首先用简单的篇幅跟大家说一下晶硅薄膜和聚光技术的主要区别和联系，介绍一下我们现在已经建设了世界最大的110兆瓦的聚光光伏电站的运行数据情况，同时对建设电站所有产业链全部的环节进行一些介绍，我们对聚光光伏进行一些展望。

 

　　首先不管是聚光光伏还是晶硅还是非晶硅薄膜，原理应该都是光伏效应，聚光光伏有个最大特点就是它的针对不同的太阳光谱做的光伏转换的PN结数量是三个，以后有可能四个五个，常规的单晶硅多晶硅用的是单个PN结，会造成什么样的结果，不同的PN结对不同光谱响应的范围不一样，三个PN结对应太阳从350纳米到1500纳米不同光谱进行响应，3结G电池再串联起来，这样对光谱响应范围就宽了，这也是为什么从理论上来讲它的理论发电效率是高的。刚才代总提到了三安光电，日芯光伏所用的聚光芯片，大部分用的安科的，有小部分用三安的，2013年、2014年以后这个情况有变化，首先三安光电现在的冠军，就是产品效率应该能达到43%，我想强调一下，刚才提到（英文）有一些世界纪录的芯片效率，他都指的是实验室，在芯片里挑最好的进行测量，三安光电这块如果挑最好的应该达到43%，作为产业化的项目我们电池的使用不能百里挑一，有可能100%都要用，我们后面介绍一下量产之后日芯光伏所用的芯片效率是多少。

 

　　跟其他光伏技术来比，多晶硅电池发展潜力很高，理论限值70%以上，把PN结做的很多或者从热动力学角度来讲，应该超过70%的效率。当然因为聚光光伏电池用了一个聚光的光学器件，需要把太阳光聚焦到一个很小的点上，这是一个聚光光伏和其他的晶硅薄膜的最大区别，需要一个光学器件。有光学器件之后，对太阳的精度要求非常高，需要一个双轴追踪系统，不需要单轴双轴也可以发电，对聚光来讲，如果没有双轴跟踪，准确追踪太阳的话就没办法发电，这就是聚光光伏和常规光伏技术的两个主要区别。

 

　　还有一个比较重要的区别，因为聚光光伏需要光学系统把太阳光聚集到一个点上，如果太阳光整个太阳辐照的强度不是很高，或者有多云天气，阴天的话基本聚光光伏是没有发电的，从这个角度来讲聚光光伏和晶硅薄膜不是一个替代的关系，应该在高辐照地区，比如像--中国的青海、西藏、内蒙古然后北非、地中海一带的南岸，中东地区、南非地区，还有美国的加州附近，还有南美一些地区，澳大利亚地区，阳光直接比较充足的地区有优势，但是现在提到我们国家大力提倡的分布式发电，放在沿海地区，放在内部地区，很有可能聚光光伏因为装机成本和发电量的限制可能它的优势并不是很明显。

 

　　刚才谈到一些聚光光伏的一些技术特点，今天上午许红华研究员也提到了"十三五"规划，要把高效电池特别是聚光光伏电池作为发展产业的一个重点支持产业之一，王斯成老师提到了日芯光伏收购了美国安科的太阳能业务，今年到现在为止已经建设了110兆瓦的电站，到现在为止电站运行数据是什么样的，跟大家分享一下。到目前为止是全球的装机量，聚光光伏装机大概200兆瓦，属于世界比较大的。我花两分钟时间展示一下航拍片。我们用的双轴追踪基本是用推拉式和俯仰式的，整个布局也是一兆瓦一个方阵，这是在去年拍摄的60兆瓦建设现场，就是聚光光伏第二期的项目现场。这两个电站全部建设在我国的青海省格尔木市的南出口和东出口的光伏园区，如果大家感兴趣可以跟我们联系，带大家去参观。

 

　　从2013年10月1日到2014年10月31日，这段时间以来我们持续记录了格尔木市地区地面实测阳光直射的情况，将近3个月时间，累计日照是2000多千瓦时每平方米，在国内的又有并网条件比较好的地区，和阳光直射比较好的地区，格尔木还是比较不错的适合聚光光伏电站建设的地区。

 

　　今年8月底在青海新能源学会组织了一个国际能源署走进青海的一个大会，特别强调了一下能效，用能效来评价一个电站的建设质量和运行质量，我们这样也用IEC标准，用这种定义方式来评价一下聚光光伏的能效以及跟旁观两个电站的单晶硅多晶硅能效的对比。左侧这个图就是我们聚光光伏的能效的变化情况，右侧蓝色的是多晶硅，红色的是单晶硅，为什么从去年10月份到现在为止整个能耗是爬坡的呢，是因为整个聚光光伏在安装完之后电气部分装好之后需要有一段时间的精调，需要把每个组件的入射的法面对太阳队的非常准，我们每台都要这样调，这也是可能在调试过程中，跟晶硅有很大区别。但是我们经过了50兆瓦、60兆瓦的建设，大家看到从50兆瓦，从能效30%一直到80%左右，我们用了大概一年时间，但是60兆瓦，第二期建设的时候我们吸取了很多经验，我们从今年的7月份到能效达到80%以上只用了四个月时间，最一开始我们担心的双轴追踪系统在安装、运行调试过程中非常复杂的一些担心，我们现在这种顾虑应该是越来越少了，因为很多设计方案的改进，施工方式的改进以及运行模式不断经验摸索，整个调整时间优化时间会越来越短。右图是和我们共用110射v升压站（音）的能耗情况，聚光在10月份的时候能效78%到81%，这个因为我们要持续观察全年的情况，这些能效的数值我们以后会持续观察，和晶硅技术比，能效从目前来看，从大规模应用角度来看，聚光光伏能效并不像我们想象那样非常难以提升。第二项非常重要的指标是可用性，在太阳辐射资源一定的情况下，应该实际所有的电站的追踪系统和组件全部能发电，应该能发多少电，作为分母，同时在跟你实际的运行过程中没有发电，减去没有发电的数量对比就是一个可用性，为什么没有发电，有多种原因，比如玻璃清洁不及时，有个别传输系统和逆变系统需要维护，整个系统运转有停机检修的时间，把停机检修时间去掉再除去实际光照情况，乘以所有系统发照情况的百分比就是可用性，是一个运行维护的水平，刚才说能效体现了整个技术的先进性，可用性体现的是现场运行维护水平。从这表来看，大家看到从去年的10月份到今年的7月份也是在爬坡时间，因为这段时间我们南出口用的电站所用的线路是采用别人的数据。60兆瓦红色曲线也是7、8月份在精调，对比晶硅的技术应该是98.4%和98.5，主要原因是没有追踪，玻璃清洁也不像聚光这样频繁，前景比较稳定。明年聚光光伏能效怎么样，我们会持续关注。

 

　　刚才讲到聚光光伏效率高，投资成本也高，晶硅效率比聚光投资低一些，我们有一个更科学的方法就是度电成本，把装机成本、运行费率、投资回收期、贷款比例、贷款利率作为一个评价的总投资，把你每年发的电转换成一千瓦标准的发电机发出的电，发电机所持续运转的时间就是等效满负荷发电小时数再乘以组件每年的衰减，一除是整个寿命期里面发的总的电量，按一块钱一度电来算。用同样的计算公式对装在同样地区不同的电站，规模也大致向的这个电站进行对比，我们得出这样一个结论，50兆瓦和60兆瓦CPV聚光光伏的度电成本大概在8毛5，多晶硅单晶硅大概是7毛4左右。不同的地点，不同的贷款方式，不同的间距所计算出来的度电成本都是不一样的，但是在同样一个地点，我们贷款比例大致相同，日照也大致相同的情况下，我们用这个公式来相对比较这种趋势，我认为还是有可比性的。从2012年的50兆瓦度电成本情况到2013年60兆瓦度电成本情况，大约有一毛钱左右的降低。刚才讲到110兆瓦电站运行情况，在它建设背后就是聚光光伏产业链的不断成熟，我们认为产业体系大致分为三块内容，一个是工业链体系，包括供应商，关键物料的供应能力和管控能力、成本，制作体系，到工厂以后指导费用以及可靠性，建设运行，包括整个电站规划建设以及运行的水平，从这个角度观察一下聚光光伏产业链的情况。

 

　　从关键物料的体系来看，日芯光伏除了光伏片，电池片、封装、追踪器、接入网、硅胶、光学器件，几乎是聚光光伏在做，一方面做整个产业链比较全，第二个在整个管控中这个跨度也是很大的。从这个图上来看，我们中了标是关键物料供应商的数量，蓝色是国际供应商，红色是国内的供应商，基本上每个都有国内和国际供应商，供应商数量一般超过三个到四个。从物料成本下降角度，日芯光伏前身是三安光电的太阳能事业部，2009年在格尔木南出口降了3兆瓦，我们以2006年作为一个基数来观察这五年以来的组建还有追踪器的下降幅度，大家看到现在水平已经达到了当时的20%以下，组件的成本现在应该是没有超过10块钱的，大约8块到6块左右，下降幅度我们只用五年时间，下降成为五年以前的20%，以后我们随着新技术的推进，成本下降幅度还是提高，我们后面还要提到对后续成本降低的预测。

 

　　从芯片生产的角度，大家看到刚才汉能的代总提到了三安光电芯片没有量产，这边公布一个数据，在2013年的时候日芯光伏一共消耗了180万片芯片，多一半是三安光电攻破的，我们说的是量产效率，是38.85%。（英文）和（英文）提供的这些效率都是43%、42%实验室最高效率，我们现在谈的是在180万片的基础上的量产效率，这个还是跟实验室效率还是有一定区别的。整个组件制造过程中有非常关键的就是光照对准，有技术改进，在一年时间对整个对准的差异性已经降低了将近一半左右，现在是99%以上的对准精度。

 

　　从模组功率来讲，现在芯片没有变化，只是在生产工艺过程中引进新的管理方法和技术方法，现在组件的室内测试效率已经达到487瓦，最开始标定功率是450瓦，大约是30瓦左右一年时间内的提升，整个产线新技术开发，以及管理模式上我们积累了很多经验。

 

　　我们在格尔木建设的两个电站，一个50兆瓦，一个60兆瓦，国内那么大规模电站属于第一次建设，我们在整个可行性研究报告、电站布局规划日芯光伏都是全程参与，甚至很多方案都在做，包括电站建设现场的技术支持和关键工序的把控我们都是全程参与。从今年以来我发现不论是晶硅电站，提到很多智能化运行，实际上这个理念日芯光伏在建第一套50兆瓦电站的时候已经引进来的，用了比较智能化的（英文）系统，对整个电站的发电情况进行实时检测，对故障情况进行专家智能诊断评估，因为我们非常清楚带追踪系统的电站要比固定电站维护起来需要更高智能的一些环节，一些因素。以上提到了一些110兆瓦背后聚光光伏产业链的一些情况，我们现在能做到度电成本和晶硅持平，对以后有什么展望，今天上午的会我们看到了国家对中国梦，对我们光伏行业来讲光伏梦，聚光光伏在里面也有我们的梦想，跟大家分享一下。

 

　　首先日芯光伏从2011年开始进行大规模并网电站产品开发之后，陆续推出了屋顶产品，超薄膜组，还有电热联产系统，这些不同的技术，不同产品的形态，贯穿了两个关键环节，关键的主线，第一个是不断降低成本，不断提高效率，最终实现的是度电成本要低于燃煤机组标杆电价。

 

　　这张图大家看到，从2014年以前的数据，都已经不是预测了，都是已经在日芯光伏推动下成为现实了，刚才提到的红线电站的装机成本从早期的25块钱，20多块钱，到现在的10多块钱。芯片的效率从2010年的35%左右，到2014年的将近40%，在装机成本和量产效率不断的综合作用下，再加上产业化规模不断扩大，度电成本也是逐渐降低，2009年大约三块五左右一度，到2014年做到7毛4，按照这个速度继续走的话我们把这些数据带到刚才我们提到的度电成本计算公式，我们预测出来，从2015年到2020年聚光光伏的成本，三毛五，两个电站所在的青海省电网，脱硫燃煤机组标杆电价是三毛五分四，我们争取在大约五年时间能做到三毛五。这个是美国的IHS公司对聚光光伏全球装机量的预测，当然2014年以前都已经成为现实，其中2013年的所谓的200兆瓦的装机量，聚光光伏有一半设备是我们提供的，从整个发展来看到2020年的时候，应该还不到2GW，数量还是比较小的，对我们聚光光伏产业发展来讲应该是一个非常积极的信号，相当于现在产能的20倍。

 

　　我花一点时间把今天PPT做一个总结，我们认为有110兆瓦的电站建设运行，这么长时间也标志着聚光光伏已经进入了规模化应用阶段，已经不是实验室技术了。其次，度电成本我们认为在格尔木地区的区域下，度电成本可以跟晶硅打成平手。第三，我们展望一下到2020年的时候，多结化合物电池效率会超过50%，可能有点保守，当然指的是实验室的最佳效率，量产效率可能要稍微打个折扣。装机成本低于8块钱，组件加追踪器，加后续的接入网系统，加上现场施工维护，期待目标是低于8块钱，效率是晶硅的两倍，成本基本持平，用这个算度电成本是3毛5块钱，累计装机容量应该会超过1.4GW，大约做到2GW，提到这个数据，我在很多其他一些展会上和研讨会上提到，我们是在讲故事，我们有梦想，经过几年努力我们以前的故事现在已经变成现实了，相信以后的这些梦想，在我们国家的支持下，习总的美丽中国的支持下，在可再生能源学会的持续支持下，在我们所有同仁的努力下，我们相信梦想会很快变成现实，谢谢大家！