但是光伏电费主要是由脱硫煤电价+国家补贴+省补三部分组成。

日本正在实行的光伏发电电力收购制度在推行的过程中遇到一些问题去年夏天，该公司依次预约，但因为必须要开展增强输电网工程，到了夏天，向各运营商表示还要到一年半后才可能开始进行。

日本福冈县大川市光伏发电运营商设置的光伏面板这一制度就是电力使用者负担形成的可再生能源固定价格收购制（FIT）。九州电力公司报导称，去年，九州北部有地区的8个光伏发电运营商向九州电力公司提出参与申请。业内有专家指出，手续交由大型电力公司酌情处理，没有信息公开的机构等是该项制度难以推行的原因。大型电力公司收购滞后，有些运营商依赖电力OB为中介，其它运营商也日渐变得焦躁起来。日本正在实行的光伏发电电力收购制度在推行的过程中遇到一些问题

但这次投标与8月17日国电投的2.75GW巨量采购不同。7月份后，国内光伏组件厂商库存快速累积，仅1个月，一线中国组件企业库存总量就超过3GW。电池板的设置角为30度，地面距离电池板最低部位的设置高度约为1.8m。

此次为实证而建设的百万光伏电站，除了采用设置角为30度、设置高度为1.8m的耐积雪设计外，还将太阳能电池板组串（串联电路）的接线按上段、中段、下段作水平连接，把下段有积雪时的损失降到了最低。该业务的目的是，利用市有地验证大雪地区的百万光伏电站的业务可行性。预计年发电量约为140万kWh。在利用固定价格收购制度售电的同时，分析运转情况。

这是假设冬季三个月的发电量为零的数据。按售电功率因数100％换算的值与实际的日照发电电力预测量。

弘前市将按售电功率因数100%换算的值（实际功率因数为85％）与实际日照发电电力预测量的差视作降雪的影响而做了推算：实际发电量为165万7700kWh，按售电功率因数100％换算的值为201万3793kWh，实际日照发电电力预测量为201万9749kWh，相差4万8000kWh，只有年发电量的2.4%。（出处：弘前市）电池板装机容量为1.725MW，并网输出功率为1.5MW，过积载比例为115%。（出处：弘前市）实证业务是弘前市与Hirosaki Apple Power（弘前市）签约实施的：允许该公司免费利用市有地垃圾填埋场旧址，由该公司筹资建设百万光伏电站。根据这一结果，弘前市表示，只要采取能保证冬季发电的积雪对策，即使是岩木山麓的大雪地带也能充分确保发电量，可以导入光伏发电。

太阳能电池板设置了6900张TowadaSolar制造的产品（250W/张）但对于集中式光伏电站而言，由于电力输出的间歇特性，必须配套建设调峰电源。您如何看待这次光热电价的出台?孙锐：国家发展改革委出台了我国第一批光热发电示范项目的上网电价，表明了中央政府主管部门对光热发电这种可再生能源发电方式的认可以及坚定不移地支持发展可再生能源发电的态度和力度。光热发电发展不能忽视国际合作记者：刚刚您也提到了经济性，的确，成本高是目前全球光热面临的一个实质性问题。

那么面对国际市场，我国的专有技术公司因缺少工程业绩，尚无法独立参与国际市场竞争，但一些企业已经作为国外企业分包商不同程度地参与了国际光热发电的工程建设。实际上，具体项目的聚光集热系统和储热系统配置要以发电成本最低为原则。

这一举措必将对光热发电产业发展起到重大的推动作用，标志着我国光热发电的工程应用和产业都进入了规模化发展的新阶段。有观点认为，未来全球光热发电成本的降低主要靠中国的努力，您如何看待这种说法?孙锐：仅就制造成本而言，这一观点是对的，因为光热发电所用的设备和材料绝大部分属于我国过剩产能行业的产品我国在成本上的优势显著;但在光热发电技术方面，国外公司在研发投入和工程实践方面的优势要强于我国。

近期，光热发电领域捷报频传。其余三种聚光集热方式都可以配置储热系统，满足上述要求。光伏发电不仅是发电成本低，而且系统简单、运行维护方便，可以利用屋顶、墙面、水面、山坡等一切可利用的场地装设光伏发电系统。目前已经有一些国外专有技术公司在我国成立了合资企业，并将在第一批示范项目中占具一定的份额。关键在于我们要根据不同的环境条件，选择合适的方式，扬长避短。光热发电的装机容量越大，对电网接纳风电和光伏发电量的能力就越强。

通常情况下，绝大多数项目最经济的聚光集热系统和储热系统配置支撑机组无光照运行时间要超过4小时。目前化学储能造价高，尚不具备大规模应用的经济性，在西部地区缺少建设抽水蓄能电站站址资源，即使可以建设抽水蓄能电站，在相同的储能条件下，光伏+储能的总成本要远高于光热发电。

而光伏发电更适合于分布式发展，在太阳直接辐射资源丰富的西部地区也可以与光热发电结合发展光伏，但要尽可能地利用山坡等光热发电无法利用的土地。因此，降低全球光热发电的成本，需要国际上的专有技术公司和我国的相关企业通力协作，共同努力。

值此2016年首届德令哈国际光热大会期间，电力规划设计总院副院长孙锐接受了记者的采访，对目前业界关注的一些问题分享了他的看法。但是在光伏发电成本不断下降以及储能技术快速发展的形势下，光伏+储能的模式也越来越受到重视，那么未来光热发电的竞争优势还能维持多久?孙锐：我认为光热发电和光伏发电更多的是互补关系。

光热发电适合在太阳直接辐射量高、拥有广阔的未利用土地资源的西部地区，它可以作为电力系统的可靠电源来承担电网的基本负荷，也可作为调峰机组承担电网的高峰负荷。国内企业自主开发的技术，经过了试验和工程的成功验证，是完全可以信赖的。所有企业在遵守国家法律、法规的前提下，平等竞争，优胜劣汰。随着示范项目建设的真正起航，业界对待光热技术国产化和国外引进上应持怎样的态度?您有何相关建议?孙锐：中国的市场是一个开放的市场，对待国外公司、合资企业和国内公司态度应该是相同的。

记者：《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》指出，核定全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)标杆上网电价为每千瓦时1.15元(含税)，面对上述要求，针对光热发电的槽式、塔式、菲涅尔式及碟式，您认为哪种技术路线未来更具发展前景?孙锐：碟式光热发电不能储热，因此近期公布的示范项目名单里没有碟式。记者：针对同属可再生能源的光伏发电和光热发电，未来应如何平衡二者的发展?孙锐：既然光热发电和光伏发电是互补关系，就不存在谁替代谁。

记者：纵观全球的光热情况，技术、市场、人才等方面将会出现怎样的合作与竞争前景?孙锐：对于我国的光热发电市场，国际合作是多方位的，如外资独立在我国建立生产制造企业、建立合资企业、提供工程咨询服务等。光伏光热不存在谁替代谁的问题记者：与光伏相比，光热发电的优势在于能够储能。

根据以往的工程经验，国内企业参与投标竞争对降低投标价格是非常有效的。这些国际合作对提升我国光热发电的技术水平、相关设备及材料的质量都有很好的促进作用。

因此，光热发电的发展对所在地区解决弃风、弃光问题是大有帮助的。简单来说，采用熔盐作为吸热介质的聚光集热方式对大容量储热最为有利，但不同的聚光集热方式采用熔盐作为吸热介质，所采取的防止熔盐凝结的解决方案不同，在可靠性和经济性上也有很大差别。如果要达到10小时以上的系统配置，不同的聚光集热方式和不同的吸热介质，在经济性上有很大差异。记者：时至今日，我国部分企业在光热技术上小有成就，这也为国产化涨了几分志气，但这毕竟只是星星之火，尚未形成燎原之势。

它们都具有各自的优越性，应用的环境条件也有很大的区别，因此，二者都有很好的发展前景。为了鼓励项目法人采用国内企业的创新技术和产品，国家应对项目法人实行税收减免政策。

这个问题很复杂，要针对每种具体的情况来具体分析。系统配置要以发电成本最低为原则记者：我国光热产业于近期迎来了期待已久的标杆上网电价。

仅在9月，先是国家发展改革委公布光热发电标杆上网电价政策，接着国家能源局也公布了我国首批20个示范项目名单，这两则重磅消息意味着我国光热发电号角已鸣，即将迈入新征程但对于集中式光伏电站而言，由于电力输出的间歇特性，必须配套建设调峰电源。