进入2010年来，聚光光伏发电技术正逐渐成为太阳能领域的焦点。有业内人士认为，聚光光伏正迎来规模化发展的临界点。
　　成本降低空间更大
　　专家认为，与传统的晶硅电池制造过程相比，聚光光伏设备生产具有低污染、低耗能的特点。同时，其系统聚光倍数越大，所需的光伏电池面积越小，对于500倍的聚光光伏系统来说，10mm×10mm面积的电池可以生产相当于230mm×230mm面积晶硅电池发出的电能，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，使得聚光光伏系统具有更短的能源回收期。
　　天津蓝天太阳科技有限公司总经理孙彦铮在接受记者采访时表示，未来聚光光伏系统成本压力将会有所缓解。随着聚光光伏技术的更加成熟以及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。如果对光伏发电设备的生产环节征收碳排放税，聚光光伏系统的投资回收期仅会延长1～2个月，而晶硅和薄膜电池均会延长1年以上，届时聚光光伏系统的相对成本优势将更加明显。
　　目前全球有数十家公司涉足聚光光伏系统，多数集中在美国，其中以Emcore和SolFocus为代表。SolFocus是西班牙和希腊两个10MV级聚光光伏电站项目的系统供应商；而Emcore的聚光光伏系统销售收入在2008年就已经超过5000万美元。国内方面，有万家乐、三安光电、新华光、水晶光电、利达光电等上市公司以及蓝天太阳能（中国电子集团18所）、中科院苏州纳米研究所等企业和机构也都在致力于聚光光伏技术的市场化应用。
　　聚光光伏最大的亮点是光电转换效率高，在目前商业化的光伏技术中，聚光光伏的光电转换效率是最高的。而转换效率是决定光伏系统成本的重要因素，留学美国研究III-V族电池多年的俞容文博士表示，从目前晶硅电池的情况来看，转换效率每提升一个百分点就将降低大约10%的系统成本，因此转换效率的提升空间决定了聚光光伏发电在未来更具有成本优势。
　　技术可靠性还有待提高
　　其实，聚光太阳能电池并不是一个新的技术，美国科研人员在1967年就提出了这一概念并开始技术研发，但具有一定规模的示范电站的建设只是最近3～5年的事，主要的原因是Ⅲ-Ⅴ族太阳能电池成本的降低，以及多结电池的研制成功加速了聚光光伏商业化的进程。不过，聚光光伏系统的可靠性验证需要进一步加强；另外，聚光镜和跟踪系统也是聚光光伏商业化过程中的难点。
　　俞容文介绍说，目前主要有三种材料可以用于制造聚光太阳能电池，包括硅基电池、砷化镓电池和多结电池。对硅太阳能电池而言，由于硅是间接半导体材料，其热性能比较差，目前其聚光倍数最高只能做到100倍，在聚光条件下效率仅提高约1%；此外，用于聚光光伏的晶体硅材料其品质必须达到半导体级，其材料成本也高于普通光伏级硅材料。砷化镓材料在光子跃迁过程中并不伴随着发热，因此其热性能优于硅材料，但其聚光倍数也只能做到100倍～200倍。目前使用锗、砷化镓、镓铟磷等3种不同的半导体材料形成三个p-n结，制作了多结太阳能电池，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%。
　　对于国内有公司将LED技术在聚光光伏系统的借鉴，俞容文表示，多结太阳能电池Ⅲ-Ⅴ族材料的生长技术与LED外延技术实际上是同源的技术，基本上使用同样的设备和工艺，LED生产工艺完全可以移植到多结聚光太阳能电池。
　　聚光光伏电池通常使用砷化镓等Ⅲ-Ⅴ族材料，因为经过聚光之后太阳能电池温度会迅速升高，随着温度的升高硅太阳能电池的效率会下降；如果要有效地降低电池的温度，就必须加快散热，这又会使得成本大幅上升。
　　尽管用砷化镓材料制造太阳能电池已有多年的历史，但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。
　　对于CPV技术的可靠性问题，上海太阳能工程技术研究中心主任李红波认为，对高倍聚光太阳能来说，一些系统的技术问题还没有解决，国外也处于示范状态。在计算投资回收期的时候，还应该考虑系统维修的成本以及维修期间发电的损失。
　　从系统中的部件来说，聚光光伏与其他光伏系统最大的不同就是高倍聚光设备——透镜片，设计出复合高聚光系统严苛要求的光学部件对CPV技术十分关键。传统上讲，平板菲涅尔透镜或镜子都被采用过，比如Sandia、Ramon Areces、Euclides systems等系统中。而如今系统中，菲涅尔透镜仍然是很多公司选择的光学部件，如Concentrix、Amonix、Emcore等。
　　在谈到透镜的使用问题上，成都菲斯特科技有限公司何凤英认为，菲涅尔透镜易于设计和模拟以及具有较低的成本，是聚光光伏系统中采用菲涅尔透镜的主要因素。然而要达到高倍聚光系统要求，菲涅尔透镜制造却面临着一系列挑战。目前有多种工艺技术制造菲涅尔透镜，从注塑到热压到硅薄膜等方式，都需要经历非常艰难的工艺调试，有时价格也不够乐观。为了提高整个系统的光线接受角，可以使用二次光学元件。二次光学元件通常是固体玻璃或中空金属棱镜，这两种光学元件都能够提高光能在电池上的分布，提高光接受效率，但不带二次光学元件的光学系统也能够达到较高效率。
　　反射式光学元件也是另一种选择，能够以多种方式使用，如在大型抛物镜面碟系统中，使用电池阵列，如Solar System的技术就是这种；或者小型镜面系统，每个电池对应一个抛物镜，也能够安装更多反射装置，如Solfocus系统。
　　另外，其他非成像光学概念如内部全反射（TIR）系统，也有公司采用，如ISOFOTON。近年来，新的光学概念如XR或RXI被开发出来，这种技术融合反射和折射为一体，并且有潜力达到相当于非常高聚光比，入射角也非常宽。
　　未来发展前景广阔
　　对于聚光光伏的发展前景，李红波表示，规模是产业发展的竞争筹码，聚光光伏发电要得到推广，还需要业界加大投入。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。在聚光光伏电站得到推广之前，必然会经历示范运行过程，在示范运行中会暴露出很多问题，只要有厂家愿意投入力量去解决，那么聚光光伏很快就会得到推广。
　　高倍聚光光伏系统需要达到一定的规模才会有效益。在李红波看来，可行的规模至少应该在100MW以上，如果是几兆瓦的装机容量，很难得到效益。比如，对于一座100MW瓦的聚光光伏电站，如果其中1MW的设备需要维修，就不会对整个系统造成太大的影响。但如果电站的规模只有1MW，经常处于维修状态的话，成本就会大幅上升。
　　业内专家认为，聚光光伏系统毕竟是刚刚步入光伏领域，与传统的晶硅及薄膜光伏系统来比，还很弱小。在未来的一段时间内，晶硅与薄膜电池技术仍将是光伏市场的主体，但聚光光伏系统将逐渐增大其在光伏领域的市场占有率，并将长期与晶硅、薄膜电池共存。
　　聚光光伏发电技术已经发展30多年了，近些年来逐渐成为行业关注的热点，但在走向产业化过程中还有诸多困难有待解决。有关专家表示，目前研究聚光光伏技术的企业很多，但各家组件模式都不尽相同，孰优孰劣有待考察，可以说聚光组件设计趋同之时，就是其规模产业化发展之时。在器件技术方面，他们也给出了发展目标的参考。
　　（1）多结电池效率达到40％-50％，聚光倍数500-1000倍，电池成本低于0.2美元/W；
　　（2）硅聚光电池效率超过28％；
　　（3）高效率（＞90％）低成本（＜0.3美元/W）的聚光光学系统；
　　（4）10000倍的聚光光学系统；
　　（5）组件效率超过30％，成本低于0.8美元/W；
　　（6）高可靠性跟踪系统成本低于100美元/平方，逆变器成本低于0.3美元/W，聚光系统总成本低于2美元/W。
　　长远来看，聚光光伏的产业化发展是大势所趋，未来市场前景广阔，但当下还面临着技术统一性、系统可靠性与稳定性以及成本经济性等多方面的发展瓶径有待突破。记者以为，技术的统一性是解决规模化发展和系统稳定性与可靠性的必然前提，而只有规模化发展，才可能凸显CPV技术的成本优势，从而形成核心竞争力，赢得市场空间。