印度禁止中企投资该国电网。

熊本能源的太阳能电厂(图片来源于网络)而在过去几年中，已经有一些比特币的爱好者使用可再生能源(如太阳能发电)来减轻比特币挖矿的用电成本。他以蒙古一个靠燃煤发电驱动的比特币矿场为例，其所消耗电力产生的二氧化碳排放量为24000-40000千克/时，相当于欧洲的汽车行驶20.3万公里。

只要接入无线互联网络，我就可以不需要任何形式的地线供电。消息一传开，众多比特币爱好者对这位矿工的太阳能比特币矿池攻略开始津津乐道，并引来更多矿工分享其太阳能挖矿经验，更有专业人士计算了投资一个太阳能比特币矿池所需要的成本，但显示成本回报周期非常漫长。资料显示，截至2017年11月，全球比特币挖矿的年耗电量约为29.05TWh，相当于全球总耗电量的0.13%，年度总成本约为15亿美元。众所周知，作为风靡世界的加密币比特币的主要开采就是电力。有分析者就认为，利用可再生能源电力挖矿，不仅可以大大促进可再生能源的普及和消纳，还可以大大降低二氧化碳排放量。

该公司表示，其目标是通过挖掘加密货币来有效利用其太阳能发电厂的剩余电力。专家认为，Antminer的方案被确实有利可图，只是利润并不是最大化。美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示，根据NREL的预测，至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。

Walters则认为，规模效益是最为关键的因素，而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。当然还有自然资源条件的差异影响。而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于低廉的劳动成本与优惠的融资条件。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出，2017年，迪拜最低光热电价为73美元/MWh，澳大利亚为63美元/MWh，而智利则低于50美元/MWh。

最终，正如Walters所说，光热与光伏对于彼此来说，并不是真正意义上的替代关系，相反，它们是互补的。这种扩大体现在两方面：一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距，二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。

02 光热发电与光伏发电实为互补关系参加2017塞维利亚光热会议的成员们指出，目前，全球光热发电装机容量仅为5GW，装机容量的巨大悬殊为光伏发电带来了明显的成本优势。Smith表示，随着储能型光热电站装机规模的进一步增加以及开发商对此类光热电站了解程度的逐步加深，光热成本有望继续下跌。Smith指出，在亚洲地区，尤其是中国，光伏发电利用大规模生产实现降本，这是光热发电无法复制的优势。光伏日间发电与光热夜间储能的有机结合可以为人类提供一种低廉的全天候不间断供电方式。

01 光热电价下降取决于四个方面因素美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价，同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。这些需求无形中降低了无法配置储热系统的可再生能源的未来价值。Turchi表示，根据NREL的观点，随着太阳能领域趋于标准化与成熟，以及建设者和投资者对该技术熟悉程度的进一步加深，熔盐塔式技术路线的成本将实现下降。在加利福尼亚州，中国以及太阳能普及率较高的其它市场，解决电力短缺与进行有效调峰的需求持续增长。

图：光热电价下降幅度惊人，美国和智利项目之间逐渐出现价格差距Turchi则认为，新技术是降低光热发电成本的另一有效途径，但实际情况是，一些创新型技术仅应用于个别项目，因此难以为整个光热行业提供可靠的成本估算。IRENA还指出，在2010-2020年期间，光热发电累计装机容量每增加一倍，光热电价将随之下降30%，相对而言，光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅，陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。

同时，不同区域间光热电价的差距在扩大。但同时，中国的光热电价还在180美元/MWh左右，其它国家的电价则更高一些。

Smith表示，光伏发电储能问题尚未得到有效解决，伴随着全球光伏普及率的提高，配电系统所面临的挑战将越来越大。上述观点可由一组数据佐证。因此，鉴于光热发电工程的复杂性，单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的，即便技术成熟度相当，放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。该公司CEO Kevin Smith指出，超低电价的产生需仰仗4个因素，分别为：劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。他进一步举例指出，塔式熔盐技术路线目前仍处于快速学习与优化的阶段，已建成的塔式熔盐光热项目仍屈指可数

美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示，根据NREL的预测，至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。近日，国际可再生能源署IRENA方面表示，从近期的光热电价竞标结果可以推测出，至2020年，光热发电LCOE成本基本将稳定在6~10美分/kWh(约合人民币0.38元~0.63元/kWh)的价格范围内。

他进一步举例指出，塔式熔盐技术路线目前仍处于快速学习与优化的阶段，已建成的塔式熔盐光热项目仍屈指可数。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。

这些需求无形中降低了无法配置储热系统的可再生能源的未来价值。Smith表示，光伏发电储能问题尚未得到有效解决，伴随着全球光伏普及率的提高，配电系统所面临的挑战将越来越大。

02 光热发电与光伏发电实为互补关系参加2017塞维利亚光热会议的成员们指出，目前，全球光热发电装机容量仅为5GW，装机容量的巨大悬殊为光伏发电带来了明显的成本优势。而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于低廉的劳动成本与优惠的融资条件。IRENA还指出，在2010-2020年期间，光热发电累计装机容量每增加一倍，光热电价将随之下降30%，相对而言，光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅，陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。图：光热电价下降幅度惊人，美国和智利项目之间逐渐出现价格差距Turchi则认为，新技术是降低光热发电成本的另一有效途径，但实际情况是，一些创新型技术仅应用于个别项目，因此难以为整个光热行业提供可靠的成本估算。

但同时，中国的光热电价还在180美元/MWh左右，其它国家的电价则更高一些。因此，鉴于光热发电工程的复杂性，单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的，即便技术成熟度相当，放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。

最终，正如Walters所说，光热与光伏对于彼此来说，并不是真正意义上的替代关系，相反，它们是互补的。当然还有自然资源条件的差异影响。

中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出，2017年，迪拜最低光热电价为73美元/MWh，澳大利亚为63美元/MWh，而智利则低于50美元/MWh。01 光热电价下降取决于四个方面因素美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价，同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。

光伏日间发电与光热夜间储能的有机结合可以为人类提供一种低廉的全天候不间断供电方式。同时，不同区域间光热电价的差距在扩大。Smith补充表示：值得注意的是，配置储能系统的光热项目能在提供电力的同时通过储能系统发挥调峰能力，因此，不能简单地对比光伏和光热的度电成本，我们需要更精确的成本对比方法来评估储能型光热项目与配置储能电池或天然气调峰的光伏项目的成本差异。Smith表示，随着储能型光热电站装机规模的进一步增加以及开发商对此类光热电站了解程度的逐步加深，光热成本有望继续下跌。

上述观点可由一组数据佐证。Turchi与Smith都认为储能系统是推动光热成本下降的最佳技术。

这种扩大体现在两方面：一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距，二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。Smith指出，在亚洲地区，尤其是中国，光伏发电利用大规模生产实现降本，这是光热发电无法复制的优势。

如今，ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%，而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。Walters则认为，规模效益是最为关键的因素，而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。