太陽能發電潛力及前景分析

陳昊 王綱

太陽能發電現狀

當能源問題日益成為制約國際社會經濟發展的瓶頸，越來越多的國家開始開發太陽能資源，從而尋求經濟發展的新動力。太陽能作為一種可再生的新能源，日益引起人們的關注。從能源供應安全和清潔利用的角度出發，世界各國正把太陽能的商業化開發和利用作為重要的發展方向。歐盟、日本和美國把2030年以后能源供應安全的重點放在太陽能等可再生能源方面。預計到2030年太陽能發電將占世界電力供應的10％以上，2050年達到20％以上。大規模的開發和利用使太陽能在整個能源供應中將占有一席之地。

中國蘊藏著豐富的太陽能資源，太陽能利用前景廣闊。目前，我國太陽能產業規模已位居世界第一，是重要的太陽能光伏電池生產國。中國光伏發電產業于20世紀70年代起步，90年代中期進入穩步發展時期，太陽能電池及組件產量逐年穩步增加。經過30多年的努力，已迎來了快速發展的新階段。在“光明工程”先導項目和“送電到鄉”工程等國家項目及世界光伏市場的有力拉動下，我國光伏發電產業迅猛發展。到2007年年底，全國光伏系統的累計裝機容量達到10萬千瓦，從事太陽能電池生產的企業達到50余家，太陽能電池生產能力達到290萬千瓦，太陽能電池年產量達到1188MW，超過日本和歐洲，并已初步建立起從原材料生產到光伏系統建設等多個環節組成的完整產業鏈，特別是多晶硅材料生產取得了重大進展，突破了年產千噸大關，沖破了太陽能電池原材料生產的瓶頸制約，為我國光伏發電的規?；l展奠定了基礎。

目前，我國《可再生能源法》的頒布和實施，為太陽能利用產業的發展提供了政策的保障；京都議定書的簽訂，環保政策的出臺和對國際的承諾，給太陽能利用產業帶來機遇；中國能源戰略的調整，使得政府加大對可再生能源發展的支持力度，這些都為太陽能發電產業的發展創造了機會。

太陽能發電的主要技術

太陽能發電的主要形式包括：平板型光伏電池與陣列、聚光型光伏發電成套設備、槽式聚光熱發電系統、塔式聚光熱發電系統、槽式聚光集熱助發電技術和混合發電系統。

平板型光伏電池與陣列

目前投入商用的平板型光伏電池主要采用單晶硅或多晶硅電池技術。通常由單個電池組件串聯成電池串，若干個電池串再并聯后進行封裝，從而制成太陽能電池板。每塊太陽能電池板的電池安裝容量為150Wp至200Wp，即在理想條件下(陽光垂直照射，環境溫度不超過25℃，光照度DNI數值達到一類地區或二類較高地區指標)，其直流峰值發電能力為150W至200W。通常情況下，為了保證發電量，太陽能電池板的安裝容量要大于預期使用容量。一般條件下，安裝容量需要設計為使用容量的1.3到1.5倍。

在歐美國家，太陽能電池板主要應用于獨立的民居發電，安裝容量一般為3kWp至5kWp；或者大規模公用建筑或商業建筑的屋頂或幕墻發電，其安裝容量通常為100kWp至1000kWp。這種太陽能發電形式被稱為建筑集成光伏發電，即BIPV(Building Integrated Photovoltaic)。

平板型光伏發電系統向直流負荷供電時，電池板陣列經匯線箱(盒)匯集后直接提供負荷用電；當與傳統交流系統并用時，直流電源匯集后經逆變器產生符合交流電壓、頻率的單相或三相交流電，匯入用戶的電源系統。將太陽能電池板陣列按照規劃發電容量進行鋪設，形成大規模平板式光伏發電系統，也可以建成大規模光伏電廠。根據國外已建成的大規模平板式光伏電廠經驗數據測算，固定式安裝的平板光伏發電技術，其每一MW安裝容量需占地3.5英畝，約合21市畝。目前最大的平板式光伏電廠，規模不超過5MW。

平板型光伏發電系統，主要包括太陽能電池板、直流保護與匯集系統、逆變器、交流保護與開關系統、發電量計量、基礎結構等部分。如果為大規模并網型電廠，還要考慮直流線路、交流線路、升壓站等部分。平板式光伏發電系統光－電總轉換效率大約為16％－18％。在該系統中，為了提高太陽光的發電利用率，可以采用單軸或雙軸追蹤系統，使陽光直射的時間加長，從而提高發電量。單軸追蹤系統可以提高發電量約25％，雙軸追蹤系統可以提高發電量約40％。由于追蹤系統需要驅動電池板根據太陽方位角旋轉會產生陰影效應，所以占地面積將增加一倍左右。

根據目前國際市場晶體硅原材料的價格，平板式光伏發電系統的單位成本約為每千瓦安裝容量2萬元至5萬元，如果建設兆瓦級平板式光伏電廠，其線路成本將大大增加。綜合考慮由于氣候原因而造成的電池組件污物遮擋損耗、直流損耗、逆變損耗和電池板陣列場地線路損耗，平板式光伏發電系統每千瓦發電量的綜合投資成本約為3.5萬元至4萬元。

平板式光伏發電系統結構簡單、技術含量低、安裝施工方便，且由于晶體硅材料價格下降，所以其成本呈下降趨勢。但其發電效率低、運輸不便、不便于維護，例如遇到風沙或降雪造成電池板表面遮擋后，需要較長時間進行清掃，影響發電效率，一旦電池板表面形成局部遮擋的“斑點”效應，將導致被遮擋的電池組件發熱超溫損壞，形成永久損耗。同時，如果采用平板式光伏發電技術建設大規模光伏電廠，其安裝和線路施工時間大幅度延長，影響投資回報周期。另外，平板式光伏發電系統主要依賴于大量的晶體硅，成本取決于國際晶體硅材料價格，原材料主要掌握在極少數國家手中，而國內僅有加工企業，存在戰略風險。

聚光型光伏發電成套設備

聚光型光伏發電技術，簡稱CPV(Concentrated Photovoltaic)，是最近幾年迅速發展的大規模光伏發電技術，主要應用于兆瓦以上規模的并網型太陽能光伏發電廠。與平板型光伏發電技術相比，其受到青睞的主要原因是它的經濟性、建設周期短、占地面積小、維護方便和對場地平整程度的要求不如平板型光伏發電系統苛刻。

CPV系統的發電核心技術是“多結光伏電池”(Multiple-Junction Cell)和“菲涅爾聚光鏡”(Fresnel Lens)，同時采用高精度雙軸太陽方位跟蹤技術和液壓驅動CPV模塊對日系統。將較大面積的光照聚集在較小面積的電池表面，可以充分發揮光伏電池的轉化效能，產生超過陽光直接照射在電池表面的發電量。在實驗室條件下，一片6英寸平板電池可以產生2到3瓦電量，而經菲涅爾鏡聚焦后同樣面積多結電池則可以產生1000瓦電量。

根據目前國際上已投入商用的CPV系統測算，其光一電綜合轉化效能超過30％。根據美國最新安裝的CPV系統計算，其平均每瓦發電量的投資成本約為3至4美元，即每千瓦發電量的綜合投資成本約為3萬至3.5萬元人民幣，如果實現國產化，則可以逐步將成本降至每千瓦發電量投資2萬元。下表是國外某公司生產的高聚光太陽能光伏發電設備主要技術指標，從表中可以看到，53千瓦發電設備，其年發電量為145‘242kWh(一類優質太陽光照條件下)、預期壽命超過25年。

單獨的CPV單元主要包括“菲涅爾聚光鏡”、多結光伏電池和單元結構支架。菲涅爾鏡用于將入射的太陽光聚焦到其焦點上，在焦點位置安裝小面積的光伏電池組件，由支架將鏡片和電池組合成為—個獨立單元。若干單元組成一個模塊(見下圖)。

一個CPV系統包括CPV模塊、基礎結構、液壓雙軸驅動機構、光照及風速傳感器、自動控制系統、直流線路和逆變器、并網控制和保護等部分。目前，最大的CPV發電設備單臺容量為交流發電量53kW。

CPV發電設備一兆瓦發電容量占地面積為4到6英畝，大約30畝。適合于太陽光照度極高和較高的平坦、開闊地區。以美國為例，從洛杉磯地區開始直到加利福尼亞是美國大陸太陽能資源最優和較優的地區，CPV技術的年發電量比平板式技術要再高25％左右。

聚光型光伏發電設備光－電轉化率高、抵御氣候影響的能力強、對場地平整程度要求低、方便實現規?；?、投資成本較低、對半導體材料的依賴程度低，安裝周期短便于實現投資回報。同時，聚光型光伏發電技術成本和設備集中度比較分散，易于實現就地組裝，也方便實現本地產業化生產，戰略風險相對較小。但該系統基礎施工要求高、完全依賴于大型機械安裝，對安裝施工隊伍和運行維護人員的技術水平要求高，且不時需要進行專業化的系統調試。

槽式聚光熱發電系統

槽式技術目前是聚光式太陽能技術(CSP：Concentrated Solar Power)中最為成熟的技術。在大規?；哪柲馨l電應用中，槽式技術是最早被使用的技術，并越來越表現出其運行和成本方面的優勢。目前世界上有超過400MW槽式系統正在運行，并且有350MW正在建設，而規劃設計中的槽式系統大約有7GW。槽式太陽能熱發電廠包括集熱和發電兩大部分，發電部分和傳統的蒸汽發電相同。集熱部分主要包括：拋物面槽形反光鏡、熱接受器、單軸追蹤控制系統、集熱器基礎結構。目前有三種主要的槽式太陽能熱發電廠結構：最簡單的是僅在有陽光的條件下發電，另一種結構包含一套儲熱裝置，第三種結構即前面提到的混合發電系統。建設一個100MW的槽式太陽能熱發電廠，拋物面集熱槽需占地約2883.388畝，包括7小時蓄熱的一個完整槽式太陽能熱發電廠，需占地約5706畝。

拋物面槽在白天連續追蹤太陽，將陽光反射到安裝在其焦點位置的接收管。接受管的設計使其能夠最大限度地采集太陽能而盡可能少地損耗。熱傳導所用的媒介液體在接受管中循環，被加熱到大約750°F(400E)。在太陽能采集場地旁邊，加熱后的熱媒經過熱交換產生蒸汽從而驅動傳統的蒸汽輪機發電。熱能量可以儲存在裝有熔鹽的儲罐中，所以在沒有陽光的情況下也可以發電，因而光熱發電廠的工作可以部分地由電網調度。另外，可以通過太陽能集熱場產生蒸汽，與一個現有的循環蒸汽渦輪機發電系統結合形成混合發電系統，從而減少對化石燃料的消耗，減少排放。

以目前在建的世界上最大的槽式太陽能熱發電系統——美國亞利桑那SOLANA太陽能電站為例，其總規模為288MW設計發電量，該電站通過常規蒸汽輪機發電，和所占用的農田相比，減少用水約85％。電站“太陽能場”覆蓋3平方英里，包括2700臺槽式集熱器，集熱器規格約為25英尺寬，約500英尺長，約10英尺高。其儲熱裝置可保證6個小時的無陽光發電。據悉該項目預期在2011年投產發電，APS(亞利桑那電力系統)將100％收購其所發電力。提供太陽能電力的同時，SOLANA太陽能電站還欲提供現代科技旅游觀光服務。

塔式聚光熱發電系統

塔式技術也是GSP的一種，通過分布安裝在聚光塔周圍呈環形排布的定日鏡陣，將陽光聚焦反射到安裝在塔頂的接受器。接受器內熱轉換媒介吸收定日鏡高度聚集反射來的輻射能量并把它轉化成熱能，熱能進一步轉化成蒸汽從而驅動渦輪機帶動發電機發電，其產生的熱能同樣保存在熔鹽罐中。因為在塔式技術熱循環過程中溫度更高，其總體光一電轉換效率可以達到25％。

目前建設的最大的塔式熱發電廠是位于西班牙的PS20，裝機容量為20MW，占地約1415畝。PS20之前，PS10已經于2007年投入商業運行。它的裝機容量為11MW，包括624面定日鏡，每面鏡子的面積120m2，由各自獨立的定日追蹤控制系統控制，將太陽光反射到塔頂的接受器，聚光塔高115m。PSl0的年發電量為24GWh。

在場地條件允許的前提下，可以在現有的常規熱電廠旁，通過太陽能集熱場產生蒸汽，與現有的循環蒸汽渦輪機發電系統結合形成混合發電系統，從而減少對化石燃料的消耗，減少排放。

結論

從光伏發電和光熱發電技術對比來看，光伏發電的技術成熟度高，已成功投入商業運行的裝機容量大，建設和投資規模靈活，可以分期擴展，但是由于采用直流發電、交流逆變并網運行方式，電能質量不能可靠保證，且由于其逆變設備的自保護功能，當網絡故障需要電源支撐時無法調度，所以適用于就近消耗或者用于電網貼峰，尤其適用于季節性和時間性較強的民用、商業用電；光熱發電的光電轉換效率高于光伏發電，規?？梢赃_到小型甚至中型常規火電廠的規模，具有規模成本優勢，因為其采用常規發電方式，在電網端和傳統火電廠相同，完全可以作為上網電源；在有場地條件的情況下，光熱轉換產生的熱能可以與原有火電結合，用光熱替代部分煤熱或油熱，組成混合發電系統，從而解決小火電廠的排放問題，如果認真規劃、成功實施，有可能挽救部分小火電廠，使其繼續發揮渦輪發電機組的效能。

光熱發電的主要問題在于投資規模大，必須達到一定規模才能實現投資效益，技術的普及程度低于光伏發電，對水源有要求，建設周期長，系統的靈活擴展性能不如光伏發電系統。光伏發電技術中，平板式光伏發電適用于普通民居或公用建筑、商業建筑的峰時用電；而聚光型光伏發電設備適于大規模上網電廠建設采用。