光热成本

%，但目前是否严格执行尚有争议。 保障性关税实施后，印度光伏开发商应首选非马来西亚的东南亚进口组件。 然而东南亚低成本产能不足以覆盖印度光伏装机需求，且这些产能主要供给利润率更高的欧美市场。因此
，印度仍需从中国进口组件，保障性关税最终将导致印度光伏系统建设成本提高，抑制需求增长。我们预计 2018 年印度光伏新增装机需求小幅下滑至 8~9GW 左右，低于年初市场预期。 由于 2019 年 7

商业化开发的成功案例，存在较大的技术性风险。 毋庸置疑，未来光热的发展最为核心的仍然是技术的突破，实现高效率、低成本。但是，热电转换效率最高的蝶式以及技术结构简单、传动机构简单且易于操作的菲涅尔式在
同为太阳能产业，光热目前还难以复制光伏的成功。 提及太阳能，人们往往只想到太阳能光伏发电，却忽略了还有太阳能光热发电。光热发电通过汇集太阳能热量加热蒸汽发电，且还可以通过储热在没有阳光的夜间发电

"野蛮生长的疯狂 回望2002年的中国光伏市场，国内光伏市场还处在襁褓中，过高的投资成本让民间资本望而却步，几乎所有的在建项目都是政府主导的示范项目，靠着国际援助和财政支持得以推进。而后在实施西藏
无电县计划、光明工程等项目时，国家开始推行初始投资补贴。直至2007年，光伏项目才真正开始实行标杆电价，开始了商业化发展的道路。但彼时，投资者最看重的便是资源和规模，开发热潮涌向土地成本低及光照资源

上游龙羊峡以上河段投产的水电，建设海南水、光、风可再生能源基地，多种电源互补外送至中东部地区。2020年，按照送电容量400万千瓦考虑，规划建成配套光伏500万千瓦、风电300万千瓦、光热50万千
瓦;2022年，按照送电容量800万千瓦考虑，规划建成配套光伏1000万千瓦、风电400万千瓦、光热100万千瓦。按照两步送电安排，修改完善《青海省海南州特高压外送基地电源配置规划》，衔接国家能源局批复并启动

)因为没有中间环节导致电能储存成本高，限制了接入电网的规模; (3)目前和火电相比效率还是比较低，光伏转换效率不足20%。 再来看光热发电，它最大的优势就是有中间环节，因为有热能作为中间能源，就具有了
; (2)成本高昂，光热发电的成本是常规能源发电成本的一倍以上，电站投资成本是光伏的4倍，太阳能流留密度低，需要大面积的光学反射装置和昂贵的接收装置将太阳能直接转换为热能，这一过程的投资成本占整个

发展速度最快的电源，2040年之后，将成为我国电源结构的主体。国网能源研究院副总经理王耀华表示，海上风电、光热发电技术逐步成熟，装机容量会持续增长，但总体规模有限。 持类似观点的还有国家发改委能源
的增速会呈现放缓态势。但从中长期来看，二者的经济竞争力将逐步显现。特别是光伏发电，随着组件成本持续下降，将成为规划期内增长幅度最大的电源。王耀华分析。 据悉，太阳能装机规模已远超十三五规划提出的发展

，加之技术在全球范围内还没有商业化开发的成功案例，存在较大的技术性风险。 毋庸置疑，未来光热的发展最为核心的仍然是技术的突破，实现高效率、低成本。但是，热电转换效率最高的蝶式以及技术结构简单、传动
同为太阳能产业，光热目前还难以复制光伏的成功。 提及太阳能，人们往往只想到太阳能光伏发电，却忽略了还有太阳能光热发电。光热发电通过汇集太阳能热量加热蒸汽发电，且还可以通过储热在没有阳光的夜间发电

国际整合，实现光伏、风电、光热、新能源汽车、储能、微电网等多能协同的国际化发展。 在2018中国新能源国际发展大会期间，各路专家还将围绕搭建新能源国际合作全球框架、聚集增值的国际管道、促进低成本的

两个细则新版本在考核精度和罚款力度上有所加强，与此同时，也提高了补偿的种类和标准。 西北区域地域广袤，光伏、风电、光热等新能源项目众多。长期以来，弃风、弃光、波动性大等问题一直是阻碍行业前进的绊脚石。新版
两个细则与电储能关系比较密切的主要有以下几点： 一是调峰，各省有偿调峰市场补偿标准不尽相同，但是储能单纯实现调峰任务时回收投资成本周期较长; 二是AGC调频服务，西北电网的实际情况导致目前火电厂的

的太阳能，具有后期运营成本低的优势，用户用得起，几乎不需要补贴热费。因此，太阳能区域供热更应该得到政府部门的支持和推广。《河北省农村地区太阳能取暖试点实施方案》明确，开展太阳能光伏+热源或太阳能光热
，工业余热、热泵、燃气为辅;在分散供暖领域，从以小散煤炉为主，过渡为因地制宜。 《中国散煤治理综合调研报告2018》提出，在集中供暖领域，燃煤锅炉是成本最低的选择，其次，蓄热式电锅炉供暖在经济性和减排