国际能源网讯：经过30多年的发展，高倍聚光光伏（HCPV）电池作为第三代太阳能发电技术正逐渐成为太阳能领域的新焦点，引起了行业内企业的追逐。
近日，据媒体报道，利达光电投资的南阳新能源产业聚集区内300kW高倍聚光太阳能电站实现并网。到2015年该电站具有500MW的生产能力，实现销售收入60亿元，利润10亿元（公司现市值12.9亿）。该电站是我国第一个最大的具有完全自主知识产权的高倍聚光太阳能电站。全面地解决目前太阳能发电效率低、成本高的问题，使太阳能的综合利用率达到70%以上。
经过30多年的发展，高倍聚光光伏（HCPV）电池作为第三代太阳能发电技术正逐渐成为太阳能领域的新焦点，引起了行业内企业的追逐。在日光照射较好的几个欧美国家，已通过了优惠的上网电价法，随着具有40%转换效率的Ⅲ-V族半导体多结太阳能电池的普及和成本下降，高倍聚光光伏电池市场进入快速增长期。与前两代电池相比，HCPV采用多结的砷化镓电池，具有宽光谱吸收、高转换效率、良好的温度特性、低耗能的制造过程等优点，使它能在高倍聚焦的高温环境下仍保持较高的光电转换效率。高倍聚光光伏系统技术门槛较高且行业跨度大，涵盖半导体材料及工艺制造、半导体封装、光学设计制造、自动化控制、机械设计制造、金属加工等领域。HCPV行业的产品包括了多结电池片外延材料、光电转换芯片、光接收器组件、聚光器、光伏模组、双轴跟踪器等。
优势明显
与硅基材料相比，基于III-V族半导体多结太阳能电池具有最高的光电转换效率，大致要比硅太阳能电池高50%左右。III-V族半导体具有比硅高得多的耐高温特性，在高照度下仍具有高的光电转换效率，因此可以采用高倍聚光技术，这意味着产生同样多的电能只需要很少的太阳电池芯片。多结技术一个独特的方面就是材料——可选择不同的材料进行组合使它们的吸收光谱和太阳光光谱接近一致，相对晶硅，这是巨大的优势。后者的转换效率已近极限（25%），而多结器件理论上的转换效率可达68%.目前最多使用的是由锗、砷化镓、镓铟磷3种不同的半导体材料形成3个p-n结，在这种多结太阳能电池中，不但这3种材料的晶格常数基本匹配，而且每一种半导体材料具有不同的禁带宽度，分别吸收不同波段的太阳光光谱，从而可以对太阳光进行全谱线吸收。
HCPV芯片的生产过程如下，首先利用MOCVD技术在4英寸锗衬底上外延砷化镓和铟镓磷形成３结电池片的材料，然后在外延片上利用光刻、PECVD、蒸镀等技术，制备减反膜以及主要成份为银的金属电极，再经划片清洗等工艺，生产出HCPV芯片。HCPV芯片的主要生产商有美国的Spectrolab、Emcore，德国的Azurspace，加拿大Cyrium，中国台湾Arima、Epistar等。衬底剥离的芯片和量子点技术是目前HCPV芯片领域的新热点。
除了高转化率之外，高倍聚光光伏还具有温度系数小、电网匹配性好（日发电量高）、对环境友好（占地少、土地可综合利用）、效率可提升性强等特点。首先，应用于高倍聚光光伏的多结Ⅲ-Ⅴ族电池电池本身可以在较高温度下工作并能维持较好的效率，而且每一个聚光电池后面都配有一个散热器，因此在外部温度变化较大的情况下，相比较晶硅及薄膜电池，其本身的效率影响不会很大。据测算，聚光光伏电池在气温每升高一度后，效率的降低仅仅是晶硅电池的三分之一。
其次，高倍聚光光伏系统中安装了太阳能跟踪器，这样就能够保证组件始终垂直于太阳光，从而可以在一天内最大限度的吸收太阳光，确保组件的发电效率始终与太阳辐照同步，发电曲线与用电负荷曲线很匹配。同时，由于聚光光伏组件的转化效率高，单位面积功率比较大，这使得相同装机容量下的聚光光伏电站会比其它类型的光伏电站占地面积要小。每个单独的聚光跟踪系统又有支架做支撑远离地面，对土地的平整度要求低，土地还可以继续种植草坪、低矮灌木等综合利用。
最后，经过相关测算数据显示，晶体硅及薄膜太阳能电池的理论转换能大约能达到28%，而多结的III-V族电池理论转换率可超过60%，可见，目前聚光电池转化效率已达到了40%左右，但其可提升的空间还是很大的。
成本仍是关键
“现在的问题是，光伏企业中采用这一技术路线的太少。”蓝特光学股份有限公司销售部经理姚良说，产能放不大，成本就难以进一步下降，“比如现在我们模具的成本占到产品的30%~40%，如果产能能够迅速放大，这块就几乎可以忽略不计了，这就意味着直接削去了三成的成本。”
全球规模最大的10家高倍聚光光伏企业中，有8家的二次光学元件来自于蓝特光学。姚良称，其工厂的产能在100MW以上，但由于目前全球聚光光伏的生产规模还是太小，所以公司现在产能利用率大概只有30%左右。
二次光学元件是高倍聚光光伏组件之一。按容岗的说法，高倍聚光光伏组件拥有30%左右的光电转化率（高效晶硅光伏组件的转化率在18%左右），但其每瓦的成本眼下是晶硅光伏组件的两倍多。而高成本的症结正是在组件阶段。
容岗比较了晶硅路线和高倍聚光路线下的成本差异：按多晶硅料现货20美元/公斤计算，每瓦组件在硅料上的花费是0.12美元，到硅片阶段，是0.25美元/瓦，电池阶段是0.41美元/瓦，最终到组件，成本是0.61美元/瓦；而高倍聚光光伏的成本分布情况是，进入锗晶元阶段，成本是0.04美元/瓦，到电池阶段成本上升到0.2美元/瓦，相对晶硅电池有优势。不过到了组件阶段，成本就上升到了1.2美元/瓦。
“如果聚光光伏企业的产能能够在今天的基础上扩大10-20倍的话，其从电池到组件所增加的成本，也将大幅下降，我们预计能降到现在的1/5或1/4.”业内专家说。
从技术角度分析，降低光伏电池成本的主要途径有5个：一是通过全光谱吸收进一步提高电池芯片的光电转换效率，二是通过衬底重复使用降低芯片制造成本，三是增加系统的聚光倍率和提高整个组件的光学效率，四是将光能和热能进行综合利用，五是采用大幅度降低成本的聚光系统。
从市场层面讲，随着聚光光伏技术进一步成熟和生产规模的进一步扩大，预计未来几年内其综合成本即可低于晶硅和薄膜电池。若要每度电降至0.1美元以下，就要求安装好的系统费用从现在的5～8美元/瓦降至2美元/瓦，芯片的造价从8～10美元/平方厘米降至3～5美元/平方厘米。而要实现这样的目标，没有一定的产业规模是不可能的，这就要求更多的企业参与进来。目前世界上各大开发公司从芯片开始，对HCPV发电系统整个产业链做垂直整合，如美国的Solfocus公司、Amonix公司、Emcore公司，德国的Concentrix公司（现已被Soitec收购）等。这些公司都站在HCPV技术研发的前沿，有自己独立的设计体系，使得其他企业很难参与，这在一定程度上提高了技术门槛，阻碍了产业发展。英沃泰公司从行业做大做强的高度考虑，一直致力于碾平高倍聚光太阳能发电技术的技术门槛，以帮助更多的企业顺利进入这个行业。公司现在的主要产品是接收器组件，是光伏模组中的核心部件。这些接收器组件为许多做HCPV光伏模组开发和系统集成的企业铺平了进入HCPV行业的道路。同时我们还为没有任何设计经验的企业提供光伏模组的参考设计，加快了这些企业的研发进度。
装机量潜力巨大
欧美双反等原因使国内的晶硅电池及组件厂商受到了巨大的影响，为了开发国内市场，推动行业、企业的发展，国家出台了相应的太阳能发电政策。这些政策不仅对于晶硅企业是利好，对于聚光光伏来说也是一个好消息，其实不管是晶硅、薄膜、聚光光伏还是光热发电目前这个时期都是需要国家支持的，但由于每种技术所处的发展阶段不同，因此希望国家在补贴政策上划分的更细一些，对聚光、聚热等技术可以设立不同的补贴标准，即便是对特殊补贴限定一定规模，也可以通过终端市场的使用，扩大这几种技术的应用，带动整个产业链的发展，这样才能促进太阳能发电各项技术“百花齐放”、共同发展，使得太阳能这种绿色能源得到更充分地利用。
据IMSResearch最新发布的报告透露，到2012年聚光光伏市场装机量将达到近90MW，同时营收将增长逾60%至3.25亿美元。这家研究公司预测，尽管受到来自传统光伏系统强有力的竞争，但聚光光伏系统在目标市场仍然充满吸引力。IMSResearch分析师以及这份报告的作者之一JemmaDavies认为：“聚光光伏系统供应商正被迫不断削减成本，从而使CPV系统成本能与快速下跌的光伏系统成本相竞争。相对来说，聚光光伏仍是新兴技术，面临着其可融资性的问题。尽管如此，聚光光伏系统供应商仍在美国市场取得了很大的进展，预计2012年市场占有率将达到13%，到2016年将进一步增至27%。”
虽然长远来看，聚光光伏市场仍将是一个细分市场，但这份报告显示，聚光光伏的发展前景仍然十分乐观。到2016年，聚光光伏将有望达到适宜其发展的高直接正常辐射地区总装机量的18%.2012年，高倍聚光光伏系统（HCPV）是市场主流。然而，据预测今后五年低倍聚光光伏系统（LCPV）装机量将快速增长，到2016年将占据聚光光伏市场20%的市场份额。这份报告的另一位作者SamWilkinson补充道：“目前低倍聚光光伏系统供应商尚未大举进入市场。然而，随着SunPower等知名企业进驻，2013年装机量将大幅增长，最终这些产品将占据一定的市场份额。”
据该报告透露，最具吸引力的聚光光伏市场将是美国、中美洲、中东及非洲市场（尤其是南非）。尤其在光照充足的美国西南部、智利、沙特阿拉伯、摩洛哥等地区，聚光光伏系统将呈现高速发展态势。预计至2016年，聚光光伏系统将占据这些地区光伏装机市场27%的份额。
