本次研讨会的目的是，联合国内光热产业链上相关企业、科研院所、投资机构等，促进中国太阳能光热产业技术升级与国际先进技术接轨，把握中国及全球光热发电的新机遇，加快我国太阳能光热发电企业紧跟国家一带一路战略步伐，积极参与中东及非洲地区的太阳能光热产业建设，帮助我国太阳能光热产业企业走向国际市场。
据称红色太阳能屋瓦在重视城市景观保护的北欧地区需求尤其大。该公司的Joostde Graaf表示，马斯克太阳能将成为未来能源的主流;的这种具有先见之明的洞察力，和我们公司是一样的。
设置荷兰ZEP太阳能屋瓦的住宅。据称，由从太阳能中获得的电力和热量，能将住宅的光热费降到最低。并且，还采用了在太阳能屋瓦下部回收排热，储藏到锅炉中的技术。该公司表示，太阳能屋瓦和热回收技术均已取得专利，并强调说遥遥领先于特斯拉。美国特斯拉首席执行官（CEO）马斯克最近发布的屋顶太阳能瓦片（Solar Roof Tile）计划受到了关注。
ZEP公司2015年上市的太阳能屋瓦只有黑色。但本公司去年就已开发出来，并已在销售。根据湖南省十三五电力发展规划，2020年火电发电量达到1304亿千瓦时，需电煤5050万吨。
十二五中后期随着去产能力度的加大，累计退出煤炭产能约5000万吨。在煤层气利用方面，湖南将规划新建瓦斯发电站20座，其中煤矿瓦斯发电站11座，废弃煤矿瓦斯发电站9座。新增瓦斯发电装机容量3.4万千瓦。作为太阳能资源禀赋并不突出的省份，湖南光伏发电规模仍较小，到2015年底，已投产项目48个，并网装机容量为38.34万千瓦，占全省电源总装机容量的比重不足1%。
2015年，湖南省全社会用电量达1448亿千瓦时，最高负荷2770万千瓦，根据《湖南省十三五电力发展规划》，预计到2020年，全省全社会用电量2080亿千瓦时，最高负荷4300万千瓦，据测算，电网整体消纳光伏发电项目装机的能力在200万千瓦以上。而且湖南煤炭减产的趋势在十三五将持续下去。
2015年，湖南煤炭产量约3650万吨，仅为峰值时四成左右。十三五规划期内，新增地热供暖(制冷)面积2040万平方米，新增地热发电装机容量1000千瓦。十二五以来，湖南已经有了较好的煤层气开采基础，五年煤矿瓦斯抽采总量77093万立方米，利用总量达到8388万立方米。十三五期间，湖南将规划瓦斯详细勘探重点矿区9个;规划建设地面瓦斯开发利用示范区3～4个;2020年该省煤矿单井平均瓦斯年抽采量提至140万立方米。
2012年，湖南自产煤炭达到8823万吨，占到该省原煤总消费量的九成左右。在2015年湖南用煤量中，火电用煤2920万吨左右，火力发电量648亿千瓦时。煤炭年调入能力将达11270万吨在湖南这样一个能源较匮乏的省份，煤炭的地位不言而喻。到十三五末，全省煤矿瓦斯年抽采量达到1.09亿立方米，其中煤矿井下瓦斯抽采量0.98亿立方米，废弃煤矿瓦斯抽采量0.11亿立方米。
然而，从规划上可以看出，十三五期间湖南煤炭生产和消费将呈现背道而驰的发展方向。能够基本保障煤炭运输安全。
消纳能力基本与该省规划装机目标相符，届时不会出现光伏发电消纳问题。在光伏发电中分布式占比将达75%与此同时，湖南将加大清洁能源的开发力度。
到2030年，全省光伏发电装机容量争取达到400万千瓦以上。规划显示，到2020年，全省煤炭消费量预测为13700万吨，规划产量约2500万吨，净缺口11200万吨，外省调入比例约82%。近日，湖南省发展改革委公布了该省十三五期间煤炭工业、煤炭物流、煤层气、太阳能、地热能、能源科技等6项能源专项规划。地热能方面，湖南省规划十三五期间，将以浅层地温能开发利用规划为主，兼顾中深层(水热型)地热能开发利用规划，深层(干热岩)地热能以勘查为主、暂不进行开发利用规划。湖南煤炭自给率降至30%。到2020年，累计建设瓦斯发电站将达到36座，装机容量5万千瓦，利用煤矿瓦斯0.56亿立方米。
在发展太阳能发电方面，规划显示，到2020年，湖南光伏发电装机总容量将达到200万千瓦，其中分布式光伏电站装机容量达到150万千瓦以上。首先，湖南将依托省内资源，加强煤层气清洁开采力度。
那么在本地煤炭产量持续缩减，而用量将继续增加的情况下，如何保障煤炭物流的保供应能力?专项规划显示，到2020年，湖南铁路煤炭调入能力将达到8470万吨，水路调入能力将达到2500万吨，铁路、水路及公路总调入能力将达11270万吨。十二五初期，湖南煤炭自给率很高。
而当年该省煤炭消耗量为11142万吨新型电池潜力巨大，仍需尽快解决关键问题，将可能在2030年后技术成熟，实现30%的电池转换效率和商业化生产。
光伏众筹和线上融资租赁项目的融资规模仍很小，难以吸引大众投资者，也难以为分布式光伏项目的融资提供有力的支撑。集中式大型光伏发电初投资成本将比2015年下降23%，达到5元/瓦。中国晶体硅产业链整体产业化技术水平较强，其中多晶硅生产工艺水平不断提升，大型骨干企业多晶硅生产能耗、物耗大幅下降，行业平均综合电耗已降至90千瓦时/千克，综合成本降至9万元/吨以下，达到国际先进水平，进入国际一流企业行列。尽管发展并非坦途，但是中国政府为推动经济可持续发展，已提出建设生态文明、推动能源生产和消费革命、承诺应对气候变化等多项远景目标，并深入开展经济和能源电力的改革进程，这些都将为推动建立绿色可持续能源体系、以及建设绿色、经济、安全的电力系统和有效的市场机制给予明确的方向指导，同时也打下坚实的政策基础。
从发展规模看，在既定政策情景下，随着光伏发电成本的下降以及可再生能源开发利用目标引导制度和可再生能源发电全额保障性收购管理办法等政策实施，中国太阳能发电将继续保持快速稳定增长，到2020年太阳能发电总装机将达到2.0亿~2.2亿千瓦，占全部发电装机的9%，发电量达到2400亿千瓦时，占全部发电量的3%。总体而言，这些新的融资模式都尚处于起步阶段，仅有少数的试点项目。
从发展布局看，2030年前加大分布式光伏发电发展力度特别是建筑分布式光伏，在京津冀、珠三角、长三角等经济发达地区重点加大建筑分布式光伏发电建设力度，完成工业园区、经济开发区、大型公共设施等规模化屋顶的开发利用。国际可再生能源署（IRENA）预测，到2025年全球大型光伏电站投资成本可下降到0.8美元/瓦，相比2015年1.8美元/瓦的投资成本将下降57%。
2030装机达5亿千瓦根据中国气象局风能太阳能资源评估中心测算，采用电力与区域供热优化部署模型（EDO）综合考虑可利用土地（土地性质）、开发成本、送出条件等因素，中国集中式光伏电站可开发潜力为26亿千瓦，中国分布式光伏装机潜力达到9.5亿千瓦，其中建筑分布式光伏发电装机潜力5.4亿千瓦，其他分布式光伏装机潜力4.1亿千瓦。在西部地区，在青海、宁夏、甘肃、新疆、内蒙古等具有特高压输电通道规划的区域，建设大型光伏发电基地。
在电价需求方面，预期到2020年集中式光伏发电的电价需求将降低到0.47~0.70元/千瓦时，2030年下降到0.4~0.6元/千瓦时以下。薄膜电池效率也在与晶硅电池竞争过程中取得长足进步。近两年涌现出了众筹、融资租赁、YieldCo等新型光伏融资模式。预计不考虑储能的并网光伏系统初投资到2020年可下降到6元/峰瓦左右。
在此基础上，再鼓励光伏开发企业和金融机构通力合作，充分利用自身的专业能力、资金实力和市场经验，鼓励企业在商业模式和投融资模式上的探索和创新，创造出适合中国市场的SolarCity模式，提供多元的投融资路径。从长远看，未来光伏电池技术进步主要是提高转换效率及降低制造成本，未来10年晶硅电池仍将占据最大的市场份额，高效晶体硅电池将可能获得更高的市场份额。
商业模式新老结合2014年以来，全国光伏发电应用模式不断创新。在西南和东南地区，主要结合四川、福建、广西大型水电基地建设水光互补百万千瓦级发电基地。
综合德国和美国的经验来看，中国应学习德国以政策性银行为主导的投融资模式，设立光伏发电专项贷款，以优惠的利率为光伏发电项目提供长期贷款，建立稳定的分布式光伏项目融资路径。研究显示，从2030年起，可再生能源将成为电力系统的支柱能源。
