塑造品牌是行业发展最终选择对于今后太阳能出口企业的发展方向，业内专家普遍认为：塑造品牌是当务之急。

太阳能发展十二五规划显示，2015年我国光热发电累计装机达到100万千瓦，2020年达到300万千瓦。我国光热发电处于试验阶段，企业面临各种风险，前期投资可能难以收回。

线性菲涅尔式发电技术类似于槽式技术，只是利用菲涅尔结构的聚光镜替代了抛面镜。通过计算，在15%学习率的情景下，2020年光热发电仍然难以与煤电相竞争。我们可通过学习曲线模型预测光热电站成本，并进一步分析光热发电平准化发电成本(LevelizedCostofElectricity，LCOE)。2014年，我国有关部门逐渐重视光热发电产业发展，国家发改委、国家能源局、电规总院等部门于2月18日组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会、4月29日组织召开了光热发电示范项目技术要求即申请报告大纲征求意见讨论会。10%学习率情景：借鉴IEA光热路线图研究成果。

鉴于此，建议完善保障机制，相关部门为企业承担部分投资风险;继续加大科研基金供给，提高企业以及相关科研机构创新性以及技术研发的积极性;尽快出台税收优惠、投资补贴以及合理的电价政策。2013年我国投产的中控德令哈项目，单位千瓦造价已经降至3200美元。由于冷藏发酵时间很长，所以不断地要把热量带走。

多余的风电光伏电怎么用这就是德国能源转型2.0版要解决的关键问题。2012年德国曾经对工业、服务业和家庭用电做了调查，并估算出可推移的用电负荷。德国的风力发电量占全国总发电量的比例超过10%，弃风率只有0.3%左右，但是在中国，风力发电的发电量虽然仅占全国总发电量的2%，但弃风率已达10%左右。2050年二氧化碳相对于1990年要减排80%，关于这个这个园区有句口号：2050年的德国，你今天见得到。

这样一来，输电成本就成倍上升了。其实，提出万亿光伏的问题更重要的是想提醒大家，即便是将来光伏发电成本降低了，如果系统成本问题关键是波动的风光电消纳问题解决不了，光伏的成本依旧降不下来。

否则，光伏补贴未来就成为一个谁也补不起的大窟窿。除此之外还有附加成本，例如配电网、输电网的改造投入。在风电上犯的错误还没纠正，在光伏上又要重犯。用天然气热效率只有35到40%，电加热可以到70%到80%，而且可以再加一道出炉玻璃热回收的工艺，回收大约30%的热能，这样就可以让热效率提高到超过100%的水平，就是把玻璃带出去的热再回用。

因此，第一，补贴要优化，要尽量降低补贴额，另外要算清，到底要给多少补贴;第二要找好解决波动的风光电的消纳办法，这也是能算出究竟未来多少补贴的关键;不能不算就这么瞎干。在这个时候变压器的圈数就要调整，需要变成可调压的变压器，这样设备更新成本就上去了，配电网的建设也要投入大笔成本。当光伏发电的比例升高后，其它三项成本也就上升了。德国现在的居民电价在每千瓦时29欧分左右。

第一个是传统电站备用能力的闲置成本，这在中国很多风电装机的地方已经碰到这个问题了，比如吉林的热电联供和风电在争谁上网，光伏也是一样。为什么德国的补贴这么高?是因为德国的补贴不是算可再生能源电力上网电价和煤电上网电价之间的差，而是算可再生能源电力上网电价和这些电力在电力市场上的售电价格的差。

归根结底，就是要用很好的市场机制来激发技术创新，消纳波动的风光电是未来风光电发展的核心问题，而消纳创新机制需要从现在就开始建立，以促进各个工业领域的技术进步。这个可移动用电负荷在企业怎么应用呢?拿一个啤酒厂来举例子，德国啤酒好喝的原因是冷藏发酵时间长达45天到60天(注：中国是10天就出来了，其中个别的企业7天出来了)。

光伏发电，消纳成本将大幅上升除了对光伏发电的直接补贴成本，还有三项补贴成本在初期的时候很容易被大家忽视，但是和相对固定的补贴不同的是，其它三项补贴成本的金额会随着时间的推移，在光伏发电功率的比例越来越高时，会越来越多。在柏林有一个很有名的欧洲能源园EUREFEnergyCampus，这个园区是按照2050年的二氧化碳排放标准设计的。如果分布式光伏局部装多了，在分布式光伏所在的电网级别光伏电用不完，分布式光伏电力就会从末端的低压电网逐层向高压电网传送，如果一个地方光伏板装多了，当该地区的发电量消纳不了时，向上传输电力时，电网末端安装的光伏发电设备输电就会造成电压升高，这样一级一级地传递上去，低压电网中的电压就高得不得了，会把低压电网中的电器损坏。风光发电量上升了，传统能源发电量就要减少，但是传统能源的发电能力却必须保持，以备风光发电出力低得时候能够及时发电。这时候电解氢就划算了，电解出的氢和二氧化碳合成天然气，现在的技术就能够做到了。微网最重要的一点是，在电多的时候，要想办法把发的电吃进去，例如启动热泵制热，尽力不把多余的电力输入到电网，因为当微网中电力过多的时候，整个电网的电力也过多。

虽然光伏电在可再生能源电力中的比重仅为6.9%，但是超过50%的补贴却给了光伏一家。首先是我们今天经常说的微网。

在这个园区中有风光电(光伏和小风电)。啤酒厂就把这个温度波动利用起来了。

当风光发电功率低的时候，电力市场的价格高，而当风光电充裕时，电力市场的电价就会下降，经常只能卖到1至2欧分，个别时候甚至会出现负电价，风光电的平均售电价格远低于煤电，更不要说天然气了，这样对给可再生能源的价格补贴当然高了。冷藏发酵的温度是摄氏负1.5度0.5度，允许正负0.5度的波动。

详细内容请参考陶光远老师发表在财新网的文章《光伏发电补贴将成中国不可承受之重》。第三个，也是最重要的，是光伏过剩发电量的消纳成本。第二是输电网和配电网的额外投资成本，这也是大家容易忽视的。这一点我们在前面德国发的情况中已经讲过了，光伏发电功率高了以后，造成光伏的市场售电价格下降，这使得光伏发电的收益急剧下降，可谓水落船低。

风光发电的波动性是不可回避的事实，这种波动性增加了传统发电能力的闲置时间。解决可再生能源电波动性的最简单的方法是发展储能，但是储电是非常贵的，如果可以通过重化工和生产工艺的改革来波动地使用电力，就可以实现变相储能，这就可以极大地降低储电成本。

而在光伏发电时段，如果消纳的措施没有跟上，中国光伏就会重蹈风电弃风的覆辙，出现大规模的光伏弃光。但是可再生能源附加费，附加在电力用户的每一千瓦时的电费上升到了6.2欧分，也就是说发电的市场交易价比可再生能源附加费还要低。

德国在光伏领域的经验教训已经清楚地说明了这一点。而现在，在西部地区，这种情况已经出现了。

智能供电不仅仅可以通过上述方式，而且我们还希望通过高能耗的重化工生产工艺的改革来消纳波动电量。2013年3月24日(周日，用电负荷较低)的白天，在光伏发电的高峰，电价甚至成为负的。现在德国的新增屋顶电站并网电价只有每千瓦时十几欧分，已经远低于居民电价。消纳问题造成的成本不光存在于光伏地面电站上，也同样存在于分布式光伏所在的配电网上。

《可再生能源法》的定期适应性调整也对德国光伏发展造成了巨大的影响，2008年时新发布的《可再生能源法》规定在未来三年之中，光伏发电的上网电价每年降低10%左右。最后一问：万亿光伏补贴是否夸大其词陶老师表示：大家可以参考一下中国的光伏装机容量和补贴比例，简单算一笔账。

德国现在的电力市场平均交易电价现在只有约3.8欧分，也就是2.8毛或3毛钱，比现在中国的煤电平均上网电价还要低，基本上相当于新疆煤电的水平解决可再生能源电波动性的最简单的方法是发展储能，但是储电是非常贵的，如果可以通过重化工和生产工艺的改革来波动地使用电力，就可以实现变相储能，这就可以极大地降低储电成本。

在柏林有一个很有名的欧洲能源园EUREFEnergyCampus，这个园区是按照2050年的二氧化碳排放标准设计的。从下面这张图上就可以看出，风光电出力大的时候，电力市场的售电价格就会下降。