产业跨入历史性节点

A. 我想找一家国内拥有技术先进的光热发电的公司，跪求。

光热发电技术在国内都算是比较先进的技术，关键是要看贵司的项目地回在哪个地区，不是答所有的先进技术就是合适技术，从三种技术来看，大家都觉得槽式技术算是比较早的技术，但并是不先进了，槽式的先进技术主要体现在导热温度的提高，集热器技术开口聚光倍数的提高，电站规模的合理提高，以及和现有燃煤、燃气电站结合的方案耦合匹配都算是先进技术领域的研究。第二就是大家都按照火电站思维高参数高效率的塔式技术路线，目前国际上发展趋势进3年比较迅速，但是也多少出现了一些事故，针对塔式技术必须要看贵司的项目地，风沙大空气清洁度不高的话，选焦距带来的光能损失不好评估，技术风险大小要做深入研究和评估，适合项目地很重要。第三就是大家都说的碟式技术，从国外来看说的多做的就更少的技术之一，主要就是没有储热的利用价值和光伏技术类似，基于没有储能只能靠和光伏直接竞争的话，一次性投资、电网等问题就是不太被看好的因素，但不排除和其他技术耦合能够做出自己的天地。先进都是比较先进的，最好把适应性放在更重视的位置，才能有效解决项目地自身缺陷的难题。

B. 我国首个大型商业化光热电站是否并网成功

2018年6月30日晚间，国内首个大型商业化槽式光热电站——中广核新能源德令哈50兆瓦光热项目一次带电并网成功，成功填补了我国大规模槽式光热发电技术的空白，使我国正式成为世界上第8个拥有大规模光热电站的国家。

太阳能光热发电是清洁、环保能源，与光伏发电相比具有连续、稳定输出的特点，可以弥补光伏发电的各项短板，是一项具备成为基础负荷电源潜力的新兴能源应用技术，潜力巨大。依托该项目，中广核获批建设了国家能源光热研发中心。中广核德令哈项目的建成以及国家能源光热研发中心的建设，对国内槽式光热发电系统的设计、产品技术和标准规范等方面起到了重要的示范作用，对我国太阳能光热产业发展具有重要的推动作用。

为表彰该项目在推动中国光热事业发展中做出的突出贡献，2018第五届中国国际光热电站大会授予中广核德令哈项目“示范项目推动奖”。

来源：央广网

C. “光热发电”前景可期吗

据《前瞻中国光热发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》的分析，“十版三五”期间我国光热发权电产业的产值将会突破6000亿元。而光热发电产业链较长，届时也将会带动起新材料、高端制造等环节的发展。
不过，当前光热发电产业面临的最大问题是前期投入大、发电成本高。据悉，光热发电初始投资在每千瓦3-4万元，而光伏、风电每千瓦1万元以内，燃煤电站每千瓦更低至4000-5000元。所以，前期投入过大一定程度上会影响到投资热情。
前期投入大直接导致光热发电产业发电成本高，未来还需等光热产业技术提升、规模化生产后，发电成本才会有所下降。如此，光热发电价格才更具竞争力。

D. 请问光伏发电和光热发电有什么不同现在说的光热发电，是什么意思

光伏与光热之区别
太阳能无疑是目前地球上可以开发的最大可再生能源。根据对到达地球上的太阳辐射能量进行转化形式的不同，太阳能的利用可以分为光热和光伏两大类别。
光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。
而光热利用按温度可分为中低温和高温利用。中低温主要包括太阳能热水器、太阳能建筑供暖制冷、太阳能海水淡化、太阳能干燥等；高温热利用主要包括太阳能热发电及太阳能热化学等。
目前，太阳能热发电技术主要包括4类，槽式、线性菲涅尔式、碟式及塔式。其中，槽式和塔式太阳能热发电站目前均已实现了商业化运行，而碟式及线性菲涅尔式则分别处于样机示范及系统示范阶段。
光伏发电最大的优势是应用场合没有明显限制，有阳光资源的地方都可安装光伏系统。在辐照不好或者夜间，光伏系统通过对蓄电池进行充放电实现连续运行。
不过，规模化光伏电站若采用蓄电池储能，其成本仍然较高，且蓄电池的使用寿命有待考验。
而太阳能光热利用中除了可以通过材料吸收太阳辐射光谱中不同波长的光能并将其转化为热能供直接使用外，还可以利用聚光器将低密度的太阳能汇聚，生成高密度的能量，加热工作介质，产生蒸汽推动汽轮机发电。聚光器的聚焦方式有点聚焦、线聚焦等，对应产生了碟式、塔式、槽式及菲涅尔式等几种主要的太阳能热发电形式，
与常规火电站相比，太阳能热发电系统的“热—功—电”转换环节所采用的热力循环模式及设备基本是相同的。在辐照连续的条件下，太阳能热发电站可以直接产生与火电站完全相同的满足电网品质要求的交流电，保证电网的电压和频率稳定。
但太阳辐射能本身具有随季节、白天时段不同而不连续变化的特点，受天气条件影响较大。储热材料技术的发展，已为实现规模化稳定运行的太阳能热发电站提供了可能。“在合适的选址区域，带有一定容量储热系统的太阳能热发电站，将不仅可产生满足用户需求的电能，还能根据电网中用电负荷的变化，起到调峰作用”。
另外从实际电站运行的角度来看，太阳能热发电比太阳能光伏发电有对现有火电站及电网系统更好的兼容性。但是，相比光伏发电，对能够体现太阳能热发电经济性所需要的太阳能辐射资源及规模化容量的要求也更高。

E. 中国从事太阳能光热发电企业有哪些

目前没有成功商业运行的项目，太阳能光热发电企业从系统到各个环节均处于研制阶段。不过国家已经在试点光热发电项目，具体详见下面的

2010年中国太阳能光热发电发展分析
慧典市场研究报告网讯 “我现在手头有20亿元现金，账户里可动用资金200亿元，希望能投资光热发电项目。”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国企业告诉中国科学院电工研究所人士，该所是国内太阳能光热发电研究的主导机构。

急于寻找类似投资渠道的巨量资金还有很多，面对传统能源的日渐稀缺和央企不可撼动的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。而最近一段时间以来，继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。

10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)正式招标，这是全国首个太阳能商业化光热发电项目，预计最初年发电量为1.2亿千瓦时。业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。

2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。

但当下，光热发电的进展远远落后于光伏。“相对于光伏电价，光热电价依然很高，发改委和国家能源局对发展太阳能热发电一直有所顾虑。”参与鄂尔多斯项目可行性研究的知情人士告诉记者，“毕竟可再生能源基金有限，决策层还是更倾向于选择成本低廉的可再生能源先行发展。”

按照财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(初稿)》安排，基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电量产生的财务费用，其来源是可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。以目前每度4厘钱的可再生能源附加额度计算，基金总量每年约120亿元。

由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。根据聚热方式，光热发电可分为槽式、塔式、碟式三种，槽式最具商业化可行性。

973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22.5万亿至30万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30%－40%。

但是，也有悲观者。多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场前景虽好，规模化难度却很大，目前还只是“沙盘上的房子”。

七年延迟

鄂尔多斯50兆瓦热电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010年一季度招标，但电价方案一直悬而未决，导致招标时间一再拖延。

在2006年召开的中德科技论坛上，该项目被正式确定为中德合作项目。2007年，获发改委开展前期工作的同意复函。

随后，德国太阳千年公司(下称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)合资建立内蒙古施德普太阳能开发有限公司(下称施德普)，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。其中，绿能占股75%，太阳千年占股25%。

绿能公司总经理薛际钢告诉记者，项目开始之初，太阳千年打算自己融资运作项目，但依中国相关规定，外资投资电力的比例不能超过25%。于是，太阳千年找到绿能作为合作伙伴。

按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。

“与国外的电价相比，我们还是低一些的。”薛际钢解释，即使比照当年发改委已批复的光伏电价，光热发电仍具有很大竞争优势。彼时，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。

难以预料的是，正当施德普以2.26元/千瓦时的上网电价将项目上报给发改委时，金融危机发生，光伏组件价格骤降，国内首个光伏并网发电示范项目——敦煌10兆瓦太阳能项目最终中标价仅为1.09元/千瓦时。

这一突然的变化直接导致发改委否决了施德普的方案。此后，施德普将电价降至1.8元/千瓦时，仍因电价过高未获许可。

“核准电价与火电上网价之间的差价，需要政府埋单。”鄂尔多斯项目科研工作负责人姜丝拉夫表示，内蒙古火电上网价是0.285元/千瓦时，二者差价接近每千瓦时2元。照此计算，国家每年需财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。

接近国家能源局人士向记者表示，一个项目的补贴政府能够承受，但一旦形成示范，各地纷纷效仿蜂拥而上，决策层担心应付不过来。此外，光伏上网电价经特许权招标后一降再降，决策部门有意效仿。

2010年3月25日，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。

可这一复函并没有让鄂尔多斯项目马上启动。“之前的价格都是按照设备、部件进口价格计算，中国由于没有一个样本可供借鉴，本地化能力还有待考察。”薛际钢说。

就在绿能为实现本地化率要求进行前期考察的同时，光伏发电市场的竞争愈发激烈。8月，国家第二批大型光伏电站特许权项目开标，13个项目的上网电价均低于1元/千瓦时。远超预期的普遍低价让发改委和国家能源局倍感为难(详见2010年第18期“光电低价搏杀”)。

受此牵连，国家能源局内部曾一度传出消息，50兆瓦热电项目特许权招标无限期推迟。

“在企业层面，光热发电市场早就启动，但若迟迟没有一个商业化项目推出，企业在捕捉到政府的无作为后，很有可能掉转航向，这个市场也就没法培育了。”一位太阳能设备制造商对记者说。

9月，国家能源局召集意向投资商和相关设备提供商连续召开内部会议。一个半月后，50兆瓦热电项目终于在筹备七年之后发出招标公告，招标项目总投资商，期限为三个月，至12月20日止。开标时间定在2011年1月20日，项目建设周期30个月。

发改委摇摆

七年来，上网电价一直影响着发改委的态度，它犹如悬在政策制定者头顶上的一柄利剑，即使项目现已开标，这一担忧仍未散去。

“对待这个项目，发改委和国家能源局一直很谨慎，很认真，很操心。”接近发改委人士对记者透露。

5月10日，在“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目之新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求详细陈述。

记者了解到，对于光热发电，发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。

但光伏发电上网电价的骤降和可再生能源基金的捉襟见肘让发改委左右为难。上述接近发改委人士表示，一方面，电价到底核准在什么位置上才合理，发改委一直无法给出定论。国内没有可资借鉴的示范性项目，产业链也不成熟完整，致使发改委既无参照标准也无法准确计算，“政府也不知道该定多少，自然就不敢批，批得是否合理他们心里没数。”

另一方面，光伏上网电价下降幅度颇大，支持光热的补贴可以两倍作用于光伏，“所以决定先发展光伏，等电价能降得比较多的时候，再上光热。毕竟这些补贴最后都要摊到用户身上，结果就是提电价，这也会给发改委带来很多争议”。

3月，发改委提出了特许权招标方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光热电价。

有专家指出，光热发电站建设成本直接影响热电并网价格。如果每千瓦单位造价降至1万元以下，上网电价就可降到1元/千瓦时以内，并逐渐接近现行每千瓦时0.51元至0.61元的风电标杆电价。

一度，发改委曾希望与欧盟开展合作。记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长史立山等人，在参加完布鲁塞尔能源会议后特地前往西班牙实地考察光热发电项目。

在此前后，史多次与欧盟接触，希望欧盟以赠款或贴息贷款的形式大力支持这个中德政府的合作项目，目的就是减少中方支付的成本费用，降低电价以便尽快启动项目。

“欧盟没有答应，不然可能还会走核准电价方式。”知情人士透露，直到此项目发出招标公告前半个月，发改委还在做最后努力，但始终没有谈成，“各种方式行不通之后就只能招标了”。

记者了解到，为遏制光热电价过高，发改委还特意在招标书中加设了一道“特别条款”——此次投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。目前，在已核准的光伏上网电价中，最高价为1.15元/千瓦时。

这一“特别条款”源于9月国家能源局组织召开的一次内部协调会。华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家意向投资商和五六家设备供应商均出席会议，会上，中广核、大唐、国电均表示1.15元以下的电价可以做，其他未表态企业也没有当场反映此价格过低。

薛际钢告诉记者，据此前去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但发改委仍然认为太高。“我毕竟是询价，并没有谈到规模化生产后的成本问题，也许大企业去谈1.15元的价格就没有什么问题。”

事实上，担心电价过高之余，发改委对可能产生的超低电价也心存忌惮。记者获悉，为避免招标过程中出现恶性竞争，此次评标先审技术方案，待其合格后再审价格标，电价约占考量因素的七成左右。

沙盘上的房子

筹备七年终上马，政府释放出的这个积极信号让投身其中者欢欣鼓舞。

863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等，光热发电有望成为下一个新能源投资的蓝海。

不少声音则认为“过于仓促”，新能源产业的发展过程一般从技术研发起步，经试验示范成功后再步入商业化推广阶段。

目前，国内仅限于研发工作，试验示范项目虽在建设但结果尚未可知，加之国家没有出台有针对性的扶持政策，不足以支撑这个装机容量不算小的商业化项目。

一位从事光热研究利用的央企负责人在接受记者采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，成本却没降下来。商业化运行方面，规范、管理、维护等标准体系和盈利模式，以及财务、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条都没有形成，还没有做到商业化的可能性。”

不容忽视的事实是，热电产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍市场规模化发展，这也是发改委要求50兆瓦热电项目本地化率的重要原因。

50兆瓦热电项目的前期本地化调研结果并不乐观。系统集成方面，目前只有中航空港和华电工程两家企业在建设完整的发电试验系统，由于还没实际应用，并不能证明其完整性、成熟性、可靠性，这成为一个令人担心的问题。

集热管部分，虽有北京市太阳能研究所、皇明太阳能、深圳唯真太阳能等多家企业从事自主研发，但眼下只是样品产出阶段，没有工程验证，量产能力和品质如何不得而知。

聚光镜部分，镜面产品弯曲精度和反射率最主要依靠先进的设备做保证。据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中，年底若完成安装，明年或可供货。倘若不能按期供货，目前国内没有其他可提供满足国外同等技术水平要求产品的生产商。

可国外企业至今都不希望将其技术转移给中国，即使用市场份额交换也不乐意。中国光伏产业的迅速规模化，肇始于国外企业将光伏设备制造产业全部转移至中国，光热发电领域却还没有这样的机会。

据悉，西班牙最大的太阳能企业阿本戈集团(Abengoa Solar)，进驻中国已有四五年，一直希望能在中国独立运作项目，而不肯与中国本土企业进行技术合作。

前述央企负责人表示，光热发电的核心技术由国外大企业垄断，既没有污染压力，回报也丰厚，如集热管的利润可达200%－300%，国外企业没有动力转移。“我们曾和西门子、阿本戈等大企业谈合作，承诺可以帮他们在中国拿项目，但要求有技术合作，但这些企业都不愿意技术换项目。”

“不管谁中标，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了。”一位不愿具名的业内人士对记者说，“希望最后中标的投资人能和国外公司联手做，这样成功的几率会更大。”

央企入场

“国家就想把电价控制在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。”参与鄂尔多斯项目全过程的黄湘对记者表示，他不认同发改委设置的1.15元/千瓦时电价上限。

黄湘认为，“对于第一个或者前若干个项目，不应在电价上提太多要求，不能只想着做一个价格特别低的，而要做一个好的，不能只看着价格来。”

而更为不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目在其开始阶段便已面临多重额外成本。据了解，在辗转数年之后，这一项目的前期勘探考察、方案咨询费用已高达3000万元，这一费用需要中标人埋单。

此外，该项目选址鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地约需1.95平方公里，土地成本约4000万元－5000万元，“这是块可以发展农田牧场的土地，价格较高，选择地点不大合理。其实几十块钱一亩甚至白送的土地有很多，更适合热电站建设。”

光热发电只适合阳光年辐射量在2000千瓦时/平方米以上地区，且土地坡度不能超过3%，该项目年用水量约15万方，与火电基本一致。但项目地水源不足，只能做空冷(空气冷却)，不仅导致电能转换率可能下降1%，也抬高了投资成本，以上述电价来进行消化并不合理。

而价格上限的严苛要求可能导致的结果是，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力雄厚又有节能减排压力的央企再次集体登场。记者了解到，截至11月中旬，中广核、大唐、国电、中节能和阿本戈已购买标书，央企占八成。

“每个发电集团对新能源都非常看好。”一位五大电力巨头负责人对记者直言，“为了增加可再生能源份额，大家都非常努力。”

目前，五大发电集团都有各自的太阳能光热发电小型示范项目。有分析人士指出，这些企业可能通过今后扩大规模的方式，大幅度压低投标电价，以求先拿下 50兆瓦热电项目。原因不言自明，光热发电规模越大，每千瓦时电价成本越低，拿下的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。

也有媒体报道称，各大电力集团已开始在光热发电领域圈地。国内适宜发展光热发电的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。”

三年前，五大发电集团中只有华电跟随中科院做示范性项目，而最近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾表示，其项目仅为100千瓦，但圈地达几千亩，目的正是为了将来大规模扩张。

光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。结果是，如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引更多社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。

“政府对太阳能热电项目的认知度还不够，对市场前景也不那么了解。”前述热电设备制造商表示，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。

决策层有矛盾之处，像超白玻璃是生产光热发电所需聚光镜的基本原料，但玻璃制造已被工信部划为淘汰落后产能的重点领域，银行“一刀切”地停止对玻璃制造业放贷，这也势必影响到光热发电所需的上游原料的生产。

2010年8月，美国能源基金会曾委托上海中科清洁能源技术发展中心，对中国光热发电市场进行调研。调研结论是，中国对可再生能源的扶持力度呈现与重视程度的正相关，虽然扶持政策种类较齐全，但存在跟风上政策现象，不具备长期性和稳定性。

“今天这个能源热，政策就一窝蜂地来；明天那个能源热，这边的政策就忽然不见了，全跑到那个领域。这会让投资者看不到稳定的市场回报。”上述调研主管龚思源对记者说。

分析报告。

F. 光热发电的商业前景

以上三种系统性能比较。有实现商业化的可能和前景。三种系统均可单独使用太阳能运行，安装成燃料混合（如与天然气、生物质气等）互补系统是其突出的优点。
就几种形式的太阳热发电系统相比较而言，槽式热发电系统是最成熟，也是达到商业化发展的技术，应该指出，槽式、塔式和盘式太阳能光热发电技术同样受到世界各国的重视，并正在积极开展工作。
2009年底全球投运的光热电站装机容量为668.15MW，截至2010年，全球已投入运行的光热装机容量达988.65MW，其中，槽式占94.57%，塔式次之，占4.37%。从目前已投运光热电站国家分布来看，美国占了48.95%，其次是西班牙，占47.49%。
预计到2015年，全球将光热发电累计装机24.5GW，五年复合增速90%;到2020年光热发电在全球能源供应份额中将占1-1.2%，到2030年占3-3.6%，到2050年占8.5-11.80%，即到2050年光热发电装机容量将达到830GW，每年新增41GW。
从国内光热发电来看：近年来，光热发电在中国太阳能发电政策规划中的地位开始显著提升。伴随光热发电在中国能源结构中的战略地位的提升，光热发电行业有望获得更多政策倾斜，随之而来的是光热发电产业化进程加快。预计到2015年，我国的太阳能热发电装机容量将达3GW左右，市场总量达450亿元人民币。

G. 太阳能光热发电的产业链

1/硅冶炼 2/硅提纯 3/硅棒切片 4/制作出多晶硅 5/制作出单晶硅
6/制作PN节 7/给硅片印刷线路版 8/制作成电磁片权 9/焊接栅线 10/层压出组件 11/安装接线盒 12/最终制作成发电系统（电站或BIPV）
以上是晶硅类的
非晶硅薄膜类的 1/制作导电玻璃 2/在导电玻璃上沉积非晶硅 3/在沉积一层微晶硅 4/背极导电膜 5/背板玻璃 OK
设备：晶硅类 ：1 冶炼： 冶炼炉 ，扩散炉 ，提纯设备 ，激光切片机 ，
线路印刷机 等等 以及相应的检测设备。
2 组件生产 层压机（或高压釜），组框机，打胶机，铺设台，观察台，筛选机，划片机等等 以及相应的检测设备。

H. 温带大陆性气候适合建光热发电吗可以的话。就可以用城市余电生产液态空气再用来给光热发电提高效率。

光热电站厂址的选择充分考虑太阳能辐射资源的同时，必须充分考虑土地资源的成本、水资源的充分度、辅助燃料资源的配合、电网条件和交通条件的便利性。
太阳能辐射值最低要求不能低于 1900kWh/m²·y（太阳能辐射值越高越好）,否则该地区不合格。 电站的选址要求，槽式太阳能热发电要考虑地形的平整程度，1.5×1.5 公里范围内，通常整体坡度一般小于 0.1%；周围地形、特殊建筑物，无遮挡太阳光的问题。槽式太阳能热发电用地量约计 37.5～60亩/MW，目前 50 兆瓦无储热的槽式热发电用地量 1874 亩左右，50兆瓦储热 7～8 小时的槽式热发电用地量 2437.5 亩左右。
环境条件的重要性，应当充分考虑地形条件对雾气、烟雾等扩散、吹散的有利因素；选择厂址，最好远离有污染物排放的生产企业所在地，或选在向大气有害物质、颗粒物的企业的最小频率风向的上风侧。
水资源的必要条件，槽式太阳能热发电电站前端依靠太阳能提供热量，后端需要汽轮机组进行发电，汽轮机发电部份的冷却塔会产生相当数量的水蒸汽，消耗大量水；还有一部分是用于清洗槽式聚光镜面要消耗一定量的水；槽式太阳能热发电电站用水量约计 4m³/MWh，目前 50 兆瓦的光热发电系统年用水量在 15 万 m³左右。
备用辅助燃料天然气的选择，作为导热油防凝装置和启动锅炉房燃用燃料（天然气），燃料燃烧产生的热能主要用于：加热导热油（HTF），防止停止运行期间导热油低温凝结，用于生产厂区冬季采暖用蒸汽以及用于生产机组启动时的给水除氧和轴封用汽。充分考虑项目地址的天然气接入和运输方式的条件，作为选址的考虑因素之一。
电网接入是以靠近电网的区域作为选择电站选址的考虑因素之一。
交通条件的必要考虑，由于电站的选择一般都在偏远地区，要充分考虑大件设备运输的条件和运输方式。

I. 光热发电现在还有人搞么

光热发电还在搞来。
我前一段还参自加了一个“塔式”光热电站的审查。已经发电了。在青海。
后面还有几个光热电站已经开工。
在“常规岛”部分的汽轮发电机都简单，镜场也不算太难，复杂的是熔盐储能系统。
要说瓶颈，是有的。
例如普通太阳能光伏发电，单位千瓦投资成本是常规火力发电机组的一倍左右（达到约一万元/KW），但年有效发电时间仅仅2000小时不到，而常规火电可以发电6000甚至8000小时，所以光伏发电是有局限性。
而核电，必须建设在沿海有巨量冷却水源的地方，而且建设周期太长。以前是10年才能建成，现在也总得7-8年。况且泄漏的风险是免不了的。更重要的是中国的核原料有限，现在就比较依赖从哈萨克、澳大利亚等过进口核原料，如果建的核电站太多，那全世界的核原料价格就会“供不应求”而导致价格涨疯了，成本就太高。
这些都是你说的发展瓶颈问题。

J. 光热发电与光伏发电的应用前景

要把这个话题说清楚，几句话说不完（话有点长）。
当人们提到太阳能热利用时，总是首先想到“生产热水”这一简单的功能，然而技术的发展早已突破了人们的想象。
实际上，太阳能热利用主要分为低温热利用、中温热利用和高温热利用。太阳能热水器只是低温的太阳能利用，是太阳能热利用的很小部分。
“在中国，工业用能约占70%的能耗，因此工业中高温用热已经成为目前高能耗的主要来源。在太阳能的中高温应用领域方面，如太阳能热发电、取暖、制冷、海水淡化、啤酒发酵等，我国目前基本上还是一片空白。”。

光伏与光热之区别
太阳能无疑是目前地球上可以开发的最大可再生能源。根据对到达地球上的太阳辐射能量进行转化形式的不同，太阳能的利用可以分为光热和光伏两大类别。
光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。
而光热利用按温度可分为中低温和高温利用。中低温主要包括太阳能热水器、太阳能建筑供暖制冷、太阳能海水淡化、太阳能干燥等；高温热利用主要包括太阳能热发电及太阳能热化学等。
目前，太阳能热发电技术主要包括4类，槽式、线性菲涅尔式、碟式及塔式。其中，槽式和塔式太阳能热发电站目前均已实现了商业化运行，而碟式及线性菲涅尔式则分别处于样机示范及系统示范阶段。
光伏发电最大的优势是应用场合没有明显限制，有阳光资源的地方都可安装光伏系统。在辐照不好或者夜间，光伏系统通过对蓄电池进行充放电实现连续运行。
不过，规模化光伏电站若采用蓄电池储能，其成本仍然较高，且蓄电池的使用寿命有待考验。
而太阳能光热利用中除了可以通过材料吸收太阳辐射光谱中不同波长的光能并将其转化为热能供直接使用外，还可以利用聚光器将低密度的太阳能汇聚，生成高密度的能量，加热工作介质，产生蒸汽推动汽轮机发电。聚光器的聚焦方式有点聚焦、线聚焦等，对应产生了碟式、塔式、槽式及菲涅尔式等几种主要的太阳能热发电形式，
与常规火电站相比，太阳能热发电系统的“热—功—电”转换环节所采用的热力循环模式及设备基本是相同的。在辐照连续的条件下，太阳能热发电站可以直接产生与火电站完全相同的满足电网品质要求的交流电，保证电网的电压和频率稳定。
但太阳辐射能本身具有随季节、白天时段不同而不连续变化的特点，受天气条件影响较大。储热材料技术的发展，已为实现规模化稳定运行的太阳能热发电站提供了可能。“在合适的选址区域，带有一定容量储热系统的太阳能热发电站，将不仅可产生满足用户需求的电能，还能根据电网中用电负荷的变化，起到调峰作用”。
另外从实际电站运行的角度来看，太阳能热发电比太阳能光伏发电有对现有火电站及电网系统更好的兼容性。但是，相比光伏发电，对能够体现太阳能热发电经济性所需要的太阳能辐射资源及规模化容量的要求也更高。
当然，“建立具有经济性的规模化太阳能热发电站，同时需要大片的土地及丰富的太阳能直射资源。”不过，中国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能热发电。而且根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，中国各地的太阳能辐射年总量大致在831-2333kwh/m2之间，其平均值约为1628kwh/m2。尤其在西藏西部、新疆东南部、青海西部及甘肃西部等地区，年辐射总量可达1855-2333kwh/m2，满足建造具有经济性的规模化太阳能热发电站所对应的辐射资源要求。
“太阳能热发电相比其他几种可再生能源及燃煤、天然气发电，单位容量电站在其生命周期内所排放的温室气体CO2量也是最低的”。