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聚光光伏究竟有无前途?

`清洁能源网   2012 年 12 月 07 日 15:10   来源:清洁能源网

  

  聚光光伏(CPV)是指将汇聚后的太阳光通过高转化效率的光伏电池直接转换为电能的技术,属于光伏发电。使用晶硅电池和薄膜电池进行光电转换,分别是第一、第二代光伏发电技术,均已得到了广泛应用。利用光学元件将太阳光汇聚后再发电的聚光光伏技术,被认为是光伏发电的第三代技术。

  聚光光伏渐热

  第三代CPV(聚光太阳能)发电方式正逐渐成为太阳能领域的焦点。与前两代电池相比,CPV采用多结的III—V族化合物电池,具有大光谱吸收、高转换效率等优点。HCPV就是高聚光太阳能,高聚光太阳能(HCPV)与聚光(CPV)太阳能技术是通过聚光的方式把一定面积上的太阳光通过聚光系统会聚在一个狭小的区域(焦斑),太阳能电池仅需焦斑面积的大小即可,从而大幅减少太阳能电池的用量。

  聚光光伏技术的研究始于上世纪70年代的石油危机,虽然聚光光伏技术的研发已经有30多年历史,但聚光光伏电站的商业化运营目前在全球范围内仍处于起步阶段,最根本的原因是成本太高。随着技术的日趋进步,近几年取得较大的发展,目前全球已经开展了很多研究项目,并建成了许多示范工程。

  聚光光伏的诸多优势使其备受关注,但其的生产和应用却不及晶硅电池和薄膜电池,究其原因是其应用方面存在很多特殊的地方。

  专家指出,聚光光伏目前适合在中国西北地区应用,因为那里阳光比较充足,地域辽阔,适合做大型的聚光光伏发电站,而不太适合在城市做民用。因为聚光光伏的特点是在阳光充足的地方,其效率要比多晶硅好很多,现在城市的空气洁净度很差,对聚光光伏的应用效率会有制约。

  优势源于技术

  聚光光伏是利用光学系统,将太阳能通过聚光的方式会聚在一个狭小的区域(焦斑),再利用光伏效应把光能转化为电能的发电技术,太阳能电池仅需焦斑面积的大小即可,从而大幅减少了太阳能电池的用量,同样条件下,倍率越高,所需太阳能电池面积越小。

  有别与传统硅晶型以及薄膜型,它主要由聚光组件、太阳跟踪器、系统支架等部件构成,类似于用放大镜点着火柴,看似简单但实际上,聚光光伏却涉及力、热、光、电、机械、电子、自动化控制等综合性技术,需要解决太阳跟踪、光效、散热等一系列问题。

  聚光光伏的技术最显著的优点在于它的高光电转换效率,硅电池的理论转换效率大概为23%,单结的砷化镓电池理论转换效率可达27%,CPV采用的多结的III—V族电池对光谱进行了更全面的吸收,其理论转换率可超过50%。即使考虑到聚光和追踪所产生的误差损失,目前的CPV系统转换效率可达25%,高于目前市售晶硅电池17%左右的转换效率。同时,砷化镓系电池的高温衰减性能强于硅系电池,更适合应用于日照强烈的荒漠地区。以年度发电量而言,在相同的条件下,结合双轴追日技术的运用,约是传统硅晶型的1.2~1.4倍,此点是聚光光伏技术的竞争优势,我国砷化镓聚光电池的转换效率已达到35%~39%,远远高于晶硅电池16%~19%和薄膜电池10%的转换率。

  同时,CPV系统的生产过程更加节能环保。聚光倍数越大,所需的光伏电池面积越小,对高达几百倍的HCPV系统来说,硬币大小的转换电池就可转换碗口面积的光能。在节省半导体材料用量的同时,降低了太阳能发电系统的生产成本和能耗,使CPV具有更短的能量回收期。

  聚光光伏在节省半导体材料用量的同时,还降低了太阳能发电的成本和能耗,具有更短的能量回收期。此外,聚光光伏还具有吸收光谱范围广、衰减慢、耐温性好、有效发电时间长等显著优势。

  据专家介绍,目前我国的多晶硅电池投资回收期要在5~6年,国外要2~3年,薄膜电池在1年左右能回收,而聚光光伏大概只需半年时间。

  而第三代高聚光型(HCPV)太阳能发电模组和发电系统的是近年来国际太阳能光伏发电技术的新热点,同晶硅技术和薄膜技术相比,HCPV在100KW以上发电系统中具有明显的优势,如果综合考虑年发电成本和碳痕迹等因素,则HCPV拥有绝对优势。目前第三代HCPV(高聚光)已将聚光倍数提高至500倍。

  相比晶硅电池和薄膜电池产业来说,聚光光伏已成为一个极具诱惑力的市场。目前,投身于此行业的国内外公司已经越来越多,其中就包括Boeing、Amonix、PracticalInstruments、夏普以及国内广东新曜、三安光电、昊阳新能源、安徽应天新能源、汉龙集团、上海聚恒,等等。

  关键是降低成本

  尽管聚光光伏具有占地面积小、发电效率高、节省材料、减少污染等优点,但其最大缺点就是成本太高,其成本大大高于多晶硅电池。

  太阳能行业虽然发展迅速,但还属于政府补贴的一个高成本行业,政府补贴是有限的、不可延续的,而聚光光伏的产业发展也在很大程度上会受到这方面因素的影响。

  只有把成本降到一定程度,或者有突破性的技术出来,聚光光伏的市场才能打开,以聚光光伏的行业特点看,应用规模越大,成本越低。这也在技术研发和应用方面对聚光光伏提出要求,而自主研发能力不足恰恰是制约我国聚光光伏发展的问题。

  不同于多晶硅电池和薄膜电池,聚光光伏结合了光学、控制、机械等多种学科技术,其研发投入相比前两者要更高一些。目前,我国大多数公司不愿意从基础做起,而是把国外技术和设备直接搬过来,更多地倾向于“拿来主义”,真正自主开发系统集成的公司非常少。

  但无论如何,未来随着技术的更加成熟以及生产规模的进一步扩大,聚光光伏对于我国光伏产业来说势必带来强大的动力,强有力的竞争或许能带动我国光伏产业格局的调整,使得我国光伏产业更加的健全。

  高倍聚光的Ⅲ-Ⅴ太阳电池发电成本分析

  决定CPV 发电成本的主要因素是:(1)产量规模;(2)聚光倍数;(3)电池效率

  目前和今后,发展类似LEDs 制造方法制造多结化合物太阳电池,可以使得多结化合物太阳电池的成本大大降低,具有竞争力的CPV 市场需要使用1000 倍或更高倍聚光的Ⅲ-Ⅴ太阳电池,因为市场上Si 太阳电池已经做到几百倍太阳聚光,虽然效率只有25%。用更高倍聚光来抵消Ⅲ-Ⅴ太阳电池生产成本。

  另一个建议使用1000 倍聚光的原因来源于CPV 实际产业化实验成本分析,以西班牙NFLATCOM 项目为例,2000 年完成的第一阶段实验,接近与完全聚光PV 模块原型制造过程。使用RXI 光学聚光器1000 倍聚光,使用GaAs 单结电池(25%);使用高效率高倍聚光系统实现了商业光伏系统安装(10MWp)成本为2.8 欧元/Wp,另外,如果加上其他不过预期的成本估算为4.8 欧元/Wp,由此可见,需要使用1000 倍聚光来抵消Ⅲ-Ⅴ太阳电池生产成本。

  CPV 在产业化实验的第二阶段,取得明显进展,实现了商业光伏系统成本为2.5 欧元/Wp,据估算,工作在1000 倍聚光,效率为30%的多结化合物太阳电池,光伏系统成本为2.5 欧元/Wp,而对于工作在400 倍聚光,效率为38%的多结化合物太阳电池,光伏系统成本为3.0欧元/Wp,对于工作在250 倍聚光,效率为40%的多结化合物太阳电池,光伏系统成本为3.8欧元/Wp,对于工作在1000 倍聚光,效率为26%的多结化合物太阳电池,光伏系统成本为2.8欧元/Wp,下图给出不同聚光条件和不同电池效率的光伏发电成本。

  前景预测

  据研究分析机构IHSiSuppli发布报告显示,由于补贴预算下调及各国政府对于光伏安装量的限制,2012年全球光伏行业需求增速恐将下滑,而硅产业链价格在今年四季度就有进一步下跌的风险。

  虽然最近晶体硅光伏产品价格的下跌对其他替代技术形成了压力,Lux Research报告仍然预测高倍聚光光伏(HCPV)会快速发展。同样地,如果公司能在目前艰难的市场环境下幸存下来,那么HCPV的前景或许是光明的。

  薄膜电池领域的光伏生产商,包括碲化镉,铜铟镓硒,有机太阳能光伏和新型应用等,都经历了价格的快速下跌。尽管如此,Lux Research在一份报告里仍然称,HCPV到2017年可以实现31%的复合年度增长率。

  在高福照度的地区,鉴于HCPV成本降低的空间,到2020年生产商应该能实现和晶体硅电池相抗衡的平准化电力成本(LCOE)。但是,Lux警告到,“届时哪家公司会幸存下来并进行竞争还是一个疑问。”

  HCPV成本降低的因素包括规模经济效益,交付材料成本节约,Lux认为这将为材料供应商提供成熟的机会。据预测,HCPV系统安装成本将由2012年的3美元/瓦降至2017年的2.33美元/瓦。

  一份新的Lux Research报告题名为“聚焦高倍聚光光伏”,报告调查了HCPV的成本降低情况,认为HCPV将逐渐远离低直射辐照地区,预测到2017年HCPV可以接近与追踪式晶体硅光伏系统相竞争,而到2018年可以达到其水平。

  HCPV的目标是在高直射福照度地区达到公共规模化应用。这涉及到聚光太阳光,“将数百倍密度的阳光聚集到最先进的、最昂贵的太阳能电池上面。”HCPV组件安装在双轴安装系统上,目前其发展落后于竞争对手--固定式晶体硅组件。

  鉴于一些市场的补贴政策发生变化,所以其会远离欧洲而进入具有更高直射辐照的地区。该报告预测到2017年热带地区复合年度增长量将达到697MW。但是目前HCPV所面临的主要的障碍仍然是要在竞争激烈的市场中生存下来。

  派克研究公司发布了一份新的报告,该报告估计全球聚光太阳能发电(CSP)技术市场将在2020年翻翻,尽管每年的太阳能市场都会有所波动。

  根据《聚光太阳能发电》报告,全球聚光太阳能发电市场将在2013年,年收入增至51亿美元,并在2014年会再次下降,最后在2020年达到48亿到86亿美元之间。派克研究指出,当前CSP技术最大的优势是其整合热储能的能力。

  “太阳能光伏发电目前价格不仅比CSP技术更具吸引力,同样它也成了一个既定的纪录,使投资者对其更有吸引力,”派克研究公司高级分析师Peter Asmus说。 “但是,CSP技术可以克服这些缺点,通过更大规模和新技术模式来降低成本。”

  “在短期内最有前景的时机是将CSP技术与热储能结合在一起,从而增加清洁能源的价值,通过一种具有成本效益的方式、而且是太阳能光伏发电不能复制的。”

  派克研究指出,CSP市场整体增长的因素包括项目融资,政策问题,技术成本降低,以及电力传输消耗能力。该报告还提供了一份来自于光伏技术“潜在威胁” 的分析。  该报告指出,聚光太阳能(CSP)和化石燃料混合发电的发展趋势,主要是联合循环天然气发电。这种趋势在北非已经很受欢迎,像在阿尔及利亚,埃及和摩洛哥这些国家已经授权建立了诸多这样的电站。

  目前全球的CPV装机不到200MW,预计今后几年内,随着技术优势和成本优势的体现,市场规模将有爆发式的增长,未来10年年均增速预计在40%以上。我国目前仅有少量示范电站,未来随着光伏装机容量的提升,CPV的市场也将逐渐打开。

  近期聚恒首席技术官王士涛应邀参加了近期举行的聚光发电分论坛,并做了题为《高倍聚光技术及中国产业发展》的演讲。作为国际电工委员会光伏能源委员会聚光光伏标准工作组成员,王士涛介绍了聚光技术以及聚恒的发展情况,并特别指出聚光的发展机遇和优势,同时也介绍了聚恒产品的成本路线图,并指出CPV将在未来几年成为成本最有优势、效率最高的光伏技术。聚恒首席技术官王士涛就CPV技术的发展表示:

  1.CPV有各种技术路线,成本是决定技术路线的关键

  2.CPV适合在光照好的区域建大规模电站

  3.目前Suntrix在国内外都有很大机会,需抓住机遇迅速突破

  4.CPV成本拥有极大的下降空间,几年内CPV将成为效率最高、成本最低的太阳能技术

  工程案例

  2011年1月15日,由青岛哈工太阳能股份有限公司建设的200千瓦高倍聚光太阳能示范电站并网发电,这是国内第一个按照商业化运营建设且并网发电、投入运营的高倍聚光太阳能电站,也是目前国内转换率最高的并网太阳能发电站。临邑宇影光学仪器有限公司自主研发的德州聚光光伏发电站也成功并网发电,电转换率高达28%,年可实现清洁发电1.9万千瓦时。

  2012年5月9日由兰州大成科技股份有限公司、兰州交通大学、国家绿色镀膜技术与装备工程技术研究中心产学研创新联盟承担,历经3年时间研发的200kW槽式+线性菲涅尔式聚光太阳能光热发电试验系统,在位于兰州新区的兰州大成太阳能光热产业基地顺利并网发电,有功功率超过150kW,当天并网发电量超过200kWh。同时两组各150m长槽式集热单元和两组各96m长线性菲涅尔式集热单元也实现集热产蒸汽。

  由微电子行业工程晶圆供应商法国Soitec公司承建,位于西西里岛卡塔尼亚附近的意大利国内规模最大的聚光光伏发电站与电网进行连接。该发电站的功率为1.17兆峰瓦,其发电量足够满足约300户家庭的用电需求。该发电站的投入运营将使每年二氧化碳排放量减少125吨以上。该发电站共安装了74个高效率的聚光光伏发电系统,每个系统均配备了168个采用Soitec公司研发的Concentrix技术所生产的聚光光伏组件。此外,为了确保电量向电网传输的安全性,发电站还安装了两个由法国施耐德电气公司提供的单一功率为500千瓦的中央逆变器。Soitec公司太阳能业务部门副经理盖尔唐?博格斯先生表示,这座聚光光伏发电站的建成促进了公司在意大利的发展,同时也证明了公司可以将聚光光伏技术推广到全世界。

  2012年9月26日汉龙集团旗下的四川中汉太阳能“太阳能聚光光伏发电装备制造产业基地”项目将在双流开工建设,总投资76亿元,预计2年内建成,设计生产规模达200万千瓦,是国内首个聚光光伏产业园,也是世界上最大的聚光光伏产业园。这一世界最大聚光光伏产业园的建设,可看出以砷化镓材料为主的化合物半导体技术进军光伏产业的强大动力,同时与薄膜电池并行,给主宰着现今太阳能市场的晶硅电池技术带来强劲挑战,据相关机构预测,到2016年,晶硅电池技术占太阳能市场总产值的比重,将从目前的82%下滑到约74%。

> 关键词:光伏    




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