佐井田村指出，太阳能电池只要暴露在光照、湿度、温度等条件下，转换效率就会发生一定程度的衰减，因此大多数太阳能电池都通过初始效率来进行评价。
地域分布全球太阳能市场格局相比于三年前已发生显著变化。纵观整个欧洲，太阳能发电占比达到3.5%。
SolarPowerEurope指出，目前，太阳能发电可满足当今世界电力需求的1%以上。报告预计全球太阳能市场将于2018年复苏，届时，数十个国家的光伏市场将具有竞争力，包含印度。这种情况也足以阐明太阳能市场的不确定性。SolarPowerEurope执行顾问MichaelSchmela声称。另一个值得注意的市场是韩国。
向阳的雏菊与太阳能电池板相得益彰该协会预计，随着30%投资税收抵免(ITC)到期以及日本繁荣市场的终结，2017年很可能是停滞的一年。截止2014年末，韩国累计光伏装机容量已达900兆瓦，与澳大利亚类似。Halotechnics的熔盐热储能电池如果单纯地应用于储电市场，为50MW电站满足4小时的储能需求，总计200MWh的储能量的成本约为4000万美元。
2014年，加州的可再生能源发电装机增长到21GW，包括水力发电，占加州总发电量的24%，这一比例在2020年计划将达到33%。加州公共事业已经开始测试并示范电网级储能技术的可应用性和商业化价值，来解决装机日益增长的可再生能源愈加严峻的间歇性问题。电力存储市场正在快速发展，但储电市场对储热技术的关注却并不大，而利用熔盐储热技术来存储电能，是否是一条可行的方案呢?创新型储热系统公司Halotechnics正在推进熔盐储热技术的电网级储电应用，该公司的CEOJustinRaade认为，利用电能直接加热熔盐的可扩展式储能技术在电力存储市场的广泛应用，也将有利于CSP项目成本的降低。一个传统的50MW光热项目的储热系统包含有热罐和冷罐两个直径70英尺、高约30英尺的罐子。
在全球都有光热业务部署的阿本戈公司的发言人表示，其他制造业的学习曲线证明了在产量增加到一定的规模时，组件生产成本将处于下降趋势。Raade表示，如果我们可以建设更多的利用熔盐储热技术的电网级储能应用项目，人们对这种技术就会更为熟悉。
Raade表示，理论上上我们可以在风力发电场建造储热系统和汽轮机组，但是由于汽轮机的成本太高，整体储能成本将会大幅度提升。电站一般都要消耗电网中的部分电能作为寄生性消耗，在加利福尼亚州的非高峰用电期，储热系统的电力输入将从午夜以后富余的风力发电中获取。在加利福尼亚的天然气联合循环(NGCC)电站平均装机大约600MW，能适用Halotechnics的50MW的储热系统，它可以与低到150MW装机规模的电站匹配。虽然这个方案的转化效率很低，只能得到你收集能量的40%。
Raade表示，我们已经有了一些基础设计方案，在这种规模下其成本大约是200美元/kWh，经济性超过储能电池。SolarReserve的CEOKevinSmith此前曾以110MW的配10小时熔盐储热系统CrescentDunes光热电站为例估算，该项目的总存储能量为1100MWh，成本大约为8000万美元。在一个天然气联合循环电站中，这种系统也可以用于取代风道燃烧器。Raade表示，电站业主可以通过增加储能装置来获得额外的政策补贴，获得更大的经济利益
电力存储市场正在快速发展，但储电市场对储热技术的关注却并不大，而利用熔盐储热技术来存储电能，是否是一条可行的方案呢?创新型储热系统公司Halotechnics正在推进熔盐储热技术的电网级储电应用，该公司的CEOJustinRaade认为，利用电能直接加热熔盐的可扩展式储能技术在电力存储市场的广泛应用，也将有利于CSP项目成本的降低。在加利福尼亚的天然气联合循环(NGCC)电站平均装机大约600MW，能适用Halotechnics的50MW的储热系统，它可以与低到150MW装机规模的电站匹配。
在直接的储电应用市场，可以利用现成的工业电加热装置将罐子中约5000吨的熔盐加热，在另一端，汽轮机提取罐子中的能量来进行发电。更多的应用也会推动系统设计方面的改善，进而驱动成本降低，从而也可以使带熔盐储热系统的光热电站获得更多的利润。
一个传统的50MW光热项目的储热系统包含有热罐和冷罐两个直径70英尺、高约30英尺的罐子。Raade表示，如果我们可以建设更多的利用熔盐储热技术的电网级储能应用项目，人们对这种技术就会更为熟悉。加州公共事业已经开始测试并示范电网级储能技术的可应用性和商业化价值，来解决装机日益增长的可再生能源愈加严峻的间歇性问题。Terrafore公司的AnoopMathur在以前就提出了使用熔盐储热作为一个独立的电力存储系统的概念。美国加州是对储能产业支持力度最大的地区，根据相关政策条例，加州公共事业有义务在2020年完成购买安装1.3GW的储能装机。Raade表示，我们已经有了一些基础设计方案，在这种规模下其成本大约是200美元/kWh，经济性超过储能电池。
Raade表示，电站业主可以通过增加储能装置来获得额外的政策补贴，获得更大的经济利益。2014年，加州的可再生能源发电装机增长到21GW，包括水力发电，占加州总发电量的24%，这一比例在2020年计划将达到33%。
Raade还表示，汽轮机的效率是一个较大的障碍，但现在，这种方案的价格相对电池而言仍具有更好的经济性。Raade表示，理论上上我们可以在风力发电场建造储热系统和汽轮机组，但是由于汽轮机的成本太高，整体储能成本将会大幅度提升。
Halotechnics就计划利用热能存储作为一种独立的电力存储技术，把廉价的富余的夜间风力发电转变为可在高峰供电期利用的电能。在当前，利用熔盐储热系统直接存储电能的成本要低于电网级电池储能的成本，熔盐储热是有竞争力的。
而相对应的是，南加州爱迪生电力公司(SCE)的8MW锂电池储能示范项目Tecachapi项目，储能时长4小时，成本为5000万美元，储能量仅32MWh，存储成本约1500美元/kWh。当然，这仅仅是其中一种储电技术，而且是目前并不太受关注的一种储电技术。正是由于这个原因，更现实的想法是把储能系统附加到NGCC电站上，因为它已经安装有需要从存储系统提取电能的汽轮机。虽然这个方案的转化效率很低，只能得到你收集能量的40%。
我们希望这些曲线也适用于储能产品或其它光热组件和产品。这是因为电力存储市场的应用范围更为广阔，熔盐储热技术的广泛应用可以让人们更多地认识到这种技术的价值，其大规模应用也同时能够降低其成本、提升其技术成熟度。
Halotechnics的熔盐热储能电池如果单纯地应用于储电市场，为50MW电站满足4小时的储能需求，总计200MWh的储能量的成本约为4000万美元。SolarReserve的CEOKevinSmith此前曾以110MW的配10小时熔盐储热系统CrescentDunes光热电站为例估算，该项目的总存储能量为1100MWh，成本大约为8000万美元。
而熔盐在超过12小时的时间后仅流失近0.5%的热量，其热损是相当小的，这也保证了其具有可观的经济性。但是它在经济上依然是可行的，因为当前电池储电的成本很高，并且电池储能的寿命周期还不到十年。
Raade表示，熔盐储热系统在更广的电力领域的广泛应用将增加储热型光热发电的融资可行性。加利福尼亚午夜以后的风能将会被转化为热能保存约一天，来供应第二天傍晚上升的用电负荷。电站一般都要消耗电网中的部分电能作为寄生性消耗，在加利福尼亚州的非高峰用电期，储热系统的电力输入将从午夜以后富余的风力发电中获取。在全球都有光热业务部署的阿本戈公司的发言人表示，其他制造业的学习曲线证明了在产量增加到一定的规模时，组件生产成本将处于下降趋势。
电池成本相当于光热发电总体能量存储成本的10倍以上。在一个天然气联合循环电站中，这种系统也可以用于取代风道燃烧器。
传统的光热发电厂将储热系统集合在内，而利用熔盐储电的技术则直接利用电力将熔盐加热后存储，在需要时通过熔盐放热，由汽轮机将其重新转变为电能，这使得利用富余电能的电网级储能成为一种可能。Mathur在2013年曾建议，可以把电能转变为热能，然后利用汽轮机或其它热电转换装置再把存储的热能转变为电能
过去数月 Google 积极投入于代号 SOLARA500 的无人飞机计划，不断测试无人飞机于高空飞行提供无线网络的更多可能。而这架失事的无人机，正是由 Google 收购的 Titan Aerospace 无人机公司所打造。
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FirstSolar此前在美国加州建成全球最大的光伏发电站沙漠之光，发电能力为55万千瓦，2015年年初全负荷运转，可以满足16万户家庭的用电。
通过此次合作，SPI绿能宝协助江山控股开辟新的融资渠道，推动其光伏项目发展。
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英利在此前的年度报告中就其持续经营的能力存疑，高管稍后淡化风险，表示其有责任标记违反某一临界值的可能性的潜在威胁。
2015年的光伏行业，冰火两重天。