高倍聚光光伏（CPV）并不属于比较新的技术，美国SANDIA实验室在上个世纪60年代即已开发出第一个聚光光伏系统，时间上只是稍晚于晶硅电池技术的发展，但为何在晶硅电池如今已占全球80%以上光伏市场之后，聚光光伏才开始发力呢？
　　技术进展快速
　　近年来一直专注于CPV技术的俞容文博士认为，是技术的积累与进步促进了CPV在近年来的发展。他介绍说，聚光光伏采用的多结III-V族太阳能电池的光电转换效率在上个世纪的进展一直很缓慢，但在进入21世纪之后，其转换效率以每年1%到1.5%的速度增长,并迅速超过了40%。
　　据了解，多结电池的每层都可以吸收不同光谱范围的太阳光，因此其具有更高的光电转换效率，理论上能接近70%。
　　俞容文博士表示，采用多结太阳能电池的高倍聚光技术而带来的系统高效率是聚光光伏的最大亮点。目前高效太阳能聚光光伏发电系统模组的转换效率已接近30%，而且未来提升空间巨大。但对现有的其它太阳电池发电技术来说，30%已是其无法跨越的物理极限。
　　CPV可分为高倍聚光和低倍聚光，采用多结太阳能芯片的一般称为高倍聚光(HCPV)，聚光倍数达到500或1000以上；而采用单结砷化镓芯片或硅材料的是低倍聚光(LCPV)，聚光倍数在3～100左右(作者注：本文提到的CPV是指高倍聚光)。
　　据报道，高效率多结太阳能电池实验室光电转换效率目前已达到41%，是晶体硅电池技术的两倍。不久前，波音旗下Spectrolab公司宣布已开始量产平均转换效率为39.2%的最新C3MJ+陆基三结太阳能电池。而三安光电与美国Emcore公司合资成立的日芯光伏科技有限公司则表示，其批量生产的高性能三结太阳电池芯片光电转换效率已达到41%。
　　上海阳远新能源科技有限公司副总经理阳小兵在接受记者采访时表示，CPV技术的发展实际上与薄膜电池有些相似，技术出现和发展的时间并不短，但因各种原因应用发展一直比较缓慢。据阳小兵介绍，现有的专注于CPV技术的公司中超过20年发展历史的有好几家，其中以美国的Amonix和Entech以及澳大利亚的SolarSystem较为知名，这几家公司基本上是随着太阳能光伏地面应用开始就一直在专注于CPV技术。他认为，CPV属于真正环保节能的环境友好型技术，其优势除了光电转换效率高和能量回收期短（不存在高耗能问题）外，还表现在系统占地面积少以及系统寿命终止时材料可回收率高（约90%或更高）等方面。
　　模块效率方面，公开的数据是目前规模化电站中CPV模块效率已经达到25%～27%，EPIA预计2012年这一数据将提高到30%。从国内来看，上海聚恒在青岛建成的200KW高倍聚光光伏电站使用576倍聚光，其直流效率达到25%；三安光电青海格尔木已经安装完成的1MW聚光光伏电站实际运行测试结果表明，标准测试条件下其模组最大光电转换效率为26.8%，最小为23.1%，平均光电转换效率约25%。另据日芯光伏市场项目经理姜泽宇介绍，该公司自主设计生产的500倍和1000倍聚光光伏发电系统效率分别高达26%和28.5%，是目前国内光学效率最高、组件转换效率最高的CPV系统。
　　对光伏技术而言，效率是决定成本的重要因素，而这正是聚光光伏技术的最大潜在优势。种种迹象似乎都表明，高倍聚光光伏正进入一个快速发展时期。

　　示范规模越来越大
　　使得聚光光伏产业近年来开始快速发展的另一个原因，在于规模化促进系统成本的降低。据不完全统计，2010年全球约有20MW聚光光伏系统开建，其中已有多个商业规模的聚光光伏电站建成并网，另有数个10MW及以上级别高倍聚光光伏项目获批。近日有消息称，Amonix计划在美国科罗拉多州建设全球迄今最大的30MW的CPV电站项目已于近期完成签约；而SolFocus不但已在加州建成1MW聚光光伏电站，同时还将在西班牙南部建设10MW聚光光伏电站。俞容文指出，SolFocus的加州1MW项目证明了CPV的商业可行性，兆瓦级CPV电厂开始具有投资价值。
　　国内来看，三安光电在青海格尔木投建的3MW聚光光伏电站，已经完成其中1MW的系统安装并已开始发电；上海聚恒太阳能在青岛建成200KW高倍聚光光伏电站；以及利达光电计划在新郑机场高速公路两旁建设10公里共10MW高倍聚光光伏电站。同时，上海聚恒太阳能还将计划在中国西部和北部建设兆瓦级聚光光伏试点电站。另外，俞容文向本刊记者透露，石家庄明德投资公司已计划在河北西柏坡开建目前世界上规模最大总装机容量达120MW的聚光光伏电站，该电站已完成前期土地评估程序及其他审批手续，今年将分批陆续开工。
　　市场调研机构预测，2011年全球CPV市场规模将达到500WM。另据美国可再生能源研究所预测，到2020年，全球聚光光伏发电规模将达到数十吉瓦的产业规模。
　　目前国内在建CPV项目中，三安光电青海格尔木3MW项目因其与美国Emcore公司合资设立日芯光伏科技有限公司而备受业界关注。
　　据三安光电企划经理同时亦兼任日芯光伏科技有限公司市场项目经理的姜泽宇介绍，目前青海格尔木聚光光伏电站的前期1MW已经成功并网，二期工程也已启动，预计2011年7月份完成全部3MW装机目标，其中二期工程将全部采用合资企业日芯光伏的技术。姜泽宇表示，二期工程将采用高达1090倍的聚光倍数，相比一期会减少电池芯片的使用量；其新型玻璃基聚光透镜也使系统光电转换效率更高，系统可靠性也将进一步提高，同时还降低了后期维护成本；另外由于模组体积减小，使得太阳追踪系统更加轻便，安装及维护更加灵活。
　　姜泽宇还介绍说，三安青海格尔木CPV项目的成功让业界感到惊叹，其10月份日均发电4540度，最高日发电量超过6100度，比晶硅电池发电量高出30%。另外由于系统采用了双轴跟踪，使得系统有效利用小时数平均每天达到近5个小时，而且在有效小时内的发电量比较稳定。

　　仍有诸多技术问题有待解决
　　上海太阳能工程技术研究中心主任李红波认为，高倍聚光光伏系统的电池和聚光镜的技术稳定性以及系统散热、高精度跟踪的可靠性等问题阻碍了其商业化。他介绍说，聚光电池采用特殊的工艺，不同的倍数有不同的设计，因此其存在系统标准化问题，是规模化生产的一大障碍；而聚光镜固有的光学特性和光损失，将对系统稳定性构成威胁；同时，经过聚光之后太阳能电池温度会迅速升高，如果要有效降低电池温度，就必须加快散热，这会使系统成本大幅上升；而且聚光光伏所需的砷化镓电池与普通砷化镓电池也有所不同，因为聚光之后电流增大，对电池表面载流能力的要求也提高，从而对砷化镓材料的要求也更高；另外，聚光光伏需要直射光，因此需要更高的跟踪精度，这不仅对系统可靠性提出挑战，其成本增加更是商业化发展急需解决的问题。
　　俞容文也表示，CPV系统的可靠性与稳定性还有待规模化的进一步检验。在他看来，尽管聚光太阳能电池的研究历史并不短，但其真正开始建设示范电站也只是最近3至5年的事。包括聚光镜的可靠性和跟踪系统的稳定性以及精度，都是聚光光伏商业化的难点。其中，聚光太阳能电池的高聚光比使电池芯片表面温度过高，这会影响到实际的转换效率，因此散热问题比较突出。而且高聚光比使得实际使用的电池尺寸很小，这对配套的光学元件的加工精度提出了很高的要求。
在记者的采访中，多位专业人士都提到跟踪系统对于聚光光伏的重要意义。由于CPV是将太阳的光线精准聚焦，因此必须要有高精度的追踪系统与电池组件相互配合才行，一旦入射角偏离0.5度，在400倍的透镜作用下光学效率将衰减至64%；如果入射角偏离1度，光学效率甚至将降低为零。
　　但作为专业追日跟踪系统生产商，上海阳远新能源科技有限公司副总经理阳小兵则认为，尽管CPV系统涉及的技术门类比较多，但真正属于核心、尖端技术的只有聚光电池部分，其他均属于常规技术，不存在技术瓶颈与障碍。他表示，目前的追日跟踪技术，无论是机械部分的稳定性，还是控制系统的精度，都已经不存在技术障碍。只是由于聚光光伏系统要经受安装地区恶劣的气候条件，如风、沙、冰雹、雨、雪等的侵蚀和损坏，因此跟踪系统的可靠性仍需进一步提高。在他看来，CPV系统的关键在于如何有机地将现有技术组合在一起，并提高系统的稳定性和可靠性。
　　阳小兵表示，上海阳远一直都在跟踪聚光光伏技术的发展。他认为，CPV系统只适合在光照更充足、直射光比例更高的地区使用，可能会成为这一技术规模化发展的另一制约。同时，因为CPV系统对逆变器性能的需求也不一样，而目前尚无CPV专用逆变器生产，这亦是CPV技术推广需要解决的问题。
　　由于聚光光伏结合了光学、控制、机械等多学科技术，因此其研发投入可能也相比晶硅技术要更高一些。聚光光伏发电采用III-V族半导体材料，尽管其约为70年的使用寿命远高于晶硅电池的30年，但其制作工艺复杂，集成系统性要求较高，因此技术难度相对更大。
　　李红波表示，聚光光伏发电要得到推广，还需要业界加大投入。因为聚光光伏的市场还没有真正启动，所以一些配套材料的厂家对投入资金进行研发的积极性并不高。要解决聚光光伏存在的问题，必须在跟踪系统、玻璃透镜、封装材料等各环节实现突破，需要从事不同领域的厂家共同努力，而不仅仅是解决太阳能电池的问题。如果能尽快解决上述问题，CPV技术将在大型电站特别是超大型电站应用方面具有很大的优势。
　　发改委能源研究所研究员王长贵先生在接受本刊记者采访时表示，从全球光伏技术的发展趋势来讲，高倍聚光光伏的确是一个很有前景的研究开发方向，但眼下来看，这一技术的可靠性和稳定性方面还需要不断提高，目前大规模产业化还需慎重。

　　成本还是最大制约因素
　　无论是哪一种光伏技术路线，成本问题都是其规模化发展永远也绕不开的门槛。王长贵也表示，目前国外同样也认为聚光光伏产业化还需时日，主要原因还是电池（砷化镓）太贵。但他强调，CPV技术是未来很重要的一个方向，只是产业化还有距离，成本还需要下降。
　　在谈到成本问题时，俞容文同样也认为，目前CPV尚无法勾画出明确的成本降低路线图。在他看来，只有在规模化示范的基础上，才有可能逐渐摸索出CPV技术的成本下降曲线。
　　聚光光伏发电应用系统成本主要包括两个部分，一是聚光光伏电池组件成本；二是安装成本，包括设计、施工、平衡系统、电网接入等。据阳小兵介绍，目前CPV系统价格约为25～30元/W。他认为，国内CPV系统的规模化应用会在2013年前后出现，届时其系统价格可能接近12～15元/W。同时，随着电池转换效率的提高和聚光模块设计技术的逐步成熟，聚光光伏发电的成本还将大幅下降。
　　俞容文博士比较赞同阳小兵对CPV系统成本的判断。但他强调，目前聚光光伏系统EPC总成本大约还是需要50元/W左右，相对来说还是较高。
　　在投资回收期的计算方面，业内人士看法并不一致。李红波认为，除了考虑系统维修成本外，聚光太阳能电池的寿命也是需要考虑的问题，对同样一块电池而言，其辐射的光子总量是一定的，在聚光之后加快了光电转换的速度，但这样的电池是否还能维持通常要求的25年寿命，有待进一步验证。

　　日趋接近商业化临界点
　　俞容文博士介绍说，目前多结太阳能电池由于每一种半导体材料具有不同的禁带宽度，分别对应不同的太阳光谱，可以对太阳光进行从蓝光、可见光到红外光的全谱线吸收。这种多结太阳能电池的聚光倍数可以达到1000倍～2000倍，在聚光之后，其转换效率可以在30%的基础上再增加8%～10%。他认为，效率的提升会极大地促进CPV系统单位成本的降低，使得这一技术更加具备竞争力。去年以来，已经有多家商业化III-V半导体材料制造商进入CPV领域，如JDSU、IQE、Spire等，这很可能让今年CPV芯片的供应和价格向有利于CPV产业化的方向发展。
　　但他同时也表示，聚光倍率的提高是有限度的。随著聚光倍率的提升，尽管光能利用效率提升与成本降低明显，但随之而来的是光学系统难度加大、追日跟踪精度的提高与散热问题突出，超过1000倍的聚光光伏发电系统对光学系统、追日跟踪系统及散热技术都提出了新的挑战。
　　有分析师表示，聚光光伏技术由于具有十分突出的优点，将是未来光伏领域中最被看好的发电技术之一。除了高转换效率外，聚光光伏耗水量少也是一个明显的优势，尤其针对只适合建于荒漠缺水地区的大型地面电站而言，这更是一个突出的优势。而从目前的技术研究动态来看，已有一些光伏科研部门在跟踪器跟踪精度的提升上取得了突破性进展，相信在未来几年，该技术的可靠性将逐步得到完善。
　　姜泽宇认为，CPV行业的发展主要依赖两大方面的支持，一是政策，目前国家相关部门已经认识到CPV技术的优势，并已开始在政策方面予以扶持，这无疑会给CPV的发展带来很大的空间。二是行业自身的发展，随着示范项目越来越多，系统可靠性将显著提升，这会促进CPV技术早日商业化发展。
　　实际上，在科技部2010年10月20日发布的“863计划”关于“先进能源技术领域新型太阳能中试及前沿技术主题项目申报指南”中，已有关于“高倍聚光化合物太阳能电池规模化制造关键工艺设备国产化及兆瓦级产能的中试示范线”课题。据俞容文介绍，根据目前的申报情况来看，如无意外，国内有几个单位可能将获得相关课题经费支持。
　　尽管还不能确定聚光光伏未来的市场前景，但目前投身于这一领域的知名企业已经越来越多，包括Boeing、Amonix、夏普、Practical Instruments以及国内的三安光电、利达光电、水晶光电、万家乐、汉龙集团、昊阳新能源等。
　　据悉，日芯光伏科已规划2011年聚光光伏太阳能系统的产能达到100MW，2013年达到500MW，2015年达到1000MW。同时，日芯光伏还将与神光新能源等合作主要在西北地区大力开发国内聚光光伏发电市场。
　　昊阳新能源董事长张海平认为，随着规模化发展，CPV技术在2013年很可能达到每度电0.5到0.6元钱的较低价格，这相对于晶硅技术来说有着显而易见的优势。
　　从整个光伏技术领域来看，促进原材料成本降低和改变生产工艺等角度来降低系统成本的方式，目前已越来越趋于平缓，短期内大幅降低光伏系统成本的可能性越来越小。而聚光光伏技术则是通过减少太阳能电池片需求量，即通过减少系统所需高成本半导体材料的方式来降低系统总成本，这至少是一种不同角度的思维，或许能为促进光伏发电尽早平价上网闯出一条新路也未可知。
　　况且，不同的太阳能发电技术有不同的使用领域，CPV技术更适用于太阳辐照强烈地区的大规模并网光伏电站，随着聚光光伏技术进步和效率提升，以及CPV设备制造成本不断降低，其或将成为太阳能发电的又一重要选择。