光伏發電王者：光電轉換率決定誰將成為王者(4)
三安光電：CPV技術前沿
三安光電(600703)是國內唯一一家基于第三代光伏電池技術路徑的上市企業。三安光電以往是生產LED芯片的企業，這為其加入光伏發電領域提供了便利，其優勢是LED和太陽能電池的生產設備基本相通，產能可以相互調劑。與晶硅和薄膜電池相比，其優勢還在于產能擴張不需要大型設備。
但三安光電的技術路線從誕生之日起就飽受爭議：“所謂的第三代是自封的”、“第一代、第二代現在都無法達到平價上網，第三代完全是在做秀，不現實，有企業宣傳上的目的”、“應用于衛星還可以，建設電站并網不經濟”，針對這些質疑，該公司高層至今仍未出面釋疑。
三安光電的主導技術為多結聚光太陽能(MJCPV)技術，CPV技術是通過垂直聚光的方式把一定面積上的光通過聚光系統匯聚在一個狹小的區域(焦斑)。聚光倍率越高，所需太陽能電池面積越小。
有業內專家介紹，發展CPV技術的原因很簡單，就是減少使用昂貴的半導體器件，用其他低廉材料來降低光伏系統整體成本，同時提高效率。其主要思路包括多結疊層電池、聚光、擴展光譜響應(紫外、紅外)。
由于匯聚太陽光導致光斑上的溫度較高，會使太陽能電池轉換效率衰退，同時還會降低系統使用壽命。硅基太陽能電池隨溫度上升很快衰減，而耐熱的GaAs(含劇毒，可能影響大面積使用)等三五族化合物電池成為高倍率CPV系統的合理選擇。同時，對于該領域企業而言，盡快開發廉價的冷卻系統也迫在眉睫。
一般聚光電池都配備追蹤器，業內人士表示，關鍵是追蹤器的精度是否能夠達到標準，差一度都有很大影響，比如500倍聚光器要求太陽能垂直照射誤差小于0.3度，這一要求國內少有企業能夠達到。
由于溫度和精度方面的限制，目前國際上先進的CPV系統最高僅限于1000倍，國內CPV另一代表性企業鐘順科技的聚光倍率僅為10-300倍(該公司在重慶和西昌建設有CPV并網電站)。三安光電現在500倍聚光和冷卻系統都是針對配套三結面電池設計，如果增加放大倍數，首先需要對芯片重新設計，其次更改聚光系統、倍數和散熱，以求在高倍時可以光熱互補。
目前產業化的三結面InGaP/GaAs/Ge太陽能電池(更大光譜范圍吸收太陽能)轉換效率達35%-40.7%，而三安光電稱其目前GaAs電池轉換率最高為36%，CPV整體系統轉換率達到28%，2010年GaAs電池轉換率目標為42%，2015年爭取達到50%(目前的理論上限是70%)。
高轉換效率意味著單位土地面積上實現的發電功率遠高于其他太陽能電池路徑。三安光電人士認為，如果電池轉換率上升到50%，光學元件效率到90%，就完全可以到達與火電平價上網的目標，但現在MJCPV產業鏈還有待完善。
目前三安光電已研制出50KW的CPV發電系統，但由于單個模組功率較大(單個CPV模組為25KW)，除核心芯片電池外，高聚光鏡面和太陽光追蹤器成本較高，小功率不具備成本優勢，所以該技術定位于100KW以上應用市場。
有研究員測算，三安光電CPV光伏項目系統單價約3.6歐元/瓦，相較系統成本2.4歐元/瓦，其組件應屬暴利。而三安光電人士介紹，目前系統成本已降至1.8歐元/瓦左右，公司將來主要是銷售整體系統，預期組件的正常利潤率在20%-30%左右，但不排除在商業化初期沒有利潤的可能性。
國際上CPV系統的運用示范電站項目屈指可數，處于起步階段，市場并不成熟，而三安光電人士表示，“我們CPV系統主要在國內銷售�！贝饲�，三安光電與青海省電力公司簽訂戰略合作協議，其中包括投資5億元建設3-15MW并網CPV光伏電站前期示范項目，首期3MW電站(投資1億元)爭取在2009年底完成。
對該項目，三安光電人士介紹，“我們只負責組件，青海省電力公司負責逆變、上網等�！倍睠PV系統中，太陽能電池芯片占成本比例為30%，結構硬體占30%，逆變器及電纜等占20%，人工及其他占20%。
凱基證券分析師王志霖認為，以系統組件占總投資金額約60%，按20%利潤率計算，本次15MW光伏示范電站預估將為三安光電帶來6000萬元利潤。對此，三安光電人士表示，“只有等相關補貼政策明朗，才能得到相對準確的結果�！�
據中投證券對三安光電關鍵數據進行調研后推算，三安光電目前的太陽能電池發電系統的發電成本為1.5元/度左右，和多晶硅電池的發電成本相比劣勢仍較大。
2.5代：光伏電池革命
“如果一個企業是買設備做產品，就已經落后了，國外的好技術是不會賣給你的。中國做光伏發電的企業，買進的設備沒有什么兩樣，那最后誰能享有高估值呢？”有此質疑的人是美國Optony公司的創始人兼CEO于平榮博士，該公司是薄膜聚光太陽能電池的首創者。于平榮將基于此技術的光伏發電產品歸類為2.5代。
于平榮認為，要做一個成功的太陽能企業，低成本和高轉換率是目標，過去的半個世紀里，沒有任何一個企業能夠同時做到這二者。當今世界有各種高效高成本、低效低成本的太陽能電池技術路徑，如果豎軸是成本，橫軸是轉換率，人們會發現，各種技術的連線是在同一條斜線上，沒有一個技術走出這條“死線”�！暗覀冏龅搅恕�。
之所以稱薄膜聚光太陽能電池為2.5代，是因為其基于二代薄膜電池的材質基礎，卻嫁接了第三代太陽能電池的聚光技術。“低價的光學材料會把太陽光聚焦在很小的薄膜電池上，進一步減少半導體的應用，也節省了電池面積和成本。而普通的太陽能電池沒有用光學材料幫助采光，進而生產成本很高”。
Optony公司對外宣稱產品轉換率在20%以上(目前最高達到21.1%)，而這一轉換率是建立在比所有太陽能電池更低成本的基礎上：與晶硅電池路徑相比，薄膜電池能夠顯著降低成本，從工藝本質、生產流程上要簡單得多。據了解，Optony公司電池板的生產成本僅是傳統薄膜電池板的25%左右。
分析師符彩霞認為，Optony公司的技術能否成功，關鍵看它的工業化生產后的轉化效率能否保持在20%以上。對此，于平榮肯定地表示，“轉化率遠遠高于硅薄膜的6%，同時也高于普通晶體硅電池的17%，而且絕對沒有衰退。”
于平榮在美國國家可再生能源實驗室工作過5年，該團隊2009年5月份獲得了ENI獎(被譽為能源研究領域的諾貝爾獎)。該實驗室里證明了第三代太陽能電池可以達到60%以上的光轉換率，其原理是通過多激子過程讓一個光子激發多個電子。
依靠2.5代薄膜聚光太陽能發電技術，Optony公司目前已經得到多家天使投資人的投資，美國能源部也獎勵其25萬美元的經費，以加速其產品的產業化進程。據了解，Optony公司已經打算在國內設廠，“具體選址可能會在杭州”。
據悉，Optony公司的薄膜電池材料屬于銅銦鎵硫硒三五族化合物薄膜(CIGS)的一種，其中必然包含銦元素，而銦屬于稀有戰略性金屬，在地殼中的含量與銀相似，但產量僅為銀的1%。業界質疑，如果該材料需求擴大，必然引發巨幅漲價。對此，于平榮認為，哪種材料運用多了都會漲價，需要具體測算未來產能運用規模及儲量。
從目前來看，尚不存在其他可替代銦元素金屬。銦的全球儲量約1.6-1.9萬噸，中國儲量1.3萬噸，是全球第一大原生銦供應國。液晶顯示器是目前銦的主要應用領域(占83%)，未來太陽能薄膜電池、LED有望成為新的應用行業。
從CIGS薄膜電池的材料構成來看，每MW的CIGS薄膜電池消耗銦45公斤。目前全球CIGS薄膜電池的產能為300MW左右，耗銦14噸，遠低于產出量。但有券商分析師預計2015年CIGS對銦的需求量將達到200-250噸/年，包括其他行業總需求量為3000噸/年。雖然銦目前占CIGS電池成本約2%，但它并非是CIGS可以長期利用的元素。
在銷售上，Optony公司將目光首先放在商用太陽能市場(占比60%)，準備采取“有競爭力的定價策略”。依托其低成本高轉換率的太陽能電池技術，一旦大規模產業化成為現實，很可能使傳統技術受到嚴重挑戰。
對國內的太陽能產業現狀，于平榮表示，“中國在產能上已經超越了其他國家，這是個事實，但卻是個沒有很大意義的事實。中國在加工生產上超越其他國家的東西多了，但誰有高額利潤？兩頭在外是做不了第一的。太陽能電池的超越需要有一個意愿，包括企業、政府有沒有意愿超越別人做第一�！�
于平榮認為，“太陽能電池企業之間不該相互間爭風吃醋，互相揭短，而是需要一起跟傳統能源去爭。誰比無錫尚德做得好沒有意義，只有比傳統電力成本低才是方向�！薄�
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光伏發電國有化猜想
光伏發電成本目前遠高于火電成本，一旦二者成本接近，大型發電集團必然涉足。從目前太陽能電站建設來看，均是組件設備供應商與電力公司的聯合體形式。大型發電集團捆綁著先天的并網渠道優勢，一旦其加入上游組件競爭，將較大改變競爭格局。大型電力集團在光伏發電設備產能的布局不可小視，對現有民營光伏企業來說，未來競爭將異常慘烈。
國電電力集團就率先進入太陽能領域，國電新能源公司已于2008年10月在寧夏成立了多晶硅項目公司，投資50億元，分兩期建設年產5000噸多晶硅，一期2500噸，計劃于2010年10月竣工。同時成立了太陽能電池工作小組，計劃2011年產能達到300MW，2012年達到600MW。集團下屬龍源電力公司與青海格爾木政府簽訂200MW大型荒漠并網光電投資協議書，全部工程在2011年年底建成投入運行�？梢钥吹�，國電電力集團已經初步布局了光伏發電的完整產業鏈結構。
除國電電力集團外，國家電網已經與南京南瑞集團合作建立了專門的新能源基地；華能等電企也已涉足新能源領域，加緊進行新能源方面的研究。
多晶硅價格暴跌增加晶硅電池競爭力
多晶硅價格逐漸回歸理性，從2008年最高的500美元/公斤下降到目前的70-80美元/公斤(最低時為50美元/公斤)。2008年，太陽能級的多晶硅產能爆發式增長，而中國是產能增長的主力。2007年中國的多晶硅產量為1100噸，2008年突破4100噸，到2009年，預測產量將突破1萬噸，與下游組建廠商供需形勢發生逆轉。
繼洛陽中硅、新光硅業、徐州中能和東汽峨眉等產能新建和擴建后，許多大中型企業紛紛投資多晶硅產業。據統計，有近50家企業正在建設、擴建和籌建多晶硅生產線，總建設規模超過10萬噸。預計2009-2010年，全世界多晶硅產能達到8萬噸和14萬噸，而2009、2010年多晶硅需求量分別為5.5萬噸和7.7萬噸，已經小于供應量。
多晶硅價格下跌后，多晶硅光伏發電成本出現大幅下降，有利于目前以多晶硅為主的光伏發電產業鏈的持續健康發展；在供過于求的局面下，終端用戶對產品的質量更加挑剔，將不利于其他一些暫時性替代技術的生存，如物理法多晶硅。多晶硅光伏電池的性價比將較多數薄膜電池技術更具競爭優勢。
政府補貼計劃
4月20日，財政部發布了《太陽能光電建筑應用示范項目申報指南》，明確對三類太陽能光電建筑應用示范項目進行補貼。建材型和構件型項目補貼標準不超過20元/瓦，與屋頂、墻面結合安裝的項目補貼標準不超過15元/瓦。
6月19日，江蘇省政府發布《江蘇省光伏發電推進意見》：2009－2011年計劃新增光伏裝機為80MW、150MW和170MW。實施固定電價政策，地面電站未來三年電價分別為2.2、1.7和1.4元/千瓦時，屋頂項目為3.7、3.0和2.4元/千瓦時，光電建筑一體化為4.3、3.5和2.9元/千瓦時。
7月21日，財政部、科技部、國家能源局聯合印發了《關于實施金太陽示范工程的通知》，計劃在2-3年內，采取財政補助方式支持不低于500兆瓦的光伏發電示范項目。對并網光伏發電項目，按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助；其中偏遠無電地區的獨立光伏發電系統按總投資的70%給予補助；對于光伏發電關鍵技術產業化和基礎能力建設項目，主要通過貼息和補助的方式給予支持。
此外，部分地方政府也安排了專項財政資金來啟動屋頂太陽能項目：浙江正在制定地方補貼標準，可能為10元/瓦左右；內蒙確定了按照中央與地方1∶1比例進行太陽能補貼，其他省份也在加緊制定。
國內大規模光伏電站建設項目
中國2007年提出“至2010年，國內光伏發電累積裝機容量達到300MW”。但截至2008年底，國內光伏裝機總容量約120MW，相對于8.2億千瓦的電力總裝機容量來說，幾乎可以忽略不計。如果按照國內5%的新能源配比計算，國內光伏市場潛力巨大。
受敦煌10MW示范項目帶動，國內相繼出現了由本土企業承建的多個大規模并網光伏發電項目。比較引人注目的是西藏阿里的10兆瓦光伏電站，江蘇正在推進50兆瓦并網發電項目，云南昆明石林的166MW項目，以及云南宜賓長坡嶺的200MW項目，青海省錫鐵山10MW太陽能光伏電站、格爾木市200MW光伏并網電站、格爾木市經濟開發區10MW光伏電站、15MW聚光型光伏電站。
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