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高倍聚光光伏技术最新进展
新闻日期:2015-05-15 浏览次数:4060

  高倍聚光技术的市场和产业在最近几年取得很大进展,以下是一些基本情况:

  1.累积的安装并网已经达到330MWp。其中,超过3 0MWp的项目有:中国格尔木日芯公司的60MWp和80MWp项目,南非 soitec公司44MWp 的 Touwsr ivier 项目,美国科罗拉多Amonix 公司位于Alamosa的30MWp项目;

  2.已经证明的可靠性和现场数据超过 6 年;

  3.全世界产能 500MW/年;

  4.高倍聚光的研发和技术水平进展:已经认证的电池效率世界记录为46%,已经确认的模组(组件)效率世界记录为36.7%,均由德国 FraunhoferISE 实验室获得。100kW以上项目统计分析表明,平均电站效率已经达到 74%-80%;

  5.自2002年以来,高倍聚光芯片的光电转换效率每年提高0.9%以上。

  高倍聚光技术的特点

  作为公共事业级的并网发电技术,高倍聚光已经进入了商业市场,这篇报告将就以下几个方面全面回顾高倍聚光技术的最新进展,包括市场、行业、研发和技术。

  尽管这个行业在去年经历了一些发电项目投资上的困难以及一些关于这项技术在银行融资上的议论,但项目安装仍然在继续,在成本下降和技术进步方面看起来也还是乐观的。

  高倍聚光的基本原理是利用相对廉价的聚光光学系统来替代昂贵但是高效率的III-V半导体芯片,使得它在发电度电成本上与光热技术和通常的平板(晶硅)系统具有竞争力,特别是在一些高辐射度的地区。高倍聚光特别适合于在阳光充足的地区(直射阳光 DNI > 2000 kWh/m2/a)建设大型发电项目,超过90%的高倍聚光发电(HCPV)系统采用高聚光比模组和双轴跟踪系统(统计至2014年11月)。

  所谓高聚光比指的是聚光比在300~1000之间,采用III-V族半导体材料的多结芯片(如三结GaInP/InGaAs/Ge)。低倍聚光(LCPV)系统的聚光比一般小于100,通常使用高效的单晶硅芯片,采用单轴跟踪系统或双轴跟踪系统,本文对此不作重点评述。

  越来越多的高倍聚光系统采用的是高聚光比的模组,也就是使用高效的III-V半导体芯片,这种芯片的效率提升非常显著,直接导致了聚光系统整体的成本下降。在标准测试条件下,FraunhoferISE实验室的模组效率已经达到了36.7%,而大多数的商业模组已经超过了30%。 最近几年,得益于芯片和光学效率的提升,高倍聚光的AC系统效率也都达到了25%-29%之间。同时由于带跟踪系统的缘故,高倍聚光系统在电力需求高峰的下午时段能够保持可观的电力输出。

  根据项目不同,高倍聚光的规模范围从 kW到MW级都可以。由于一些跟踪系统的立柱并不怎么占地方,项目地还可以做其他(如农业)用途。

  高倍聚光的另外一大优点是,不像普通的晶硅系统,其电力输出不太受环境温度影响,在气候炎热的地区比较有安装优势。

  从生产制造环节来看,高倍聚光的初始设备投资相对于其他光伏技术(如晶硅)是比较低的,尽管存在不同的高倍聚光设计和生产工艺路线。美国可再生能源实验室(NREL)的详细分析指出,采用菲涅耳透镜和二次光学的技术路线,生产芯片和模组的设备投资为$0.56/Wp(DC), 其他设计形式还可能更低。大部分的高倍聚光系统生产厂家还把芯片和光学部分的生产外包,这样的话,其生产设备投资还要低得多。

  一些分析报告还显示,自从进入光伏市场以来,高倍聚光系统的安装成本在持续下降。 2013年,Frauhofer ISE 的一份报告发现,安装10MWp的高倍聚光项目,价格在 1.4欧元到 2.2 欧元每瓦。价格变化是因为采用不同的技术路线和新的不同安装地点造成的差异,基于这些项目计算得到的平准化电力成本(LCOE)为0.1欧元/度到0.15欧元/度(对应的辐射度DNI =2000 kWh/m2/a)和0.08欧元/度到0.12欧元/度(对应的辐射度DNI =2500 kWh/m2/a)。高倍聚光的优缺点见表1。

  高倍聚光的芯片、模组和系统已经研发了几十年,最早的聚光系统样机出现在上个世纪60年代,准确的说聚光光伏并不是一个新近才出现的光伏技术路线,但其真正进入市场是在2000年代中期。

  跟晶硅技术相比,在大规模光伏并网发电应用市场上,高倍聚光还是个年轻的小角色(尽管其芯片技术在太空中已经是非常成熟的应用)。这暗示了聚光可靠性数据积累不足,也体现在价格和行业成熟度上,聚光光伏还未得到真正的重视。

  这篇报告的目的也在于改变信息不对称,为市场和公众归纳和提供可靠性数据。报告的第一部分集中于市场和行业,希望投资者、政策制定者、行业同行以及希望扩展研究范围的研发人员与大众能从中受益;第二部分则集中在研发和技术方面,主要为行业和研发的利益相关方提供参考。

  市场和产业链

  自2011年以来,许多高倍聚光公司关闭、破产,从高倍聚光转向传统的光伏(晶硅),或者被巨头公司收购,一些公司仍保持对高倍聚光技术的追求,另一些则选择了放弃。

  对于新技术、新市场,这种重组是再正常不过的商业行为。

  一般认为,高倍聚光面临的挑战是平板光伏(晶硅)的价格竞争,而这个价格竞争来源于晶硅行业的大规模产能扩张导致的组件成本下降。一些高倍聚光公司认为,在阳光充沛(高DNI)的地区,高倍聚光技术在平准化电力成本(LCOE)上对比平板光伏(晶硅)有竞争优势,但是在扩大产能这条路上确实不太好走。

  高倍聚光的设计多样,但绝大多数采用基于菲涅耳透镜的透射点聚焦系统。为了降低成本和热管理要求,一些公司已经采用更小的芯片和更高的聚光比。几乎所有的高倍聚光(HCPV)公司都采用了500倍或1000倍的聚光比。尽管多数公司的技术路线趋于小型模组设计,一些标准的部件也能提供,但是人们还是继续使用他们的客制化部件。一些光学供应商对高倍聚光的前景仍有激情,也希望标准化的部件能有助于行业发展,可他们对是否存在稳定的高倍聚光市场还是有所担心。

  最近的几个大的负面消息,动摇了这个行业的信心。2012年,Amon ix公司——现在改为Arzon Solar, 关闭了美国拉斯维加斯的150MW工厂;2013年,SolFocus公司——一家提供反射式聚光系统的公司,陷于破产清算;今年早些时候(2014),Soitec 公司放弃了在美国加州的一个150MW项目,原因是开发商希望改为安装平板晶硅系统;澳大利亚的Solar System公司——现在叫Silex,直接叫停了在澳大利亚的100MW安装计划;中国的一些主流高倍聚光公司,也选择了退出或转型,包括上市公司三安光电股份(日芯公司)。

  现在还不清楚,这些事件对高倍聚光行业整体的影响有多大。

  有意思的是,尽管高倍聚光模组的市场受到如此大的打击,一些生产应用于地面高倍聚光III-V芯片的厂家,却继续投入并改进他们的产品。

  Soitec公司也继续在南非、中国和美国的高倍聚光项目安装;值得一提的是,Sunpower公司有一个在中国内蒙古安装70MW低倍聚光项目的计划。

  另外,现在高倍聚光跟踪器的可靠性相比以前也大大提高了,价格也下来了不少。

  聚光光伏只是最近几年才真正进入光伏市场,一个叫CPV共同体的组织,最近才开始收集电站数据。第一个MW级聚光电站在2006年安装于西班牙,从那时起,每年都有MW级的高倍聚光得到安装,有些甚至超过20MW,其中的90%以上是高倍聚光(HCPV)带双轴跟踪系统。2008年以前,大部分聚光光伏是采用晶硅芯片,但随后III-V半导体芯片开始成为聚光光伏系统的标配。低倍聚光(LCPV)仍然使用改进的或是高效的晶硅芯片。

  现在市场上不仅有大型的高倍聚光地面电站,也有一些小型的项目。自从西班牙的第一个1MW的项目运行以后,世界各地陆陆续续开始修建了MW级别的聚光电站,分布在美国、中国、意大利、澳大利亚和南非。

  与其他光伏技术相比,聚光光伏是一个非常小的市场。在2011年的时候,全世界还不到100MW的安装量,但2014年一年就安装了70MW。一些20MW左右的项目,也正在安装或处于项目开发阶段。

  与常规光伏电站一样,高倍聚光电站也是25年的质保,所以电站必须非常可靠。

  一个名为“高倍聚光模组和装配-设计规格和定型”的标准(IEC62108)已经在2007年颁布实施,作为进入市场的强制性要求。今天,已经有许多公司根据这个标准通过了产品检验。同时,附加的UL和IEC标准(涵盖功率和能量标定、模组安全、跟踪器、光学、芯片装配等等)已经颁发或正在制定之中。

  展望:关于系统成本和平准化电力成本

  聚光系统的市场价格和成本信息很难取得。

  这是由于市场比较小,活跃的公司并不多。这样,学习曲线并不是那么可靠,系统成本和平准化电力成本(LCOE或度电成本)的分析也具有很大的不确定性,除非市场上已经有了足够多的并网发电项目安装量。

  2013年,Fraunhofer 发表了一个可再生能源的平准化电力成本的深入研究。其中也包括了对高倍聚光的分析,根据的是基于公开发表的数据所作的假设。

  加拿大的渥太华大学的一个小组也作过类似的报告。根据行业调查和文献,聚光光伏的价格(含安装),大多在1400欧元/千瓦和2200欧元/千瓦之间,根据不同的设计概念和新的地区差异而不同。

  而根据技术经济性分析,我们计算得到聚光电站的平准化电力成本,则为0.1欧元/度~0.15欧元/度(DNI辐射度2000kWh/m2/a的地区),0.08欧元/度~0.12欧元/度(DNI辐射度2500kWh/m2/a的地区)。

  对于聚光光伏,未来市场发展有很大的不确定性,技术进步带来成本的下降的可能性也是存在的。分析表明,未来度电成本下降的潜力将继续鼓励技术的发展。如果保持聚光光伏电站的安装,到2030年,聚光光伏将达到0.045欧元/度~0.075欧元/度, 系统价格(含安装)将达到700欧元/千瓦~1100欧元/千瓦。

  从图1可以看到,在一些日照比较好的地区,高倍聚光的成本已经和平板晶硅的成本可以比拟,或者更低。

  展望:研发和技术

  高光电转换效率是促使高倍聚光度电成本具有竞争力的最大因素。因而,绝大多数的研发努力都放在如何提高效率,无论是在芯片、模组还是在系统水平上。

  图2显示了自2000年以来芯片、模组和系统效率的提升,强调了研发努力的进展。这些趋势线是来自欧洲研发平台的预期,这预计了聚光技术效率提升的巨大潜力。

  效率问题:III-V族多结电池是聚光技术度电成本下降的主要推手。

  从2002年以来,每年的效率提升在0.9%以上。Sharp公司和 Fraunhofer 实验室达到了今天的冠军效率,分别为三结电池 44.4%和四结电池46.0%,46.5%的效率也已经出现,但还未得到权威检测机构的证实。

  商业化产品的效率与实验室效率相当接近,说明高倍聚光技术的商业化转化非常迅速。根据一些公司的产品数据规格书,现在商业化聚光芯片的效率在38%~42%。

  与其他光伏技术相比,聚光技术的高效率可以这样来解释。

  首先,聚光芯片是元素周期表的III族和V族元素的化合物晶体制作,由不同的半导体材料按禁带宽度由低到高顺序堆砌而成的。这样做不仅是减少了光子吸收过程中的热损失,因不同能量的光子对应不同半导体带宽的材料吸收,更重要的是,跟单结结构相比,在透射损失减少的同时,光子吸收范围也大大增加。

  同时,III-V族材料是直接带半导体,光子吸收效率很高,可以把材料做得非常薄。对比硅材料,硅是间接半导体材料,吸收光子的能力比较低,硅片通常要作的比较厚。

  具体来说,广泛使用的III-V族聚光芯片结构,是晶格匹配的GaInP/InGaAs/Ge,这种材料不仅地面聚光光伏使用,在太空上也已经是成熟的应用了。这种器件是利用产出效率很高的气相外延生长设备(MOCVD)生产的,这种结构中的材料是跟Ge晶格匹配的,因此这种结构的材料晶体质量非常高,2009年其光电效率达到了41.6%(AM1.5d,364倍聚光比)。采用不同组分的III-V半导体材料提供了非常大的材料设计灵活性,具体的材料设计讨论超过了本报告的范围。另请注意,低倍聚光光伏仍然采用单晶硅材料,而本报告主要讨论高倍聚光的技术路径。

  原材料供应问题:聚光芯片是采用了多种不同的元素,Ga(镓)、In (铟)和Ge(锗),在全球供应上是有限的。

  镓和铟来自采矿副产品的还原,2013年的产量分别是280吨和770吨。2011年锗的产量约为118吨。这是原始产品的产量,不包含回收和重复利用。

  假定锗衬底片的厚度为200微米,则理论使用量是0.1g/cm2,考虑30%的产出(锯割、切片、破裂等损失),则实际使用量是0.4g/cm2,取决于各公司如何控制锯割损失。只有少数公司能够回收利用锯割损失的锗废料,其他材料的损失比例则非常小。

  这样,在假定30%模组效率 和1000倍聚光比的条件下,1GW的高倍聚光所需要的Ge重量大约为4吨,不考虑回收的话最大不超过12吨。现在的材料供应是不存在问题的,随着效率提高和聚光比增加,材料用量还会减少。

  在太阳能应用以外,Ge也广泛应用于电子、红外光学、光纤光学、聚酯催化剂等发展最快的应用需求。因此,未来锗的供应量还需要继续增加,如果聚光太阳能的应用能达到较大规模的话。全球已知锗的储量约有35600吨,其中24600吨来自煤,剩余的来自铅/锌生产。作为一种副产品,看不出来有任何限制锗产量的因素。

  不过,不清楚的是,锗的价格是否需要提高以刺激产量。或者,作为副产品的锗价格是否变化,而其变化又如何才不至于影响聚光光伏的经济性。

  对于镓和铟来说,聚光芯片生产所需要的量非常之少,即便是每年GW级的聚光光伏产能下,也不需要供应链增加供给。

  另外,如果不采用锗衬底片,而是使用Ga As衬底片, Ga的用量会显著增加。假定600微米的GaAs片,Ga用量不到0.2g/cm2(没有考虑损耗),考虑30%产出并且不回收GaAs片,用量最高也不到0.5g/cm2。在有效回收,30%模组效率和1000倍聚光比条件下,每GW聚光光伏需要5.5吨Ga。

  不考虑回收的情况下,最多也不超过17吨。在最坏情况下,以产能1GW/年计,聚光光伏的Ga用量,也只占了全球年供应量的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,则Ge、Ga、In的原材料供应问题将变得非常具有挑战性。也就是说,采用高倍聚光技术可以大大减少半导体材料的使用量。以1000倍聚光比为例,在相同功率下,相当于仅仅使用了千分之一的芯片用量,而转换效率还更高——聚光芯片在高倍聚光条件下,其光电转换效率比非聚光条件下的转换效率还要高8%左右。


格尔木光伏电站聚光工程

  >> 编译后记

  这是根据去年年底德国Fraunhofer实验室和美国可再生能源实验室共同就高倍聚光光伏技术的最新进展发表的一个报告编译而成的。最近几年,在全世界晶硅(多晶硅和单晶硅)大规模扩充产能和技术工艺进步导致平板晶硅太阳能系统成本和价格急剧下降的大背景下,聚光光伏(地面高倍聚光)在太阳能发电市场上的推广应用被迅速抑制,一系列的破产倒闭和重组事件,也给这个光伏细分行业蒙上了重重阴影。

  不过,可喜的是,作为一种研发历史悠久并有着多年现场数据的发电项目经验,以及在太空上成熟应用的技术,高倍聚光以其技术和性能的优越性并没有完全被放弃,一些公司和研究机构在聚光芯片效率上每年都取得新进展,模组和系统的标准也已经制定或正在制定之中,大型聚光发电项目安装还在继续,不断在提供和累积现场数据,为这个行业带来希望的亮光。

  中国在聚光光伏产业中,不仅能够商业化生产聚光芯片,在模组和系统上也积累了大量的实际生产经验,包括芯片的材料设计和商业化生产、接收器组装、光学部件、跟踪器等,已经形成了完整的聚光光伏产业链,且发电项目装机量在国际上也名列前茅。

  从制造环节上看,聚光光伏的全产业链无污染和低能耗,聚光光伏系统的能源回报期只有6个月,是严格意义上的清洁能源。

  从技术角度看,高倍聚光只在阳光充沛地区具有较强的价格竞争力。输出电力曲线平缓,比较适合大规模发电侧并网发电,在光伏发电的终端市场上应占有一席之地。也就是说,根据技术特点和应用情景,不同的光伏发电技术各有其优势的细分市场。

  从积极的角度和发展的眼光来看,中国如支持发展聚光光伏,可以增强我国在先进半导体芯片技术方面的研发实力。而发展高端光学材料,提高光学设计水平,加强精密光学加工能力,符合国家从低端制造到高端智造的制造业转型趋势。发展大型聚光光伏发电,跟其他可再生能源一起,对中国的环境治理和碳排放控制也具有积极意义。 

  来源:太阳能发电
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