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高倍聚光光伏技術最新進展
新聞日期:2015-05-15 瀏覽次數:4060

  高倍聚光技術的市場和產業在最近幾年取得很大進展,以下是一些基本情況:

  1.累積的安裝并網已經達到330MWp。其中,超過3 0MWp的項目有:中國格爾木日芯公司的60MWp和80MWp項目,南非 soitec公司44MWp 的 Touwsr ivier 項目,美國科羅拉多Amonix 公司位于Alamosa的30MWp項目;

  2.已經證明的可靠性和現場數據超過 6 年;

  3.全世界產能 500MW/年;

  4.高倍聚光的研發和技術水平進展:已經認證的電池效率世界記錄為46%,已經確認的模組(組件)效率世界記錄為36.7%,均由德國 FraunhoferISE 實驗室獲得。100kW以上項目統計分析表明,平均電站效率已經達到 74%-80%;

  5.自2002年以來,高倍聚光芯片的光電轉換效率每年提高0.9%以上。

  高倍聚光技術的特點

  作為公共事業級的并網發電技術,高倍聚光已經進入了商業市場,這篇報告將就以下幾個方面全面回顧高倍聚光技術的最新進展,包括市場、行業、研發和技術。

  盡管這個行業在去年經歷了一些發電項目投資上的困難以及一些關于這項技術在銀行融資上的議論,但項目安裝仍然在繼續,在成本下降和技術進步方面看起來也還是樂觀的。

  高倍聚光的基本原理是利用相對廉價的聚光光學系統來替代昂貴但是高效率的III-V半導體芯片,使得它在發電度電成本上與光熱技術和通常的平板(晶硅)系統具有競爭力,特別是在一些高輻射度的地區。高倍聚光特別適合于在陽光充足的地區(直射陽光 DNI > 2000 kWh/m2/a)建設大型發電項目,超過90%的高倍聚光發電(HCPV)系統采用高聚光比模組和雙軸跟蹤系統(統計至2014年11月)。

  所謂高聚光比指的是聚光比在300~1000之間,采用III-V族半導體材料的多結芯片(如三結GaInP/InGaAs/Ge)。低倍聚光(LCPV)系統的聚光比一般小于100,通常使用高效的單晶硅芯片,采用單軸跟蹤系統或雙軸跟蹤系統,本文對此不作重點評述。

  越來越多的高倍聚光系統采用的是高聚光比的模組,也就是使用高效的III-V半導體芯片,這種芯片的效率提升非常顯著,直接導致了聚光系統整體的成本下降。在標準測試條件下,FraunhoferISE實驗室的模組效率已經達到了36.7%,而大多數的商業模組已經超過了30%。 最近幾年,得益于芯片和光學效率的提升,高倍聚光的AC系統效率也都達到了25%-29%之間。同時由于帶跟蹤系統的緣故,高倍聚光系統在電力需求高峰的下午時段能夠保持可觀的電力輸出。

  根據項目不同,高倍聚光的規模范圍從 kW到MW級都可以。由于一些跟蹤系統的立柱并不怎么占地方,項目地還可以做其他(如農業)用途。

  高倍聚光的另外一大優點是,不像普通的晶硅系統,其電力輸出不太受環境溫度影響,在氣候炎熱的地區比較有安裝優勢。

  從生產制造環節來看,高倍聚光的初始設備投資相對于其他光伏技術(如晶硅)是比較低的,盡管存在不同的高倍聚光設計和生產工藝路線。美國可再生能源實驗室(NREL)的詳細分析指出,采用菲涅耳透鏡和二次光學的技術路線,生產芯片和模組的設備投資為$0.56/Wp(DC), 其他設計形式還可能更低。大部分的高倍聚光系統生產廠家還把芯片和光學部分的生產外包,這樣的話,其生產設備投資還要低得多。

  一些分析報告還顯示,自從進入光伏市場以來,高倍聚光系統的安裝成本在持續下降。 2013年,Frauhofer ISE 的一份報告發現,安裝10MWp的高倍聚光項目,價格在 1.4歐元到 2.2 歐元每瓦。價格變化是因為采用不同的技術路線和新的不同安裝地點造成的差異,基于這些項目計算得到的平準化電力成本(LCOE)為0.1歐元/度到0.15歐元/度(對應的輻射度DNI =2000 kWh/m2/a)和0.08歐元/度到0.12歐元/度(對應的輻射度DNI =2500 kWh/m2/a)。高倍聚光的優缺點見表1。

  高倍聚光的芯片、模組和系統已經研發了幾十年,最早的聚光系統樣機出現在上個世紀60年代,準確的說聚光光伏并不是一個新近才出現的光伏技術路線,但其真正進入市場是在2000年代中期。

  跟晶硅技術相比,在大規模光伏并網發電應用市場上,高倍聚光還是個年輕的小角色(盡管其芯片技術在太空中已經是非常成熟的應用)。這暗示了聚光可靠性數據積累不足,也體現在價格和行業成熟度上,聚光光伏還未得到真正的重視。

  這篇報告的目的也在于改變信息不對稱,為市場和公眾歸納和提供可靠性數據。報告的第一部分集中于市場和行業,希望投資者、政策制定者、行業同行以及希望擴展研究范圍的研發人員與大眾能從中受益;第二部分則集中在研發和技術方面,主要為行業和研發的利益相關方提供參考。

  市場和產業鏈

  自2011年以來,許多高倍聚光公司關閉、破產,從高倍聚光轉向傳統的光伏(晶硅),或者被巨頭公司收購,一些公司仍保持對高倍聚光技術的追求,另一些則選擇了放棄。

  對于新技術、新市場,這種重組是再正常不過的商業行為。

  一般認為,高倍聚光面臨的挑戰是平板光伏(晶硅)的價格競爭,而這個價格競爭來源于晶硅行業的大規模產能擴張導致的組件成本下降。一些高倍聚光公司認為,在陽光充沛(高DNI)的地區,高倍聚光技術在平準化電力成本(LCOE)上對比平板光伏(晶硅)有競爭優勢,但是在擴大產能這條路上確實不太好走。

  高倍聚光的設計多樣,但絕大多數采用基于菲涅耳透鏡的透射點聚焦系統。為了降低成本和熱管理要求,一些公司已經采用更小的芯片和更高的聚光比。幾乎所有的高倍聚光(HCPV)公司都采用了500倍或1000倍的聚光比。盡管多數公司的技術路線趨于小型模組設計,一些標準的部件也能提供,但是人們還是繼續使用他們的客制化部件。一些光學供應商對高倍聚光的前景仍有激情,也希望標準化的部件能有助于行業發展,可他們對是否存在穩定的高倍聚光市場還是有所擔心。

  最近的幾個大的負面消息,動搖了這個行業的信心。2012年,Amon ix公司——現在改為Arzon Solar, 關閉了美國拉斯維加斯的150MW工廠;2013年,SolFocus公司——一家提供反射式聚光系統的公司,陷于破產清算;今年早些時候(2014),Soitec 公司放棄了在美國加州的一個150MW項目,原因是開發商希望改為安裝平板晶硅系統;澳大利亞的Solar System公司——現在叫Silex,直接叫停了在澳大利亞的100MW安裝計劃;中國的一些主流高倍聚光公司,也選擇了退出或轉型,包括上市公司三安光電股份(日芯公司)。

  現在還不清楚,這些事件對高倍聚光行業整體的影響有多大。

  有意思的是,盡管高倍聚光模組的市場受到如此大的打擊,一些生產應用于地面高倍聚光III-V芯片的廠家,卻繼續投入并改進他們的產品。

  Soitec公司也繼續在南非、中國和美國的高倍聚光項目安裝;值得一提的是,Sunpower公司有一個在中國內蒙古安裝70MW低倍聚光項目的計劃。

  另外,現在高倍聚光跟蹤器的可靠性相比以前也大大提高了,價格也下來了不少。

  聚光光伏只是最近幾年才真正進入光伏市場,一個叫CPV共同體的組織,最近才開始收集電站數據。第一個MW級聚光電站在2006年安裝于西班牙,從那時起,每年都有MW級的高倍聚光得到安裝,有些甚至超過20MW,其中的90%以上是高倍聚光(HCPV)帶雙軸跟蹤系統。2008年以前,大部分聚光光伏是采用晶硅芯片,但隨后III-V半導體芯片開始成為聚光光伏系統的標配。低倍聚光(LCPV)仍然使用改進的或是高效的晶硅芯片。

  現在市場上不僅有大型的高倍聚光地面電站,也有一些小型的項目。自從西班牙的第一個1MW的項目運行以后,世界各地陸陸續續開始修建了MW級別的聚光電站,分布在美國、中國、意大利、澳大利亞和南非。

  與其他光伏技術相比,聚光光伏是一個非常小的市場。在2011年的時候,全世界還不到100MW的安裝量,但2014年一年就安裝了70MW。一些20MW左右的項目,也正在安裝或處于項目開發階段。

  與常規光伏電站一樣,高倍聚光電站也是25年的質保,所以電站必須非??煽?。

  一個名為“高倍聚光模組和裝配-設計規格和定型”的標準(IEC62108)已經在2007年頒布實施,作為進入市場的強制性要求。今天,已經有許多公司根據這個標準通過了產品檢驗。同時,附加的UL和IEC標準(涵蓋功率和能量標定、模組安全、跟蹤器、光學、芯片裝配等等)已經頒發或正在制定之中。

  展望:關于系統成本和平準化電力成本

  聚光系統的市場價格和成本信息很難取得。

  這是由于市場比較小,活躍的公司并不多。這樣,學習曲線并不是那么可靠,系統成本和平準化電力成本(LCOE或度電成本)的分析也具有很大的不確定性,除非市場上已經有了足夠多的并網發電項目安裝量。

  2013年,Fraunhofer 發表了一個可再生能源的平準化電力成本的深入研究。其中也包括了對高倍聚光的分析,根據的是基于公開發表的數據所作的假設。

  加拿大的渥太華大學的一個小組也作過類似的報告。根據行業調查和文獻,聚光光伏的價格(含安裝),大多在1400歐元/千瓦和2200歐元/千瓦之間,根據不同的設計概念和新的地區差異而不同。

  而根據技術經濟性分析,我們計算得到聚光電站的平準化電力成本,則為0.1歐元/度~0.15歐元/度(DNI輻射度2000kWh/m2/a的地區),0.08歐元/度~0.12歐元/度(DNI輻射度2500kWh/m2/a的地區)。

  對于聚光光伏,未來市場發展有很大的不確定性,技術進步帶來成本的下降的可能性也是存在的。分析表明,未來度電成本下降的潛力將繼續鼓勵技術的發展。如果保持聚光光伏電站的安裝,到2030年,聚光光伏將達到0.045歐元/度~0.075歐元/度, 系統價格(含安裝)將達到700歐元/千瓦~1100歐元/千瓦。

  從圖1可以看到,在一些日照比較好的地區,高倍聚光的成本已經和平板晶硅的成本可以比擬,或者更低。

  展望:研發和技術

  高光電轉換效率是促使高倍聚光度電成本具有競爭力的最大因素。因而,絕大多數的研發努力都放在如何提高效率,無論是在芯片、模組還是在系統水平上。

  圖2顯示了自2000年以來芯片、模組和系統效率的提升,強調了研發努力的進展。這些趨勢線是來自歐洲研發平臺的預期,這預計了聚光技術效率提升的巨大潛力。

  效率問題:III-V族多結電池是聚光技術度電成本下降的主要推手。

  從2002年以來,每年的效率提升在0.9%以上。Sharp公司和 Fraunhofer 實驗室達到了今天的冠軍效率,分別為三結電池 44.4%和四結電池46.0%,46.5%的效率也已經出現,但還未得到權威檢測機構的證實。

  商業化產品的效率與實驗室效率相當接近,說明高倍聚光技術的商業化轉化非常迅速。根據一些公司的產品數據規格書,現在商業化聚光芯片的效率在38%~42%。

  與其他光伏技術相比,聚光技術的高效率可以這樣來解釋。

  首先,聚光芯片是元素周期表的III族和V族元素的化合物晶體制作,由不同的半導體材料按禁帶寬度由低到高順序堆砌而成的。這樣做不僅是減少了光子吸收過程中的熱損失,因不同能量的光子對應不同半導體帶寬的材料吸收,更重要的是,跟單結結構相比,在透射損失減少的同時,光子吸收范圍也大大增加。

  同時,III-V族材料是直接帶半導體,光子吸收效率很高,可以把材料做得非常薄。對比硅材料,硅是間接半導體材料,吸收光子的能力比較低,硅片通常要作的比較厚。

  具體來說,廣泛使用的III-V族聚光芯片結構,是晶格匹配的GaInP/InGaAs/Ge,這種材料不僅地面聚光光伏使用,在太空上也已經是成熟的應用了。這種器件是利用產出效率很高的氣相外延生長設備(MOCVD)生產的,這種結構中的材料是跟Ge晶格匹配的,因此這種結構的材料晶體質量非常高,2009年其光電效率達到了41.6%(AM1.5d,364倍聚光比)。采用不同組分的III-V半導體材料提供了非常大的材料設計靈活性,具體的材料設計討論超過了本報告的范圍。另請注意,低倍聚光光伏仍然采用單晶硅材料,而本報告主要討論高倍聚光的技術路徑。

  原材料供應問題:聚光芯片是采用了多種不同的元素,Ga(鎵)、In (銦)和Ge(鍺),在全球供應上是有限的。

  鎵和銦來自采礦副產品的還原,2013年的產量分別是280噸和770噸。2011年鍺的產量約為118噸。這是原始產品的產量,不包含回收和重復利用。

  假定鍺襯底片的厚度為200微米,則理論使用量是0.1g/cm2,考慮30%的產出(鋸割、切片、破裂等損失),則實際使用量是0.4g/cm2,取決于各公司如何控制鋸割損失。只有少數公司能夠回收利用鋸割損失的鍺廢料,其他材料的損失比例則非常小。

  這樣,在假定30%模組效率 和1000倍聚光比的條件下,1GW的高倍聚光所需要的Ge重量大約為4噸,不考慮回收的話最大不超過12噸。現在的材料供應是不存在問題的,隨著效率提高和聚光比增加,材料用量還會減少。

  在太陽能應用以外,Ge也廣泛應用于電子、紅外光學、光纖光學、聚酯催化劑等發展最快的應用需求。因此,未來鍺的供應量還需要繼續增加,如果聚光太陽能的應用能達到較大規模的話。全球已知鍺的儲量約有35600噸,其中24600噸來自煤,剩余的來自鉛/鋅生產。作為一種副產品,看不出來有任何限制鍺產量的因素。

  不過,不清楚的是,鍺的價格是否需要提高以刺激產量?;蛘?,作為副產品的鍺價格是否變化,而其變化又如何才不至于影響聚光光伏的經濟性。

  對于鎵和銦來說,聚光芯片生產所需要的量非常之少,即便是每年GW級的聚光光伏產能下,也不需要供應鏈增加供給。

  另外,如果不采用鍺襯底片,而是使用Ga As襯底片, Ga的用量會顯著增加。假定600微米的GaAs片,Ga用量不到0.2g/cm2(沒有考慮損耗),考慮30%產出并且不回收GaAs片,用量最高也不到0.5g/cm2。在有效回收,30%模組效率和1000倍聚光比條件下,每GW聚光光伏需要5.5噸Ga。

  不考慮回收的情況下,最多也不超過17噸。在最壞情況下,以產能1GW/年計,聚光光伏的Ga用量,也只占了全球年供應量的6%。

  如果聚光光伏的芯片在低倍聚光下使用,或者完全不采用聚光,則Ge、Ga、In的原材料供應問題將變得非常具有挑戰性。也就是說,采用高倍聚光技術可以大大減少半導體材料的使用量。以1000倍聚光比為例,在相同功率下,相當于僅僅使用了千分之一的芯片用量,而轉換效率還更高——聚光芯片在高倍聚光條件下,其光電轉換效率比非聚光條件下的轉換效率還要高8%左右。


格爾木光伏電站聚光工程

  >> 編譯后記

  這是根據去年年底德國Fraunhofer實驗室和美國可再生能源實驗室共同就高倍聚光光伏技術的最新進展發表的一個報告編譯而成的。最近幾年,在全世界晶硅(多晶硅和單晶硅)大規模擴充產能和技術工藝進步導致平板晶硅太陽能系統成本和價格急劇下降的大背景下,聚光光伏(地面高倍聚光)在太陽能發電市場上的推廣應用被迅速抑制,一系列的破產倒閉和重組事件,也給這個光伏細分行業蒙上了重重陰影。

  不過,可喜的是,作為一種研發歷史悠久并有著多年現場數據的發電項目經驗,以及在太空上成熟應用的技術,高倍聚光以其技術和性能的優越性并沒有完全被放棄,一些公司和研究機構在聚光芯片效率上每年都取得新進展,模組和系統的標準也已經制定或正在制定之中,大型聚光發電項目安裝還在繼續,不斷在提供和累積現場數據,為這個行業帶來希望的亮光。

  中國在聚光光伏產業中,不僅能夠商業化生產聚光芯片,在模組和系統上也積累了大量的實際生產經驗,包括芯片的材料設計和商業化生產、接收器組裝、光學部件、跟蹤器等,已經形成了完整的聚光光伏產業鏈,且發電項目裝機量在國際上也名列前茅。

  從制造環節上看,聚光光伏的全產業鏈無污染和低能耗,聚光光伏系統的能源回報期只有6個月,是嚴格意義上的清潔能源。

  從技術角度看,高倍聚光只在陽光充沛地區具有較強的價格競爭力。輸出電力曲線平緩,比較適合大規模發電側并網發電,在光伏發電的終端市場上應占有一席之地。也就是說,根據技術特點和應用情景,不同的光伏發電技術各有其優勢的細分市場。

  從積極的角度和發展的眼光來看,中國如支持發展聚光光伏,可以增強我國在先進半導體芯片技術方面的研發實力。而發展高端光學材料,提高光學設計水平,加強精密光學加工能力,符合國家從低端制造到高端智造的制造業轉型趨勢。發展大型聚光光伏發電,跟其他可再生能源一起,對中國的環境治理和碳排放控制也具有積極意義。 

  來源:太陽能發電
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