太阳能光热发电概念股有哪些

2010年中国太阳能光热发电发展分析

“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。

可再生能源有：

1、水能

水能是清洁能源，是绿色能源，是指水体的动能、势能和压力能等能量资源。这种可再生能源主要用于水力发电。水力发电将水的势能和动能转换成电能。另外，磨坊也是采用水能的好例子。

2、风能

人类已经使用了风力几百年了。如风车，帆船等。风能是空气流动所产生的动能，是太阳能的一种转化形式。风能利用是综合性的工程技术，通过风力机将风的动能转化成机械能、电能和热能等。

3、太阳能

自古人类懂得以阳光晒干物件，并作为保存食物的方法，如制盐和晒咸鱼等。而在化石燃料日趋减少的情况下，太阳能已成为人类使用能源的重要组成部分，可以利用光热转换和光电转换两种方式，如太阳能发电。另外，广义上的太阳能也包括地球上的风能、化学能、水能等。

4、地热能

人类在很早以前就开始利用地热能，例如利用温泉沐浴、医疗，利用地下热水取暖、建造农作物温室、水产养殖，以及烘干谷物等。

5、海洋能

海洋能，就是利用海洋运动过程来生产的能源。这种能源包括潮汐能、波浪能、海流能、海洋温差能和海水盐差能等，比如一些沿海国家的海岸线，就可以用海洋能来进行潮汐发电。

6、生物质能

生物质能是自然界中有生命的植物提供的能量。这些植物以生物质作为媒介储存太阳能。许多的植物都被用来生产生物质能，包括了芒草、柳枝稷、麻、玉米、杨属、柳树、甘蔗和沼气（甲烷）牛粪等。当前较为有效地利用生物质能的方式有： (1) 制取沼气。(2) 利用生物质制取酒精。只是生物质能所占比重微乎其微。

行业主要企业：东方日升(300118)、隆基股份(601012)、中利集团(002309)、正泰电器(601877)、晶科科技(601778)、拓日新能(002218)、中环股份(002129)、太阳能(000591)

本文核心数据：中国分布式光伏发电累计装机量、中国分布式光伏发电装机占比

我国光伏产业发展较快

光伏发电作为绿色能源的一种，是我国迈向“碳中和”“碳达峰”，进行能源结构转型发展中的重要一环。从累计装机容量方面来看，据国家能源局统计数据显示，2015年以来，我国光伏发电累计装机容量增长迅速。2015年，全国光伏发电累计装机容量为4318万千瓦，到2020年已经增长至25300万千瓦。从一定程度上说，我国的光伏发电正在迅速发展起来。

户用光伏在独立性、稳定性等方面优势较大

户用型光伏是分布式光伏发电的主要形式，户用型光伏并网发电系统的工作原理是太阳能电池板接收太阳能辐射，光伏阵列输出直流电，经逆变转化为与市电电网同频、同相的交流电，实现交流并网同时供本地交流负载使用。一个典型的户用型光伏并网发电系统一般由光伏电池阵列、接线箱、并网逆变装置、电表、电网和负载组成。

户用型光伏并网发电系统的主要优点有：

户用光伏系统已在国外得到成功推广

光伏发电是指利用光伏材料的光电特性，将光的辐照能量转换为电能(直流)，再通过逆变器并入三相交流电网的新能源发电。

作为分布式光伏发电的主要形式，户用光伏系统已在国外得到成功推广。从光伏的全球应用来看，分布式光伏发电是主流，分布式的应用占比已经达到79%。在日本和澳大利亚，分布式光伏发电占比超过99%，在应用最成熟的德国，分布式占比也高达86%。

分布式光伏装机量占比逐渐增大

近年来，国家光伏发展政策逐渐向分布式光伏发电倾斜。在太阳能资源优良、电网接入消纳条件好的农村地区和小城镇，推进居民屋顶光伏工程，结合新型城镇化建设、旧城镇改造、新农村建设、易地搬迁等统一规划建设屋顶光伏工程，形成若干光伏小镇、光伏新村。

据国家能源局统计数据显示，2013年以来，我国分布式光伏发电市场份额稳步提升，2013年，分布式光伏发电累计装机容量占总体的16.0%，到2018年，增长至占总体的29%。2019年市场份额进一步提升，分布式光伏发电累计装机容量占总体比重上升至30.7%截至2020年底，全国分布式光伏装机7831万千瓦，占光伏总装机比重30.9%，高于全球均值近10个百分点，且此项占比将继续上升。

分布式光伏发电累计装机容量快速提升

市场份额逐步提升的同时，我国分布式光伏发电累计装机容量也在快速提升，据国家能源局统计数据显示，2013年，全国分布式光伏发电累计装机容量仅为3.1GW，到2019年，我国分布式光伏发电累计装机容量已达到62.63GW，较2013年增长近20倍2020年，我国分布式光伏发电累计装机容量达到78.31GW。

整体来说，由于户用光伏在独立性、稳定性、可移动性等方面较之一体式光伏发电具有较大优势，近年来我国户用型光伏发电的装机量越来越多，分布式光伏装机量占比也随之不断提高。

以上数据参考前瞻产业研究院《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。

“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。

化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。

其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。

“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。

其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。

王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。

其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。

王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。

既定战略必须更加坚定地深入实施

“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。

记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?

王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。

记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?

王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。

记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?

王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。

记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?

王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。

记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?

王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。

要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码

“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。

记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?

王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。

记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?

王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。

记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?

王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。

记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?

王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。

记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?

王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。

从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源

CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。

记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?

王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。

2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。

由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。

两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。

记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?

王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。

记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?

王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。

记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?

王仲颖：总体上要注意四方面。

一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。

二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。

三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。

四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。

记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?

王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。

记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?

王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计二是提高京津冀可再生能源发展的协同性三是加大政策支持力度四是创新市场化机制体制五是加大宣传提高公众认识。

国家可再生能源中心2017～2020年行动建议

依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：

可再生能源和非化石能源目标

“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。

2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。

加大削减煤炭力度

即刻停止批准新建燃煤电厂努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。

加快电力行业改革

开展批发市场试点和区域协调市场试点市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒预防双边交易合同锁定高碳型电力生产制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。

实施碳排放权交易制度

加强中国碳市场活力制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。

深化经济激励机制改革

提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。

主要原因就是资源减少和环境保护光伏发电成本低无污染

义大利为什么重视发展太阳能？

义大利太阳能产业发展的启示录

北极星太阳能光伏网 2011-9-7 9:41:38 我要投稿

关键词: 太阳能光伏义大利

北极星太阳能光伏网讯:根据荷兰太阳能产业咨询公司SolarPlaza近日释出的一份报告，2010年，由于采取了各种合适的激励政策，义大利全国的太阳能装机量仅次于欧洲太阳能第一大国德国；而今年上半年，义大利的太阳能光伏" title="光伏新闻专题">光伏装机总量已经超过了德国的3倍。义大利跻身全球最大太阳能光伏市场的行列似已成定局。

产业发展迅速

就是在这样一个一路上升的太阳能大国，几年前，发展太阳能几乎还只是个“浪漫的概念”。

根据欧洲光伏工业协会和义大利国家电力局公布的统计资料，2008年，义大利太阳能光伏累计装机容量仅有711兆瓦。在欧洲几乎是人见人爱的太阳能产业，在义大利似乎并没有多少吸引力。然而，仅隔一年,到了2009年，义大利的太阳能产业高歌猛进，累计光伏装机容量超过了1142兆瓦；太阳能光伏发电量也随之从2008年的193吉瓦时猛增到673吉瓦时。另据SolarPlaza公司统计，截至2010年年底，义大利全国太阳能光伏装机总量达到约3.4吉瓦；而到了今年7月，这一数字又进一步上升到9吉瓦。这甚至已经完全打破了此前义大利制定的、到2020年实现光伏装机总量8吉瓦的太阳能发展目标。

相比周边邻国太阳能产业发展速度的减缓，义大利已经成为了欧洲最为炙手可热的太阳能市场，在饱受经济问题严重困扰的欧洲显得格外耀眼。但是，义大利 *** 并不满足于眼前的成绩，提出了太阳能发展的突破性目标，到2016年实现装机总量23吉瓦。上述成就使得远隔重洋的美国也对其刮目相看，派出了由电企主管组成的考察团，前来义大利“取经”。

“如今，可再生能源电力，特别是太阳能电力的数量正在增长。我们正在为发展寻找更为合理与系统的方法。”义大利公用事业巨头Enel公司可再生能源管理与能效部门负责人丹尼尔·阿戈斯蒂尼说。

政策助力成长

义大利太阳能产业迅猛发展，一方面受到了欧洲、乃至全球太阳能光伏发电市场发展的影响和促进；另一方面，得益于其自身在开发利用太阳能资源方面的先天优势；同时，也与其实施了一系列激励产业发展的政策密不可分。

义大利位于欧洲南部阳光充沛的亚平宁山脉和地中海地区，太阳能资源非常丰富，开发利用的潜力巨大；与欧洲中西部地区相比较，利用太阳能光伏发电的成本也相对较低。

另外，义大利是一个能源匮乏的国家，绝大部分能源依赖从国外进口。有资料显示，义大利本国石油和天然气的产量只能分别满足国内市场需求的4.5%和22%；而核能发电早在21年前就被全民公决否定了。因此，约85%的能源进口使得义大利的发电成本居高不下。能源危机的压力和低碳经济的需求，令义大利将目光投向以太阳能为代表的清洁能源领域。

2005年，义大利 *** 制定并公布了《能源鼓励基金》（ContoEnergia）计划，启动了全新的上网电价补贴政策。按照其设定的目标，到2006年底，义大利的光伏装机容量要达到50兆瓦。2007年，义大利 *** 对《能源鼓励基金》做了两次修订，不但调整了上网电价的补贴政策，取消了单个电站不能超过1兆瓦的规模上限，取消了每年85兆瓦的新增容量上限，还规定上网电价的补贴标准在2008年年底前不变。这次的修订使新版的《能源鼓励基金》比原来的更加完善，申请电价补贴的手续也更加简便。这一新的补贴政策带来了义大利光伏市场的真正起飞，使得义大利在2007年和2008年的光伏系统装机容量上出现了量的跨越，一......

太阳能行业有发展前景吗

如今，世界光伏产业的领导者非德国、日本莫属。这两个并不具有得天独厚的太阳能光伏发电条件的国家为何成功？其背后的原因应该引起我们的关注。 与日本相比，中国的太阳能光伏产业还处于初级阶段，尚未实现大规模装机。中国的光伏产业可以借鉴日本的哪些经验呢？中投顾问新能源行业研究员沈巨集文在接受本报采访时表示，可以借鉴的经验主要有以下几点：

全球变暖以及能源价格的高企，倒逼日本这样一个能源缺乏的国家将光伏产业放在了国家发展的优先地位。日本经济产业省运用各种措施，发展本国的光伏产业，包括“新阳光工程”、“5年光伏发电技术的研究与开发计划”和“住宅光伏系统推广计划”。相关资料显示，日本经济产业省在1993年开始实施“新阳光工程”，布局建立日本本土的太阳能光伏产业和太阳能市场。通过一系列的 *** 资助和相关研究、开发、示范，在太阳能电池制造技术和降低成本方面取得了长足进步。在此过程中，日本不仅拥有了多家世界顶尖的太阳能公司，为50万户家庭安装了太阳能屋顶系统，同时，日本也结束了对屋顶系统的 *** 资助，光伏产业完全具备了和其他电源竞争的能力。 首先， *** 对光伏产业大力支援，接连出台相关政策。日本从20世纪70年代便把太阳能发展作为未来能源战略的一部分，从那时起便不断出台支援政策。纵观日本 *** 政策出台的思路：实行高额补贴，推动光伏企业研发和投产的积极性，表明了国家对新能源的鼓励态度。同时解决并网发电系统的运用问题，免除企业的后顾之忧。之后向民用系统倾斜，扩大装机量。根据中国目前的情况，一开始就高额补贴可能会起到相反的效果，但日本 *** 光伏政策的思路还是值得借鉴的。

其次，企业坚持不懈，把光伏发电的经济效益和社会效益相结合。在日本刚发展光伏产业时，很多企业的光伏业务收入占总收入的比例不到10%，但由于企业都认识到了光伏产业的前景，依旧高投入进行光伏研发。如今，日本的光伏企业成就斐然。根据中投顾问释出的《2010-2015年中国太阳能光伏发电产业投资分析及前景预测报告》显示，日本夏普公司2000-2006年连续七年占据全球太阳能电池产量榜首位置，此外，夏普、京都陶瓷等日本企业的科技研发水平也处于世界前列。 　 最后，日本民众节约环保意识强。日本国民从小就接受了节能环保的教育，对国家的环保政策强烈支援，积极响应国家号召，在很大程度上促进了太阳能光伏系统普及率的提升。

另外，中投顾问研究总监张砚霖也指出，日本发展光伏产业的经验，还有一点值得借鉴，那就是注重人才的培养。一个产业的发展，离不开高素质的人才队伍，日本 *** 对太阳能专业人才培养的高投入取得了良好的效果，不仅促进了光伏产业的发展，更减轻了就业压力。

尽管这些政策是否符合中国光伏产业发展的“胃口”还有待进一步讨论，但中国不妨从日本光伏产业发展经验中汲取一些养分，让国内的光伏产业少走一些弯路。 2001年国家推出“光明工程计划”，旨在通过光伏发电解决偏远山区用电问题。

2003年英利、无锡尚德相继投产，成为中国第一批现代意义的光伏元件生产企业。

2004年德国出台光伏并网政策，中国光伏元件出口激增。

2004年无锡尚德成功登陆纽交所，成为中国第一个在海外上市的民营新能源企业。

2005年《可再生能源法》通过，鼓励风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源的开发和利用。

2007年《可再生能源中长期发展规划》出台，提出到2020年光伏总装机容量实现2000兆瓦。

2008年《可再生能源法》修订案提出可再生能源补贴标准，即使用者每使用1千瓦时电需支付1厘钱。

2009年国家开始实施“金太阳”工程，对并网光伏发电专案给予50%或以......

太阳能未来的发展趋势？

随着能源日益紧缺和环保压力的不断增大，石油的枯竭几乎像一个咒语，给人类带来了不安。何为石油等不可再生能源的替代者？各国都开始力推可再生能源，其中开发和利用太阳能已成为可再生能源中最炙热的“新宠”，发展太阳能已是大势所趋，太阳能时代已为时不远了。

太阳能利用指太阳能的直接转化和利用。利用半导体器件的光伏效应原理，把太阳辐射能转换成电能称太阳能光伏技术。把太阳辐射能转换成热能的属于太阳能利用技术，再利用热能进行发电的称为太阳能热发电，也属于这一技术领域。

近几年，国际光伏发电迅猛发展。1973年，美国制定了 *** 级阳光发电计划；1980年又正式将光伏发电列入公共电力规划，累计投资达8亿多美元；1994年度的财政预算中，光伏发电的预算达7800多万美元，比1993年增加了23.4％；1997年美国和欧洲相继宣布"百万屋顶光伏计划"，美国计划到2010年安装1000～3000MW太阳电池。日本不甘落后，1997年补贴"屋顶光伏计划"的经费高达9200万美元，安装目标是7600Mw。印度计划1998－2002年太阳电池总产量为150MW，其中2002年为50MW。在这场阳光革命中领先的国家是德国。面对强势竞争，德国太阳能业依然傲视群雄，硕果累累。2005年，业内企业营业额达37亿欧元，从业公司约5000家，从业人数包括研发和服务达42000人。德国联邦太阳能经济协会有关人士说：“全球范围内太阳能发电装机容量将从2005年的1210兆瓦上升至2010年的3000兆瓦，年增长率为22%。”德国对太阳能的认知最早，位居前列；全球四分之一的太阳能电池产自德国，五年来德国所占全球市场份额始终保持在10%。

为了加快太阳能产业的发展，德国 *** 通过多种推广活动来普及太阳能的利用。去年6月份，享誉世界的德国Inter solar大会在德国弗赖堡举办。德国太阳能展览会Inter solar始于2000年，每年一届，是欧洲最大的、侧重于光电、太阳热能技术及太阳能建筑方面的专业展览会，由EATIF欧洲光伏工业联盟、BSW德国太阳能工业协会、ISES国际太阳能联盟共同主办。由于太阳能产业增长势头强劲，这次弗莱堡国际展览中心的场馆（共10个馆）被完全启用，总展示面积达31000平方米。据统计共有90多个国家的647家参展商和26000多名参观者到场，中国国内有50家太阳能行业企业参展。国内著名的业内企业参展，再次证明了该展会在太阳能领域不可替代的重要性，绝大多数展商表示效果满意，2008年将继续参展。因展会规模爆增，2008年该展将告别弗莱堡，转移到德国慕尼黑新贸易展览中心。据主办方介绍，该展会2008年的总展示面积将达到62000平方米，预计将会有来自世界的800多家厂商，35000名专业贸易观众到场。这对于中国太阳能厂商来说将一个难得的拓展海外市场的契机。

近几年来，太阳能产业在我国得到了迅猛的发展，中国已成为仅次于日本和德国之后居世界第三的光伏产品生产大国，这是我国为改善全球日益恶化的环境做出的巨大贡献，而中国随着相关法律和政策的出台，能源长期性短缺的中国将有望成为世界上最大的光伏发电市场。化石能源终将耗尽，绝对储量不可能满足人类长期发展的需要，寻找替代能源势在必然。太阳能是人类必然的能源选择，未来太阳能的发展将一片光明。

太阳能的发展前景

1974年至1997年，美日等发达国家 矽半导体光电池发电成本降低了一个数量级：从每瓦50美元降到了5美元。此后 世界各国专家大都认为，要使太阳能电站与传统电站（主要是火电站）相比具有经济竞争力，还有一段同样长的路要走 ——其成本再降低一个数量级才行。目 前 美国等国家建的利用太阳池发电的专案很多。在死海之畔 有一个1979年建的7000平方米的实验太阳池，为一台150千瓦发电机供热。美国计划将其盐湖的8．3%面积（约8000平方千米）建成太阳池，为600兆瓦的发电机组供热。今 年 6月，亚美尼亚无线电物理所的专家宣布，已在该国山地开始建造其 “第一个小型实验样板”型 工业太阳能电站。该电站使用的涡轮机是使用寿命已届满而从直升机上拆下来的涡轮机，装机容量仅100千瓦，但发电成本仅0．5美分/千瓦小时，效率高达40%—50%。俄罗斯学者在太阳池研究方面也取得了令人瞩目的进展。一家公司将其研制的太阳能喷水式推进器和喷冷式推进器与太阳池工程相结合，给太阳池附设冰槽等设施，设计出了适用于农家的新式太阳池。按这种设计，一个6到8口人的农户建一个70平方米的太阳池，便可满足其100平方米住房全年的用电需要。以色列2012年可再生能源装机容量为：风能6.2兆瓦、水电8兆瓦、生物燃料12兆瓦、大型太阳能光热电站0兆瓦、中型太阳能光热电站7兆瓦、小型光伏板发电站218兆瓦。预计至2015年，以大型太阳能光热电站将增至740兆瓦，中型太阳能电站增至330兆瓦，小型光伏板发电站增至330兆瓦。

太阳能发电得不偿失为什么国家还要发展

太阳能发电是一次性投入大，长期受益的专案，但是清洁能源，太阳不熄灭将永远发电。对我国缓解能源紧张，减少进囗能源依赖，保护环境和本土资源有战略意义。功在当代，利在千秋。

太阳能光伏发电产业为什么那么多年没有发展起来

一、过分依赖海外市场且无核心技术

中国光伏企业在2012年的业绩大幅减少，甚至是亏损。中国光伏产品严重依赖国外市场，而不是主要依靠中国内的内需市场，同时还依赖外国核心技术，进口生产装置，甚至一些原材料。

二、经济危机和国际政治因素影响下的贸易顺差减少

由于中国光伏产品90%出口欧美，但欧美市场由于经济危机和竞争保护等种种原因订单下降。美国商务部于2012年5月裁定，对中国出口美国的太阳能光伏元件产品，征收31%～250%的反倾销关税。

而欧洲国家的光伏补贴政策取消则导致欧洲市场的萎缩。伴随订单的减少而来的是中国国内产能过剩，2011年中光伏产能过剩为8GW, 2012年产能过剩将上升到22GW。

美国以及欧盟相继针对中国光伏企业提出反补贴、反倾销的惩罚性关税，使中国光伏企业在美国市场已遭遇困境。

三、造价成本高、收益低

现有的多晶矽太阳能光伏电池的发电成本一直昂贵，还完全没有达到可以真正能跟普通化石燃料发电成本竞争的水平。

以长三角产业基地地区为例，浙江发改委官员曾表示,现在最大的瓶颈,就是太阳能电价高出普通化石燃料电价一倍以上。

四、环境污染大

在生产多晶矽的过程中，会产生一种叫四氯化矽的副产物。副产品四氯化矽是一种高度有毒的物质，会对环境造成严重污染。四氯化矽的无害化处理成为制约多晶矽发展的瓶颈。

为什么内蒙古内蒙古最适应发展太阳能

1、内蒙古是高原地带不受山林影响，可以建造大面积的太阳能电池板。

2、人均需求太阳能电池面积较大，因此太阳能适合在居住密度小的地方建造。内蒙古人口稀少，人均占地面积较大，居民使用太阳能不会受影响。

为什么要开发利用太阳能等新能源

传统能源不可再生，总有用尽的一天，所以要开发风能、潮汐能、太阳能等新能源。 为什么不在我国发展光伏太阳能,而要在美国发展