太陽能光熱產業的發展現狀

① 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。

② 太陽能光熱發電有哪些特點和優勢

光熱發電是復利用太陽的直制接輻射，採用聚光技術將太陽光聚焦在吸熱器上，加熱吸熱器中的傳熱介質，通過高溫的傳熱介質在蒸發器和過熱器中使水轉變為高溫、高壓蒸汽，再通過汽輪發電機組進行發電。根據電網用電負荷的需要，快速的調節汽輪發電機組的出力，即參與電網一次調頻和二次調頻；根據電網無功功率的平衡情況，參與電網無功功率調解；配置足夠容量的儲能系統，機組可實現24小時連續運行；穩定的電力輸出和良好的調節性能，適於集中大規模建設太陽能發電基地；可替代燃煤機組調節電力系統中風電場造成的發電出力與用電負荷的不平衡，實現太陽能發電和風力發電的穩定外送。

③ 太陽能光熱專業怎麼樣

2015年太陽能光熱行業整體進入深度調整階段，銷售總量繼續下滑，產業分化日趨明顯。有些產量低、同質化嚴重、調整滯後的企業面臨經營困難，有些注重結構調整，主動適應新常態，追求質量提升的企業，形勢已經趨穩。還有部分企業在增長。
在這個階段，問題很多，主流還是創新、提質、拼搏、擔當。在這種形勢下，行業正在以新的姿態迎接十三五綠色發展機遇的到來。

行業發展行業有以下特點。
第一，創新的理念增強。不少企業注重機制的建立，加大研發力度，或者是老闆親自參與，有的企業在搞全員創新，有的企業在調整產品的研發方向，有的企業在和大專院校、科研院所做一些研發，有中長期的，也有短期的合作。大量的市值表明這個行業創新風氣正在興起，許多創新活動當然還在起步階段，但應該說，這是一個好的開端，是行業競爭力提升的前奏。
第二，品質的意識增強了，工匠精神興起。有一些企業，比如江蘇華陽，山東力諾瑞特等企業都在積極的創造工匠精神，提倡不為眼前利益換取市場份額，有的還提出了十年質保的舉措。
第三，應用領域拓寬。部分應用成果出現，集熱系統應用相當廣泛。採暖系統深受歡迎，運行也不錯。
2015年，在過去行業政策的基礎上，各地又陸續出台了一批有利於新能源發展的政策。整個環境對行業的發展，對新能源可再生能源的發展給予了一個極好的環境。
十三五把熱利用行業第一次納入了規劃，是對熱利用地位和作用的認可。接下來，機遇和挑戰並存。

④ 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」。

⑤ 光熱發電的太陽能利用現狀

從太陽資復源的利用方式上來制說，本質上，地球上的風能、水能、海洋溫差能、波浪能和生物質能以及部分潮汐能都是來源於太陽；即使是地球上的化石燃料（如煤、石油、天然氣等）從根本上說也是遠古以來貯存下來的太陽能，所以太陽能的利用范圍非常大。而對太陽輻射能的即時利用是當前技術研究的重點，是作為一種能取代常規能源的新能源。 太陽能利用經過長久的發展，特別是1973年第一次石油危機以來，人們意識到不可再生能源的有限性，對新能源的研究投入大大增加，太陽能作為永久的、清潔的能源具有光明的前景，得到了很大的發展。目前對太陽輻射的利用主要流行的有熱利用光和電利用兩種。

⑥ 太陽能光熱利用對人類的意義在那裡

節能減排 開啟綠色時代。對我們賴以生存的環境的一種維護吧

⑦ 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 8/製作成電磁片 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。

⑧ 太陽能光熱技術與應用就業前景。

現在太陽能光熱技術，是一門新型的科學技術，
如果學好了，那就業的前景是非常好的，
所以一定要努力學習。

⑨ 國內太陽能光熱發電前景如何光熱發電國內有哪些龍頭企業光熱除了發電還有哪些應用

我是干投資的對光熱以及光熱發電做過調研，現把對光熱的一些淺顯認識分享給你。
 
①光熱發電目前技術還是很成熟的，在國外已經有三十年的發展歷史了，國內起步晚但速度快，我們國家真正大力扶持這個產業是從去年開始第一批示範項目出來示範電價也給了。但國內在很早之前就有一些企業在從事相關技術研發，只是沒有被關注到。這些企業現在也都成了光熱行業的龍頭了 比如 常州龍騰光熱、北京首航節能、浙江中控、中海陽
②光熱的前景非常好，這一點參照光伏現狀。光熱有著光伏無法比擬的天然優勢如 可儲能、發電量持續穩定、波動小、電網友好、夜間可發電、效率高、清潔無污染（包括生產加工環節）、帶動就業（一個電站的建設工程很龐大）當然現階段他的劣勢就是造價高。但隨著產業規模化發展 降本的空間是非常大的 這一點也可以參照光伏。光伏現在主要是小型分布式、光熱是集中式大型電站互不沖突。國家對光熱的定位是基礎電力負荷所以光熱的發展前景更好。
③光熱發電產業很廣從太陽島（集熱場）到儲熱島再到常規島 每個環節的技術含量都很高每個環節上都有很龐大的產業配套。目前主流的光熱技術有槽式、塔式、菲涅爾式。槽式技術成熟可靠但管路復雜；塔式溫度更高但控制復雜；菲涅爾式成本更低但效率也低。所以三種路線並行誰也無法取代誰。 國內光熱發電站主要開發商 北京首航、龍騰光熱、浙江中控、中海陽這幾家也都是技術持有方。光熱部分核心裝備製造商代表 有龍騰光熱（聚光器、集熱管） 中海陽（聚光器、反射鏡） 愛能森（熔鹽儲熱） 江蘇聯儲（熔鹽儲熱） 等
④光熱發電是光熱技術的一種應用方向。光熱最直接的能量轉換就是光到熱的轉換效率很高。光熱聚光集熱系統其實就是太陽能鍋爐。光熱技術所生產的熱的品味比較高所以把光熱技術應用到集中供暖、工業蒸汽也是不錯的應用方式。除此之外還可以把太陽能光熱技術應用於工業太陽能乾燥、太陽能海水淡化、太陽能製冷（溴化鋰機組）等等 都是不錯的選擇尤其現階段有的地區對太陽能熱利用的項目的補貼力度很大30%-50%  但也不是誰都能拿到這樣的補貼的。
以上是我對光熱的一些認識！

⑩ 請問太陽能光熱技術及應用技術專業前景如何

我是乾的對光熱以及光熱發電做過調研，現把對光熱的一些淺顯認識分享給你。
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①光熱發電目前技術還是很成熟的，在國外已經有三十年的發展歷史了，國內起步晚但速度快，我們國家真正大力扶持這個產業是從去年開始第一批示範項目出來示範電價也給了。但國內在很早之前就有一些在從事相關技術研發，只是沒有被關注到。這些現在也都成了光熱行業的龍頭了?比如 常州龍騰光熱、北京首航節能、浙江中控、中海陽
②光熱的前景非常好，這一點參照光伏現狀。光熱有著光伏無法比擬的天然優勢如 可儲能、發電量持續穩定、波動小、電網友好、夜間可發電、效率高、清潔無污染（包括生產加工環節）、帶動就業（一個電站的建設工程很龐大）當然現階段他的劣勢就是造價高。但隨著產業規模化發展 降本的空間是非常大的 這一點也可以參照光伏。光伏現在主要是小型分布式、光熱是集中式大型電站互不沖突。國家對光熱的定位是基礎電力負荷所以光熱的發展前景更好。
③光熱發電產業很廣從太陽島（集熱場）到儲熱島再到常規島 每個環節的技術含量都很高每個環節上都有很龐大的產業配套。目前主流的光熱技術有槽式、塔式、菲涅爾式。槽式技術成熟可靠但管路復雜；塔式溫度更高但控制復雜；菲涅爾式成本更低但效率也低。所以三種路線並行誰也無法取代誰。 國內光熱發電站主要開發商 北京首航、龍騰光熱、浙江中控、中海陽這幾家也都是技術持有方。光熱部分核心裝備製造商代表 有龍騰光熱（聚光器、集熱管） 中海陽（聚光器、反射鏡） 愛能森（熔鹽儲熱） 江蘇聯儲（熔鹽儲熱） 等
④光熱發電是光熱技術的一種應用方向。光熱最直接的能量轉換就是光到熱的轉換效率很高。光熱聚光集熱系統其實就是太陽能鍋爐。光熱技術所生產的熱的品味比較高所以把光熱技術應用到集中供暖、工業蒸汽也是不錯的應用方式。除此之外還可以把太陽能光熱技術應用於工業太陽能乾燥、太陽能海水淡化、太陽能製冷（溴化鋰機組）等等 都是不錯的選擇尤其現階段有的地區對太陽能熱利用的項目的補貼力度很大30%-50% ?但也不是誰都能拿到這樣的補貼的。
以上是我對光熱的一些認識！