太阳能聚光光伏(CPV)聚光光热(CSP)介绍

一、 CPV概述聚光光伏 (CPV)太阳能是指利用透镜或反射镜等光学元件，将大面积的阳光汇聚到一个极小的面积上， 再将汇聚后的太阳光通过高转化效率的光伏电池直接转化为电能。 光伏发电在经历了第一代晶硅电池和第二代薄膜电池之后， 目前第三代 CPV发电方式正逐渐成为太阳能领域的投资重点， 并且 CPV模式相对于前两代具有诸多的优势：（ 1） 节省昂贵的半导体材料： CPV是通过提高聚光倍数的方式，减少光伏电池的使用量， 而透光镜及反光镜等光学元件的成本远远低于减少的光伏电池成本。（ 2） 提升光电转换效率： CPV系统采用砷化镓电池并依靠太阳追踪系统实现了更高的光电转换效率，较前两代光伏系统明显缩短能量回收期。（ 3） 极高的规模化潜力： CPV系统因其光电转换效率高、占地面积小等特点，是建造大型电源电站的最理想的太阳能发电技术， 通过简单复制的规模化部署，单一 CPV电厂可较容易的达到 MW级规模。（ 4） 成本下降空间巨大： 硅电池和薄膜电池已实现产业化生产， 规模化效应已得到充分体现， 并且其技术较为成熟， 未来成本下降的空间已经有限。 而CPV系统的成本下降仍然较大，大批量生产的规模效应，以及聚光系统、电池、冷却系统等效率的进一步提高是成本下降的两大途径。二、 CPV太阳能系统的结构尽管各大厂商所生产的 CPV系统的模式不尽相同， 但各类 CPV系统的组件主要是由四大部分组成，即聚光系统，光伏电池、太阳追踪系统、冷却系统。1、 聚光系统聚光系统是整个 CPV系统的最重要的组成部分， 它通常由主聚光器和二次聚光器组成， 聚光系统的聚光精度很大程度上决定了整个 CPV系统的性能高低。 根据聚光方式的不同，聚光系统可分为透射式聚光系统和反射式聚光系统。（ 1） 透射式聚光系统透射式聚光系统一般采用菲涅耳透镜聚焦的方式， 与普通凸透镜相比， 菲涅尔透镜只保留了有效折射面，可节省近 80%的材料。目前用于制作菲涅耳透镜的最常用材料是 PMMA(俗称“亚克力”或“有机玻璃” ) ，与玻璃透镜相比，它的优点是重量轻、 易加工成型、 成本低， 而且对自然环境适应性能强， 即使长时间在日光照射、风吹雨淋也不会使其性能发生改变。（ 2） 反射式聚光系统反射式聚光系统主要是采用回转二次反射曲面聚焦方式， 聚焦后的光线经过二次匀光处理照射在高效太阳能电池芯片上实现光电转换。 由于反射式聚光系统不存在色散现象，因此其反射效率可接近 100%，但反射式聚光系统对反射面的清洁度要求较高， 如受到污染， 反射效率会大大下降， 因此通常在组件的表面还要覆盖一层高透光玻璃以便于清洁；另外， 在反射式聚光系统中还有安装于电池表面的二次聚光器， 其作用在于提高对入射光角度与聚光器轴线偏离角度的容忍度。追踪系统的精度和风的作用， 都会引起太阳光入射角度得偏差， 而轻微的偏差会显著影响光伏电池的转换效率，因此二次聚光器在 HCPV系统中是一项必须的组件。目前， 作为反射曲面镜的材料主要是铝材经过精密钣金加工之后镀上反射膜形成。但考虑到 PMMA材料透射率高、耐候性优、容易压铸规模化生产和机械加工方便、质量轻、成本低等诸多优点， PMMA材料替代铝材和高透光玻璃作为反射曲面镜和保护平板具有较好的可行性，而且同样可应用于二次聚光器。2、 光伏电池在 CPV太阳能系统中， 由于采用了聚焦模式， 因此对光伏电池的转换效率和耐高温性能有较高的要求。目前， CPV系统的光伏电池主要采用了 III-V 族化合物半导体材料中的砷化镓 (GaAs)电池， 同硅太阳能电池相比， 砷化镓电池具有更好的性能： 一是光电转换效率高， 目前硅太阳能电池的理论转换效率大概为 23%，薄膜电池的转换效率约为 10%， 而单结的砷化镓电池的理论转换效率可达到 27%，并且通过叠层技术，多结砷化镓太阳能电池的理论转换效率可超过 50%，目前波音公司的光谱实验室中的三结电池在 364 倍聚光倍率下的光电转换效率已经达到 41.6%；二是耐高温性能好，砷化镓电池的耐高温性能要好于硅电池，砷化镓电池在 250℃的条件下仍可以正常工作，但硅电池在 200℃的时候就已无法正常运行。 三是覆盖更宽光谱范围， 由 III-V 族化合物制成的三结光伏电池能够转换300-1800 纳米光谱范围内的太阳光，因而能够达到更高的光电转换效率，而硅太阳能电池的基本只能转换 500-1100 纳米光谱范围内的太阳光。3、 太阳追踪系统CPV太阳能系统要求太阳光相对于聚光系统垂直入射， 否则整套系统的光电转换效率会急剧下降， 而且聚光倍数越高的 CPV太阳能系统对入射角度的精度要求也越高， 因此太阳追踪系统的功能就是追踪太阳的运行轨迹， 确保聚光光斑落在砷化镓电池上。 太阳追踪系统通常是一套双轴系统， 可实现上下、 左右调节角度， 其结构主要是由金属支架和控制驱动机组成， 目前追踪系统的精度已经达到± 0.1 度，加上二次聚光器的作用，完全能满足垂直入射的角度要求。4、 冷却系统由于 CPV聚光倍数可达数百上千， 电池表面会产生很高的温度， 而且电池光电转换过程也会产生热量， 尽管砷化镓电池的耐高温性能好， 但长时间的高温会降低发电效率而且会使电池老化缩短电池寿命，因此必须使用冷却系统来降温。冷却系统一般采用散热片、水冷、空冷等方式。5、 逆变器若 CPV太阳能系统并网发电， 则需配备逆变器， 以实现光电转换后的直流电转变为交流电。三、 CPV太阳能系统的成本构成以德国 Concentrix 公司的 500 倍聚光 20MW产能的透射式太阳能系统为例，通常 200 枚菲尼尔透镜及砷化镓电池构成一个模组， 该模组的输出功率为 75Wp，其成本大约为 198 美元（平均为 2.64 美元 /Wp） ，若以 10 年使用寿命、每年 250天实际有效发电，每天实际发电时间 8 小时计，则上网电价的成本约为 0.14 美元 /Kwh，具体的建设成本构成为：项目 成本（美元 /Wp) 占比 （ %）砷化镓电池 0.57 21.6% 电池装配费用 0.51 19.3% 透镜 0.2 7.6% 冷却系统 0.3 11.4% 追踪系统 0.56 21.2% 逆变器 0.41 15.5% 安装费用 0.09 3.4% 合计 2.64 100.0% 另外， CPV太阳能电池的成本将因规模效应及系统转换效率的提高而显著下降，当生产规模从 20MW提升到 200MW时，其每 Wp的生产成本将从目前的 2.64美元下降到 1.33 美元， 其砷化镓电池的转换效率将从目前的 39%提高到 42%， CPV系统的整体效率将从目前的 25%，提高到 29%-36% 四、 CPV行业的市场规模截止 2010 年全球 CPV的市场规模大约为 500MW， 据 PV杂志预测， 2020、 2030、2040 年全球的市场容量将分别达到 5GW、 15GW、 35GW。 若 2011-2020 年 CPV系统成本按 2.64 美元 /Wp计，光学元件系统整体成本的 7.6%，则未来 10 年全球 CPV太阳能系统的投资额将达到 118.8 亿美元，光学元件的市场容量则将为 9.03 亿美元。 按照中国 30%的产能占比， 则未来 10 年中国 CPV行业的总投资额为 35.64亿美元，光学元件的投资额则为 2.71 亿美元。五、 CPV行业内的主要企业目前， 全球范围内 CPV太阳能电站的建设尚处于起步阶段， 市场容量尚未有效扩大， 并且由于包括砷化镓电池在内的各组件的技术门槛较高， 因此国外市场的集中度较高， 而且国外企业主要采用掌控砷化镓电池的设计、 生产环节， 其他组件则采用 OEM的方式。 目前市场份额主要由美国的 Amonix、 Emcore、 SolFocus、西班牙的 Isofoton 、 德国的 Concentrix 、 以色列的 Zenith 等公司掌握， 其中美国 Emcore公司已分别在国内廊坊和厦门总共安装了三套单台 25kw、 采用菲涅耳透镜、聚光 500 倍的 CPV系统，并已在河北廊坊设立了 CPV电池模块封装厂。国内 CPV市场同样处于培育阶段， 虽然已有部分企业在聚光系统、 太阳追踪系统、 散热系统上具有一定的技术优势， 但目前国内仍未掌握砷化镓电池的核心技术， 而且国内企业基本处于示范项目的建设阶段， 尚未真正实现产业化， 国内CPV产业链的各环节皆未实现自主生产或配套生产。其中， 2010 年三安光电在青海格尔木建造了 3MW的 CPV太阳能示范项目，其中 1MW并网发电项目使用 500 倍聚光透镜、双轴追日系统，平均转化效率为25%，但其组件全部为进口，仅在国内实现拼装。新曜光电主要自主研发发电模块、 光学系统、 跟踪系统的研发， 据称新曜光电的发电效率、聚光倍数、系统控制已经处于国际领先，目前尚未产业化生产。2011 年 1 月上海聚恒在哈工大威海校区建立 200Kw的高倍聚光太阳能示范电站并网发电，该系统的光电转换效率达到了 25%，目前上海聚恒除了电池技术外，其他设备的技术都已掌握。在聚光系统方面， 目前国内具有聚光系统加工能力的企业主要采用铝材的精密加工方式，其中以上市公司东山精密为代表，该公司主要为美国 Solfocus 公司的 CPV系统提供钣金加工。 另由于 CPV市场刚起步， 以及聚光系统主要采用的PMMA材质较为普通，加工成光学元件的技术门槛较低，因此目前国内尚不存在具有显著竞争优势的企业， 未来光学聚光系统厂商的发展将主要依赖于整个 CPV市场规模的扩大。一、 CSP概述聚光光热 (CSP)的发电原理是利用汇聚的太阳光加热液体或气体介质，然后把这部分介质传导的热量转换为机械能， 再从机械能转换为电能。 同传统的发电模式相比， CSP具有一定的优势：（ 1） 规模化能力高： 以目前的技术水平， 单座槽式或塔式 CSP电站的经济装机容量在 100MW-250MW，这一规模已经相当于一台中型火电机组的输出功率，随着技术的进步，未来单座 CSP的装机规模将会继续增加。（ 2） 成本下降空间大： 以目前应用最广的抛物面槽式 CSP电站为例， 目前项目的建设成本在 4.2 美元 -8.4 美元 /Wp 之间，发电成本在 0.16 美元 -0.25美元 /KWh 之间，预计未来技术相对成熟的槽式系统的建设成本还有望下降 30%-40%，而火电成本则由于能源价格的提高以及资源税等因素而提高，从而使得 CSP电力价格逐步具有竞争优势。二、 CSP系统的分类根据技术路线的不同， CSP发电可分为抛物面槽式、集热塔式、线性菲涅耳式、抛物面碟式四种：1、抛物面槽式抛物面槽式是目前技术最成熟、 应用最广泛的技术， 系统主要有三大部分组成： 由数百行抛物面槽式反射镜构成的太阳能集热场、 一套传统的蒸汽涡轮发电装置、 储热罐。 其工作原理是通过反射槽及单轴太阳追踪系统将太阳光汇聚到热吸收管， 并将管内的合成油或融盐等介质加热到一定温度， 高温介质又被输送到一个热交换器， 通过热交换器产生蒸汽来驱动传统的涡轮发电机， 储热罐的作用则是储存部分太阳能，在适当的时候发电以平缓用电的峰谷。2、集热塔式集热塔式 CSP电站的聚光系统是由数以千计带有双轴太阳追踪系统的定日镜和一座中央集热塔构成。 其工作原理同抛物面槽式相同， 其中定日镜的面积从1.2 平米至 120 平米不等，聚光倍数则可以达到数百倍至上千倍，目前反射镜主要由铝制薄板制成，但考虑到 PMMA材料耐候性优、容易压铸规模化生产和机械加工方便、质量轻、成本低等诸多优点， PMMA材料替代铝材作为反射曲面镜具有较好的可行性。 另外， 为了将阳光准确汇聚到集热塔顶的接收器上， 需要对每一块定日镜的双轴跟踪系统进行单独控制，因而技术难度较抛物面槽式大。3、线性菲涅尔式线性菲涅尔式 CSP电站采用靠近地面放置的多个带单轴太阳跟踪的线性菲涅尔反射镜， 将太阳光反射到上方的聚光器， 再由其汇聚到一根长管状的热吸收管，并将其中的水加热到 270℃产生的蒸汽直接驱动后端的涡轮发电机。由于此类 CSP系统的聚光倍数较低，导致整个系统的发电率同样较低。4、抛物面碟式抛物面碟式 CSP系统是由一组直径 10 米左右的抛物面聚光器和安装在其焦点上的斯特林发动机及发电机构成， 整个单元安装在带有双轴太阳追踪系统的支柱上，其工作原理是高倍汇聚的太阳光将斯特林发动机中的气体加热到 750℃，通过气体的膨胀推动引擎活塞，带动发电机发电。三、 CSP系统的成本构成以技术相对成熟的抛物面槽式 CSP电站为例，目前其建设成本在 4.2 美元-8.4 美元 /Wp之间， 成本的差异主要由项目所在地的直射阳光资源、 劳动力和土地成本、 储热系统和集热场的规模等因素决定， 若系统成本为 5.61 美元 /Wp， 并考虑运营成本 0.69 美元 /Wp，使用寿命 10 年，每年 300 天实际有效发电，每天实际发电时间 18 小时计，则上网电价的成本为 0.12 美元 /Wp，具体的建设成本构成为：项目 成本 ( 美元 /Wp) 占比（ %）聚光集热场反射镜 1.49 25% 其他 0.40 9% 涡轮发电机组 0.32 6% 导热介质 0.32 6% 储热单元 0.57 10% 电站配套设施 0.50 9% 建设费用 2.02 36% 合计 5.61 100% 另外，当抛物面槽式 CSP电站的规模从 50MW提高到 100MW时，其建设成本将下降 12%，提高到 200MW时，则能有建设成本 20%的下降，而且随着电站规模的增加， 其他组件的效率也将有一定的提高， 从而使得 CSP系统的建设成本有进一步的下降。四、 CSP行业的市场规模截止 2010 年， 全球已投入运营的 CSP电站的装机容量约为 900MW， 据 Green Peace组织预计， 2020、 2030、 2040 年全球的装机容量将分别达到 68.6GW、 231GW、479GW，若 2011-2020 年 CSP系统的成本按照 4.48 美元 /Wp 计，则未来 10 年全球 CSP系统的投资额将达到 3033 亿美元，光学反射镜的投资额将达到 758 亿美元。 若按照中国 30%的产能占比， 则未来 10 年中国在 CSP行业的投资额为 909.9亿美元，光学反射镜的投资额为 227.4 亿美元。五、 CSP行业内的主要企业截止 2010 年，目前全球在建的 CSP电站的装机容量约为 12.5GW，主要分布在西班牙和美国， 因此世界主要的 CSP企业集中在西班牙和美国， 尤以西班牙的Abengoa Solar 公司和美国的 Brightsource Energy 公司最为著名， 其中 Abengoa Solar 公司在美国建设的一项目采用集热塔式，装机容量已达到 400MW，建设成本仅为 3.4 美元 /Wp，预计将于 2012 年实现并网发电。由于中国光照条件的限制，目前中国在建的 CSP电站容量仅为 1MW，还未形成产业化发展。 但 CSP电站使用的组件材料国内基本可以大规模生产， 不存在瓶颈制约。 其中， 高温储热材料主要是硝酸熔融盐、 合成油、 高温混凝土， 除 430℃以上的合成油之外， 中国都可以大规模生产； 耐候性强的反射镜、 定日镜可采用铝材或 PMMA镀膜的方式，国内同样具有大规模量产的能力；在抛物面槽式系统中，国内已能生产 300℃的真空管，并正在研发 450℃的真空管。而且根据国家发改委发布实施的《可再生能源中长期发展规划》 ，到 2020年中国的太阳能热发电的总装机容量仅达到 200MW， 约占全球的 0.3%， 因此中国未来 CSP产业的发展方向还将是出口。在 CSP 行业的光学元件环节，国内仍以东山精密为代表，该公司凭借为Solfocus 提供精密钣金加工的能力，可较为容易的涉足 CSP行业的聚光系统，但目前国内采用 PMMA制造反射镜的方式还未形成有显著竞争优势的企业。太阳能聚光系统的性能尺寸 Φ 10-500mm 材料 PMMA 光透过率 90%以上光 线 汇 聚率75-85% 厚度 2-3mm 厚 度 误 差率± 0.05（毫米）表 面 面 型精度 P-V 优于 10 纳米表 面 粗 糙度度 Ra 优于 5 纳米耐候性 15-20 年在光伏产业尤其是晶硅太阳能发展遭遇产能过剩、 高能耗和高污染的诟病时， 太阳能光热发电技术受到关注。 超越光伏、 替代光伏 ……一时间，作为太阳能光伏发电 “ 亲姐妹 ” 的太阳能光热发电，被摆在了竞争台上。光热技术日益被看重光 热 发 电 站 实 景光热 PK 光伏1、光热发电原理与太阳能光伏发电有较大不同与 CPV 系统可以分为反射型聚光和投射型聚光类似， CSP 的分类主要也是按照系统使用的不同聚光反射器来区分的； 而不同之处在于， CSP 系统后道能量转换部分的结构及其对系统技术特性的影响， 在不同类型的系统之间也有比较大的区别。CSP 发电的技术路线可以分为四大类： 技术相对成熟、 目前应用最广泛的抛物面槽式； 效率提升和成本下降潜力最大的集热塔式； 适合以低造价构建小型系统的线性菲涅尔式； 效率最高、 便于模块化部署的抛物面碟式。聚光光热 CSP 发电的能量转换过程2、各方面比较光热发电与光伏发电相比，在技术难度、环保等方面要优于光伏发电，但是在成本控制、技术研发等方面仍有较长的路要走。光热发电产业正在蓬勃兴起，但是这背后仍然需要我们冷静地分析，踏实地积累。比较 光热发电 光伏发电定义 利用集热器把太阳辐射热能集中起来给水加热产生蒸汽，然后通过汽轮机、发电机来发电。根据集热方式不同，又分高温发电和低温发电。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。节能环保 是清洁生产过程，太阳能光热能是清洁能源，光热发电对环境的影响很小，不会对环境造成污染。光伏发电的电池板生产过程是高能耗、高污染的生产过程。技术方面 在我国发展时间较短，在太阳能聚光方法及设备、高温传热储热、电站设计等集成以及控制方面，已经取得实质性进展。技术发展较为成熟，技术实用性强，但是技术难度也较高。核心技术仍掌握在美国、日本等少数发达国家的手中。中国想要发展光伏产业。也需要投入大量的人力物力，或者花高价从国外引进，难度较大。成本方面 投入成本大，对热值要求高，而且对设备、系统要求也很高。 随着光伏发电设备成本的降低和组件价格的持续走低，光伏发电运营商的投资回报率提高。应用范围 规模效应明显，电站规模越大，单位电量的成本越低。因此光热发电只适合大规模电站，对土地面积、资金规模等要求较高。光伏发电布局较为灵活，可以建设大规模的光伏电站，也可以将光伏电池安装在屋顶上，甚至是移动设备等等。光热发电的发展前景虽然国内的光热发电刚刚起步，但是对于市场嗅觉灵敏的企业来说，无疑已经觉察到了这一新兴产业发展的广阔前景。在全球低碳经济与新能源革命的大趋势下，光热发电极有可能成为我国未来份额最大的主导能源。1、如何打造我国太阳能光热产业链？中国科学院电工研究所研究员马胜红认为需要突破三个瓶颈：一是需掌握关键零部件技术，并经过商业实践的考核；二是大型发电系统建设和调试国内缺乏经验，需要与国外企业和专家合作；三是目前招标电价过低，希望国家能有扶持政策让企业有积极性，同时对电站选址、规划要有具体的要求，早布局、早测量。2、 CSP 是比 CPV 更具规模化潜力的聚光太阳能利用方式 3、全球 CSP 电站项目发展现状及前景展望以直射阳光资源和经济发展水平进行衡量，潜在最大的 CSP 电力生产和消费国家或 CSP 装机规模将迎来爆发式增长，各项技术类型占比格局发生明显变化最早的商业地区依次是：美国、非洲、印度、中东地区；北非可能成为最大的 CSP 电力出口地区（向欧洲），该地区极好的光照资源可以从一定程度上弥补其向欧洲地区长距离输电所增加的成本。CSP 系统早在 1984 年就在美国加州投产 （带有联邦和州政府的财政激励和长期电价合同），后来由于化石能源价格的下跌，政府取消了对 CSP 项目的支持。目前，全球运行中和建设中的 CSP 电站已分别超过了 800MW 和 900MW 的装机规模，规划中的工程（包括已签合同或开发协议的 2013 年之前动工项目）则高达 12.5GW 。至 2050 年全球 csp 发电量趋势展望（来源：国金证券研究所） 至 2050 年全球 csp 累计装机容量预测（来源：国金证券研究所）