光伏電池

太陽能光伏電池（簡稱光伏電池）用於把太陽的光能直接轉化為電能。目前地面光伏系統大量使用的是以矽為基底的矽太陽能電池，可分為單晶矽、多晶矽、非晶矽太陽能電池。在能量轉換效率和使用壽命等綜合性能方面，單晶矽和多晶矽電池優於非晶矽電池。多晶矽比單晶矽轉換效率低，但價格更便宜。

基本介紹

• 中文名：光伏電池
• 外文名：Solar Cell
• 全稱：太陽能光伏電池
• 分類：單晶矽、多晶矽、非晶矽

基本介紹

按照套用需求，太陽能電池經過一定的組合，達到一定的額定輸出功率和輸出的電壓的一組光伏電池，叫光伏組件。根據光伏電站大小和規模，由光伏組件可組成各種大小不同的陣列。

光伏組件，採用高效率單晶矽或多晶矽光伏電池、高透光率鋼化玻璃、Tedlar、抗腐蝕鋁合多框線等材料，使用先進的真空層壓工藝及脈衝焊接工藝製造。即使在最嚴酷的環境中也能保證長的使用壽命。

組件的安裝架設十分方便。組件的背面安裝有一個防水接線盒，通過它可以十分方便地與外電路連線。對每一塊太陽電池組件，都保證20年以上的使用壽命。

發展歷史

術語“光生伏打”（Photovoltaics）來源於希臘語，意思是光、伏特和電氣的，來源於義大利物理學家亞歷山德羅·伏特的名字，在亞歷山德羅·伏特以後“伏特”便作為電壓的單位使用。

以太陽能發展的歷史來說，光照射到材料上所引起的“光起電力”行為，早在19世紀的時候就已經發現了。

1849年術語“光－伏”(photo-voltaic)才出現在英語中，意指由光產生電動勢，即光產生伏特。

1839年，光生伏特效應第一次由法國物理學家A.E.Becquerel發現。

1883年第一塊太陽電池由Charles Fritts製備成功。Charles用硒半導體上覆上一層極薄的金層形成半導體金屬結，器件只有1%的效率。

在處於運行狀態下的太陽能

到了1930年代，照相機的曝光計廣泛地使用光起電力行為原理。

1946年Russell Ohl申請了現代太陽電池的製造專利。

到了1950年代，隨著半導體物理性質的逐漸了解，以及加工技術的進步，1954年當美國的貝爾實驗室在用半導體做實驗發現在矽中摻入一定量的雜質後對光更加敏感這一現象後，第一個有實際套用價值的太陽能電池於1954年誕生在貝爾實驗室。太陽電池技術的時代終於到來。

1960年代開始，美國發射的人造衛星就已經利用太陽能電池做為能量的來源。

1970年代能源危機時，讓世界各國察覺到能源開發的重要性。1973年發生了石油危機，人們開始把太陽能電池的套用轉移到一般的民生用途上。

在美國、日本和以色列等國家，已經大量使用太陽能裝置，以朝商業化的目標前進。

在這些國家中，美國於1983年在加州建立世界上最大的太陽能電廠，它的發電量可以高達16百萬瓦特。南非、波札那、納米比亞和非洲南部的其他國家也設立專案，鼓勵偏遠的鄉村地區安裝低成本的太陽能電池發電系統。

而推行太陽能發電最積極的國家首推日本。1994年日本實施補助獎勵辦法，推廣每戶3,000瓦特的“市電並聯型太陽光電能系統”。在第一年，政府補助49%的經費，以後的補助再逐年遞減。“市電並聯型太陽光電能系統”是在日照充足的時候，由太陽能電池提供電能給自家的負載用，若有多餘的電力則另行儲存。當發電量不足或者不發電的時候，所需要的電力再由電力公司提供。

到了1996年，日本有2,600戶裝置太陽能發電系統，裝設總容量已經有8百萬瓦特。一年後，已經有9,400戶裝置，裝設的總容量也達到了32百萬瓦特。

在中國，太陽能發電產業亦得到政府的大力鼓勵和資助。2009年3月，財政部宣布擬對太陽能光電建築等大型太陽能工程進行補貼。

工作原理

太陽能電池是通過光電效應或者光化學效應直接把光能轉化成電能的裝置。以光電效應工作的薄膜式太陽能電池為主流，而以光化學效應原理工作的太陽能電池則還處於萌芽階段。太陽光照在半導體p-n結上，形成新的空穴--電子對。在p-n結電場的作用下，空穴由n區流向p區，電子由p區流向n區，接通電路後就形成電流。

光伏電池及系統工作原理

實現過程：

房頂的太陽能板將陽光轉換為DC電流。不間斷電源(UPS)將該DC能源轉換為AC 220V/50Hz。

這個電能可以完全用於當地的設備，也可以部分使用，剩餘的電能賣給公用事業機構，或全部賣出。

強烈建議應防止這一昂貴的設施遭受雷擊。

評測方法

一、等效電路模型

PV電池的等效電路模型（如圖1所示）能夠幫助我們深入了解這種器件的工作原理。理想PV電池的模型可以表示為一個感光電流源並聯一個二極體。光源中的光子被太陽能電池材料吸收。如果光子的能量高於電池材料的能帶，那么電子就被激發到導帶中。如果將一個外部負載連線到PV電池的輸出端，那么就會產生電流。

圖1. 由一個串聯電阻（RS）和一個分流電阻（rsh）和一個光碟機電流源構成的光伏電池等效電路。

圖1

由於電池襯底材料及其金屬導線和接觸點中存在材料缺陷和歐姆損耗，PV電池模型必須分別用串聯電阻（RS）和分流電阻（rsh）表示這些損耗。串聯電阻是一個關鍵參數，因為它限制了PV電池的最大可用功率（PMAX）和短路電流（ISC）。

PV電池的串聯電阻（rs）與電池上的金屬觸點電阻、電池前表面的歐姆損耗、雜質濃度和結深有關。在理想情況下，串聯電阻應該為零。分流電阻表示由於沿電池邊緣的表面漏流或晶格缺陷造成的損耗。在理想情況下，分流電阻應該為無窮大。

要提取光伏電池的重要測試參數，需要進行各種電氣測量工作。這些測量通常包含直流電流和電壓、電容以及脈衝I-V。

二、PV電池的直流電流-電壓（I-V）測量

可以利用直流I-V[9]曲線圖對PV電池進行評測，I-V圖通常表示太陽能電池產生的電流與電壓的函式關係（如圖2所示）。電池能夠產生的最大功率（PMAX）出現在最大電流（IMAX）和電壓（VMAX）點，曲線下方的面積表示不同電壓下電池能夠產生的最大輸出功率。我們可以利用基本的測量工具（例如安培計和電壓源），或者集成了電源和測量功能的儀器（例如數字源表[10]或者源測量單元SMU[11]），生成這種I-V曲線圖[12]。為了適應這類套用的需求，測試設備必須能夠在PV電池測量可用的量程範圍內提供電壓源並吸收電流，同時，提供分析功能以準確測量電流和電壓。簡化的測量配置如圖3所示。

圖2. 該曲線給出了PV電池的典型正偏特性，其中最大功率（PMAX）出現在最大電流（IMAX）和最大電壓（VMAX）的交叉點。

圖2

圖3. 對太陽能電池進行I-V曲線測量的典型系統，由一個電流源和一個伏特計組成。

測量系統應該支持四線測量模式。採用四線測量技術能夠解決引線電阻影響測量精度的問題。例如，可以用其中一對測試引線提供電壓源，用另一對引線測量流過電池的電流。重要的是要把測試引線放在距離電池儘可能近一些的地方。

圖3

圖4給出了利用SMU測出的一種被照射的矽太陽能電池的真實直流I-V曲線。由於SMU能夠吸收電流，因此該曲線通過第四象限，並且支持器件析出功率。

圖4. 正偏（被照射的）PV電池的這種典型I-V曲線表示輸出電流隨電壓升高而快速上升的情形。

圖4

三、總體效率的測量參數

其它一些可以從PV電池直流I-V曲線中得出的數據表征了它的總體效率——將光能轉換為電能的好快程度——可以用一些參數來定義，包括它的能量轉換效率、最大功率性能和填充因數。最大功率點是最大電池電流和電壓的乘積，這個位置的電池輸出功率是最大的。

填充因數（FF）是將PV電池的I-V特性與理想電池I-V特性進行比較的一種方式。理想情況下，它應該等於1，但在實際的PV電池中，它一般是小於1的。它實際上等於太陽能電池產生的最大功率（PMAX=IMAXVMAX）除以理想PV電池產生的功率。填充因數定義如下：

FF = IMAXVMAX/(ISCVOC)

其中IMAX=最大輸出功率時的電流，VMAX =最大輸出功率時的電壓，ISC =短路電流，VOC=開路電壓。

轉換效率（h）是光伏電池最大輸出功率（PMAX）與輸入功率（PIN）的比值，即：

h = PMAX/PIN

PV電池的I-V測量可以在正偏（光照下）或反偏（黑暗中）兩種情況下進行。正偏測量是在PV電池照明受控的情況下進行的，光照能量表示電池的輸入功率。用一段載入電壓掃描電池，並測量電池產生的電流。一般情況下，載入到PV電池上的電壓可以從0V到該電池的開路電壓（VOC）進行掃描。在0V下，電流應該等於短路電流（ISC）。當電壓為VOC時，電流應該為零。在如圖1所示的模型中，ISC近似等於負載電流（IL）。

PV電池的串聯電阻（rs）可以從至少兩條在不同光強下測量的正偏I-V曲線中得出。光強的大小並不重要，因為它是電壓變化與電流變化的比值，即曲線的斜率，就一切情況而論這才是有意義的。記住，曲線的斜率從開始到最後變化很大，我們所關心的數據出現在曲線的遠正偏區域（far-forward region），這時曲線開始表現出線性特徵。在這一點，電流變化的倒數與電壓的函式關係就得出串聯電阻的值：

rs = ΔV/ΔI

到目前為止本文所討論的測量都是對暴露在發光輸出功率下，即處於正偏條件下的PV電池進行的測量。但是PV器件的某些特徵，例如分流電阻（rsh）和漏電流，恰恰是在PV電池避光即工作在反偏情況下得到的。對於這些I-V曲線，測量是在暗室中進行的，從起始電壓為0V到PV電池開始擊穿的點，測量輸出電流並繪製其與載入電壓的關係曲線。利用PV電池反偏I-V曲線的斜率也可以得到分流電阻的大小（如圖5所示）。從該曲線的線性區，可以按下列公式計算出分流電阻：

rsh = ΔV Reverse Bias/ΔI Reverse Bias

圖5. 利用PV電池反偏I-V曲線的斜率可以得到PV電池的分流電阻。

圖5

除了在沒有任何光源的情況下進行這些測量之外，我們還應該對PV電池進行正確地禁止，並在測試配置中使用低噪聲線纜。

四、電容測量

與I-V測量類似，電容測量也用於太陽能電池的特徵分析。根據所需測量的電池參數，我們可以測出電容與直流電壓、頻率、時間或交流電壓的關係。例如，測量PV電池的電容與電壓的關係有助於我們研究電池的摻雜濃度或者半導體結的內建電壓。電容-頻率掃描則能夠為我們尋找PV襯底耗盡區中的電荷陷阱提供信息。電池的電容與器件的面積直接相關，因此對測量而言具有較大面積的器件將具有較大的電容。

C-V測量測得的是待測電池的電容與所載入的直流電壓的函式關係。與I-V測量一樣，電容測量也採用四線技術以補償引線電阻。電池必須保持四線連線。測試配置應該包含帶禁止的同軸線纜，其禁止層連線要儘可能靠近PV電池以最大限度減少線纜的誤差。基於開路和短路測量的校正技術能夠減少線纜電容對測量精度的影響。C-V測量可以在正偏也可以在反偏情況下進行。反偏情況下電容與掃描電壓的典型曲線（如圖6所示）表明在向擊穿電壓掃描時電容會迅速增大。

圖6. PV電池電容與電壓關係的典型曲線。

圖6

另外一種基於電容的測量是激勵電平電容壓型（DLCP），可在某些薄膜太陽能電池（例如CIGS）上用於判斷PV電池缺陷密度與深度的關係。這種測量要載入一個掃描峰-峰交流電壓並改變直流電壓，同時進行電容測量[20]。必須調整這兩種電壓使得即使在掃描交流電壓時也保持總載入電壓（交流+直流）不變。通過這種方式，材料內部一定區域中暴露的電荷密度將保持不變，我們就可以得到缺陷密度與距離的函式關係。

五、電阻率與霍爾電壓的測量

PV電池材料的電阻率可以採用四針探測的方式，通過載入電流源並測量電壓進行測量，其中可以採用四點共線探測技術或者范德堡方法。

在使用四點共線探測技術進行測量時，其中兩個探針用於連線電流源，另兩個探針用於測量光伏材料上電壓降。在已知PV材料厚度的情況下，體積電阻率（ρ）可以根據下列公式計算得到：

ρ = (π/ln2)(V/I)(tk)

其中，ρ =體積電阻率，單位是Ωcm，V=測得的電壓，單位是V，I=源電流，單位是A，t=樣本厚度，單位是cm，k=校正係數，取決於探針與晶圓直徑的比例以及晶圓厚度與探針間距的比例。

六、范德堡電阻率測量方法

測量PV材料電阻率的另外一種技術是范德堡方法。這種方法利用平板四周四個小觸點載入電流並測量產生的電壓，待測平板可以是厚度均勻任意形狀的PV材料樣本。

范德堡電阻率測量方法需要測量8個電壓。測量V1到 V8是圍繞材料樣本的四周進行的，如圖7所示。

圖7. 范德堡電阻率常用測量方法

圖7

按照下列公式可以利用上述8個測量結果計算出兩個電阻率的值：

ρA = (π/ln2)(fAts)[(V1 – V2 +V3 – V4)/4I]

ρB = (π/ln2)(fBts)[(V5 – V6 +V7 – V8)/4I]

其中，ρA和 ρB分別是兩個體積電阻率的值，ts =樣本厚度，單位是cm，V1 – V8是測得的電壓，單位是V，I=流過光伏材料樣品的電流，單位是A，fA和 fB是基於樣本對稱性的幾何係數，它們與兩個電阻比值QA和 QB相關，如下所示：

QA = (V1 – V2)/(V3 – V4)

QB = (V5 – V6)/(V7 – V8)

當已知ρA和 ρB的值時，可以根據下列公式計算出平均電阻率（ρAVG）：

ρAVG = (ρA + ρB)/2

高電阻率測量中的誤差可能來源於多個方面，包括靜電干擾、漏電流、溫度和載流子注入。當把某個帶電的物理拿到樣本附近時就會產生靜電干擾。要想最大限度減少這些影響，應該對樣本進行適當的禁止以避免外部電荷。這種禁止可以採用導電材料製作，應該通過將禁止層連線到測量儀器的低電勢端進行正確的接地。電壓測量中還應該使用低噪聲禁止線纜。漏電流會影響高電阻樣本的測量精度。漏電流來源於線纜、探針和測試夾具，通過使用高質量絕緣體，最大限度降低濕度，啟用防護式測量，包括使用三軸線纜等方式可以儘量減少漏電流。

七、脈衝式I-V測量

除了直流I-V和電容測量，脈衝式I-V測量也可用於得出太陽能電池的某些參數。特別是，脈衝式I-V測量在判斷轉換效率、最短載流子壽命和電池電容的影響時一直非常有用。

分類

按結構分類

同質結太陽電池，異質結太陽電池，肖特基太陽電池

按材料分類

矽太陽電池，敏化納米晶太陽電池，有機化合物太陽電池，塑膠太陽電池，無機化合物半導體太陽電池

按光電轉換機理分類

傳統太陽電池，激子太陽電池

按品種分類

單晶矽光伏電池

單晶矽光伏電池是開發較早、轉換率最高和產量較大的一種光伏電池。單晶矽光伏電池轉換效率在我國已經平均達到16.5%,而實驗室記錄的最高轉換效率超過了24.7%。這種光伏電池一般以高純的單晶矽矽棒為原料，純度要求99.9999%。

多晶矽光伏電池

多晶矽光伏電池是以多晶矽材料為基體的光伏電池。由於多晶矽材料多以澆鑄代替了單晶矽的拉制過程，因而生產時間縮短，製造成本大幅度降低。再加之單晶矽矽棒呈圓柱狀，用此製作的光伏電池也是圓片，因而組成光伏組件後平面利用率較低。與單晶矽光伏電池相比，多晶矽光伏電池就顯得具有一定競爭優勢。

非晶矽光伏電池

非晶矽光伏電池是用非晶態矽為原料製成的一種新型薄膜電池。非晶態矽是一種不定形晶體結構的半導體。用它製作的光伏電池只有1微米厚度,相當於單晶矽光伏電池的1/300。它的工藝製造過程與單晶矽和多晶矽相比大大簡化, 矽材料消耗少, 單位電耗也降低了很多。

銅銦硒光伏電池

銅銦硒光伏電池是以銅、銦、硒三元化合物半導體為基本材料，在玻璃或其它廉價襯底上沉積製成的半導體薄膜。由於銅銦硒電池光吸收性能好，所以膜厚只有單晶矽光伏電池的大約l/100。

砷化鎵光伏電池

砷化鎵光伏電池是一種Ⅲ-V族化合物半導體光伏電池。與矽光伏電池相比,砷化鎵光伏電池光電轉換效率高，矽光伏電池理論效率為23% ,而單結砷化鎵光伏電池的轉換效率已經達到27%；可製成薄膜和超薄型太陽電池，同樣吸收95%的太陽光, 砷化鎵光伏電池只需5-10μm的厚度,而矽光伏電池則需大於150μm。

碲化鎘光伏電池

碲化鎘是一種化合物半導體,其帶隙最適合於光電能量轉換。用這種半導體做成的光伏電池有很高的理論轉換效率， 已實際獲得的最高轉換效率達到16.5%。碲化鎘光伏電池通常在玻璃襯底上製造，玻璃上第一層為透明電極，其後的薄層分別為硫化鎘、碲化鎘和背電極，其背電極可以是碳槳料，也可以是金屬薄層。碲化鎘的沉積技術方法很多，如電化學沉積法、近空間升華法、近距離蒸氣轉運法、物理氣相沉積法、絲網印刷法和噴塗法等。碲化鎘層的厚度通常為1.5-3um，而碲化鎘對於光的吸收有1.5um的厚度也就足夠了。

聚合物光伏電池

聚合物光伏電池是利用不同氧化還原型聚合物的不同氧化還原電勢, 在導電材料表面進行多層複合, 製成類似無機P-N結的單嚮導電裝置。

特點

1、優點

無枯竭危險；絕對乾淨（無污染，除蓄電池外）；不受資源分布地域的限制；可在用電處就近發電；能源質量高；使用者從感情上容易接受；獲取能源花費的時間短；供電系統工作可靠。

2、缺點

照射的能量分布密度小；獲得的能源與四季、晝夜及陰晴等氣象條件有關；造價比較高。

套用情況

一、用戶太陽能電源

1.小型電源10-100W不等，用於邊遠無電地區如高原、海島、牧區、邊防哨所等軍民生活用電，如照明、電視、收錄機等；

2. 3-5KW家庭屋頂併網發電系統；

3.光伏水泵

解決無電地區的深水井飲用、灌溉。

二、交通領域

如航標燈、交通/鐵路信號燈、交通警示/標誌燈、路燈、高空障礙燈、高速公路/鐵路無線電話亭、無人值守道班供電等。

三、通訊/通信領域

太陽能無人值守微波中繼站、光纜維護站、廣播/通訊/尋呼電源系統；農村載波電話光伏系統、小型通信機、士兵GPS供電等。

四、石油、海洋、氣象領域

石油管道和水庫閘門陰極保護太陽能電源系統、石油鑽井平台生活及應急電源、海洋檢測設備、氣象/水文觀測設備等

五、家庭燈具電源

如庭院燈、路燈、手提燈、野營燈、登山燈、垂釣燈、黑光燈、割膠燈、節能燈等。

六、光伏電站

10KW-50MW獨立光伏電站、風光（柴）互補電站、各種大型停車廠充電站等。

市場競爭

第一代晶矽太陽能電池，主流市場轉換效率約為18%，由於發展早，產業鏈上各企業生產技術較為成熟，占套用市場約80%的份額；

第二代薄膜太陽能電池，已經產業化的主要有薄膜矽電池、CIGS電池和CdTe電池等，占套用市場約19%的份額，由於生產成本較低，預計到2015年市場占有率將超過20%；

第三代太陽能電池主要包括聚光和有機太陽能電池等。聚光光伏組件最高轉換效率達到40%，但由於技術尚不成熟，聚光光伏電池占套用市場約1%得市場份額。

功率計算

太陽能交流發電系統是由太陽能電池板、充電控制器、逆變器和蓄電池共同組成；太陽能直流發電系統則不包括逆變器。為了使太陽能發電系統能為負載提供足夠的電源，就要根據用電器的功率，合理選擇各部件。下面以100W輸出功率，每天使用6個小時為例，介紹一下計算方法：

1.首先應計算出每天消耗的瓦時數(包括逆變器的損耗)：若逆變器的轉換效率為90%，則當輸出功率為100W時，則實際需要輸出功率應為100W/90%=111W；若按每天使用5小時，則耗電量為111W*5小時=555Wh。

2.計算太陽能電池板：按每日有效日照時間為6小時計算，再考慮到充電效率和充電過程中的損耗，太陽能電池板的輸出功率應為555Wh/6h/70%=130W。其中70%是充電過程中，太陽能電池板的實際使用功率。

電池充電

太陽能電池套用在消費性商品上，大多有充電的問題，過去一般的充電對象採用鎳氫或鎳鎘乾電池，但是鎳氫乾電池無法抗高溫，鎳鎘乾電池有環保污染的問題。

超級電容發展快速，容量超大，面積反縮小，加上價格低廉，因此有部份太陽能產品開始改採超級電容為充電對象，因而改善了太陽能充電的許多問題：光伏電池充電較快速，壽命長5倍以上，充電溫度範圍較廣，減少太陽能電池用量(可低壓充電)。

相關介紹

太陽能電池套用市場的發展

由於光伏電池封裝技術，焊接材料與加工方法及晶片上的改良，在1991年太陽能系統的壽命約5到10年。到了1995年則增加到10～20年，而到公元2000年更可延長使用年限到25年以上。於1995年僅美國市場的太陽能電池銷售額為35億美元。由於石油及環保(全球溫室效應)的問題，以及外交上對落後地區的援助，使得在公元2000年後全球的太陽能電池銷售額成數倍的成長。

到了2005年後，由於德國等環保先進國家新建築法規的因素，造成太陽能板需求量爆發大增，瞬間市場嚴重缺貨，造成全球太陽能電池產業的蓬勃發展，許多太陽能電池廠的股價，一夕之間衝到最高點。同時也帶動洞悉商機的傳統製造業轉型，投入太陽能相關商品的開發、套用。

缺點及克服辦法

夜間不能發電是太陽能電池的一大缺點，但是針對這一個缺點有3種方式可以克服。

把太陽能電池當作補充電力的方案：由於日間電力需求較高，單純的只讓太陽能電池在日間提供服務剛好可以讓發電廠等供電源負載更平均、也減少電力網的尖峰負載;若以傳統方法應付尖峰負載，其成本可能會比使用太陽能電池高。

把白天的太陽光能轉成其他的能量形式加以儲存，例如蓄電池、飛輪裝置、壓縮空氣、抽蓄髮電廠等，到黑夜的時候再把儲存的能量釋放出來。

太陽能電池成本還很高：比許多綠色/再生能源高很多，無法以合理成本提供大量需求。未來可以期待科學家及工程師們不斷的研究，再加上半導體產業技術的進步，太陽能電池的效率也逐漸增加，而且發電系統的單位成本也正逐年下降。因此，隨著太陽能電池效率的增加、成本的降低以及環保意識的高漲，太陽能電池的成本可望大幅降低。也可以利用便宜的鏡子將陽光反射至昂貴的高效能太陽能電池(需注意散熱)，可以發電降低成本。

中國情況

世界的節約能源概念普遍下，光伏電池綠色科技已是產業新星。而這波綠色科技潮流，又首推太陽能最為行情看漲，有可能成為全球紅透半邊天的明日之星。面對國際油價不斷飆高，第三次石油危機即將到來的危機，一股全世界重新洗牌的能源卡位戰，已經響起咚咚戰鼓，蓄勢待發了。

當電力、煤炭、石油等不可再生能源頻頻告急，能源問題日益成為制約國際社會經濟發展的瓶頸時，越來越多的國家開始實行“陽光計畫”，開發太陽能資源，尋求經濟發展的新動力。

歐洲一些高水平的核研究機構也開始轉向可再生能源。在國際光伏市場巨大潛力的推動下，各國的太陽能電池製造業爭相投入巨資，擴大生產，以爭一席之地。

全球太陽能電池市場競爭激烈，歐洲和日本領先的格局已被打破。儘管主要的銷售市場在歐洲，但太陽能電池的生產重鎮已經轉移到亞洲。2011年，在光伏市場帶動下，全球光伏電池產量持續增長，達到29.5GW。

在世界光伏市場的強力拉動下，中國太陽能電池製造業通過引進、消化、吸收和再創新，獲得了長足的發展。中國太陽能電池產業的發展大致可分為三個階段。第一階段為1984年以後的研究開發時期;之後迎來了2001年以後的產業形成時期，第二階段也是尚德等太陽能電池廠商開始創業的時期;2005年至今的第三階段是中國太陽能電池產業的快速發展時期。

光伏電池得益於國家對太陽能等新能源產業的政策、資金支持，2011年太陽能電池產業增長迅速，在世界10大太陽能電池生產商中有6家是中國企業。

中國對太陽能電池的研究起步於1958年，20世紀80年代末期，國內先後引進了多條太陽能電池生產線，使中國太陽能電池生產能力由原來的3個小廠的幾百kW一下子提升到4個廠的4.5MW，這種產能一直持續到2002年，產量則只有2MW左右。2002年後，歐洲市場特別是德國市場的急劇放大和無錫尚德太陽能電力有限公司的橫空出世及超常規發展給中國光伏產業帶來了前所未有的發展機遇和示範效應。歐盟委員會公告顯示，反傾銷調查的產品為光伏組件、矽片、電池等，範圍較美國有所擴大，國內數百家企業牽涉其中。

中國已成為全球主要的太陽能電池生產國。2006年全國太陽能電池的產量為438MW，2007年全國太陽能電池產量為1188MW。中國已經成超越歐洲、日本為世界太陽能電池生產第一大國。2008年的產量繼續提高，達到了200萬千瓦。

中國光伏電池產量年增長速度為1-3倍，光伏電池產量占全球產量的比例也由2002年1.07%增長到2008年的近15%。總體來看，中國太陽能電池的國際市場份額和技術競爭力大幅提高。在產業布局上，中國太陽能電池產業已經形成了一定的集聚態勢。在長三角、環渤海、珠三角、中西部地區，已經形成了各具特色的太陽能產業集群。

按照反傾銷的程式，歐盟下一步將會根據企業規模、出口數量、出口金額等選取抽樣企業，這些抽樣企業將會享有單獨的反傾銷稅率。與以往不同的是，過去歐洲選取抽樣企業一般是2至3家企業，但歐盟此次可能會選擇5至6家企業作為應訴企業。

業內人士分析，歐盟反傾銷稅率一向較高，多在50%-60%左右，當前預測歐盟對中國光伏產品徵收的反傾銷稅率也會較高。而歐盟既然選擇了美國作為參照國來裁定是否傾銷以及相應的反傾銷稅率，預計稅率將會高於美國初裁製定的30%。

可見，立案後中國光伏企業將面臨嚴峻考驗。甚至有預測稱，歐盟對中國光伏產品徵收高額的反傾銷稅，有可能導致六成的中國光伏企業倒閉。

2015年12月4日，歐盟委員會證實將延長對中國太陽能進口產品徵收關稅的反傾銷措施，但關於是否繼續對中國進口光伏電池進行徵稅還尚未定奪。

12月7日，在反傾銷稅失效之前，歐洲光伏製造商聯盟就已要求進行反傾銷期滿複審，布魯塞爾現在要花長達15個月的時間去調查取消反傾銷稅是否會導致歐洲太陽能製造行業繼續受到中國進口產品帶來的衝擊。但歐盟委員會就關於是否要將光伏電池排除在該政策覆蓋產品範圍之外啟動了期中複審。

2017年7月21日，印度商工部反傾銷局發布公告稱，決定對自中國大陸、台灣地區和馬來西亞進口的光伏電池及組件發起反傾銷調查。

最新政策

國家能源局於2013年11月26日發布有效期為3年的《光伏發電運營監管暫行辦法》，規定電網企業應當全額收購其電網覆蓋範圍內併網光伏電站項目和分散式光伏發電項目的上網電量，明確了能源主管部門及其派出機構對於光伏發電併網運營的各項監管責任，光伏發電項目運營主體和電網企業應當承擔的責任，從而推進光伏發電併網有序進行。正文如下：

《光伏發電運營監管暫行辦法》

第一章 總則

第一條 為加強監管，切實保障光伏發電系統有效運行，最佳化能源供應方式，促進節能減排，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《電力監管條例》等法律法規和國家有關規定，制定本辦法。

第二條 本辦法適用於併網光伏電站項目和分散式光伏發電項目。

第三條 國務院能源主管部門及其派出機構依照本辦法對光伏發電項目的併網、運行、交易、信息披露等進行監管。

任何單位和個人發現違反本辦法和國家有關規定的行為,可以向國務院能源主管部門及其派出機構投訴和舉報，國務院能源主管部門及其派出機構應依法處理。

第四條 光伏發電項目運營主體和電網企業應當遵守電力業務許可制度，依法開展光伏發電相關業務，並接受國務院能源主管部門及其派出機構的監管。

第二章 監管內容

第五條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電項目運營主體和電網企業電力許可制度執行情況實施監管。

除按規定實施電力業務許可豁免的光伏發電項目外，其他併網光伏發電項目運營主體應當申領電力業務許可證。持證經營主體應當保持許可條件，許可事項或登記事項發生變化的，應當按規定辦理變更手續。

第六條 國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定對光伏發電電能質量情況實施監管。

光伏發電併網點的電能質量應符合國家標準，確保電網可靠運行。

第七條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電配套電網建設情況實施監管。

接入公共電網的光伏發電項目，接入系統工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的光伏發電項目，接入系統工程由項目運營主體投資建設，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。

第八條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電併網服務情況實施監管。

電網企業應當按照積極服務、簡潔高效的原則，建立和完善光伏電站項目接網服務流程，並提供併網辦理流程說明、相關政策解釋、併網工作進度查詢以及配合併網調試和驗收等服務。

電網企業應當為分散式光伏發電接入提供便利條件，在併網申請受理、接入系統方案制訂、契約和協定簽署、併網驗收和併網調試全過程服務中，按照“一口對外”的原則，簡化辦理程式。

電網企業對分散式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用。

第九條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電併網環節的時限情況實施監管。

光伏電站項目併網環節時限按照國家能源局有關規定執行。

分散式光伏發電項目，電網企業自受理併網申請之日起25個工作日內向項目業主提供接入系統方案；自項目業主確認接入系統方案起5個工作日內，提供接入電網意見函，項目業主據此開展項目備案和工程設計等後續工作；自受理併網驗收及併網調試申請起10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，並與項目業主按照要求籤署購售電契約和併網協定；自關口電能計量裝置安裝完成後10個工作日內組織併網驗收及併網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過後直接轉入併網運行，驗收標準按國家有關規定執行。若驗收不合格，電網企業應向項目業主提出解決方案。

第十條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電項目購售電契約和併網協定簽訂、執行和備案情況實施監管。

電網企業應與光伏電站項目運營主體簽訂購售電契約和併網調度協定，契約和協定簽訂應當符合國家有關規定，並在契約和協定簽訂10個工作日內向國務院能源主管部門派出機構備案。光伏電站購售電契約和併網調度協定範本，國務院能源主管部門將會同國家工商行政管理部門另行制定。

電網企業應按照有關規定及時與分散式光伏發電項目運營主體簽訂併網協定和購售電契約。

第十一條 國務院能源主管部門及其派出機構對電力調度機構優先調度光伏發電的情況實施監管。

電力調度機構應當按照國家有關可再生能源發電上網規定，編制發電調度計畫並組織實施。電力調度機構除因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形外，不得限制光伏發電出力。

本辦法所稱危及電網安全穩定的情形，應由國務院能源主管部門及其派出機構組織認定。

光伏發電項目運營主體應當遵守發電廠併網運行管理有關規定，服從調度指揮、執行調度命令。

第十二條 國務院能源主管部門及其派出機構對電網企業收購光伏發電電量的情況實施監管。

電網企業應當全額收購其電網覆蓋範圍內光伏發電項目的上網電量。因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形，未能全額收購的，電網企業應當及時將未能全額上網的時間、原因等信息書面告知光伏發電項目運營主體，並報國務院能源主管部門派出機構備案。

第十三條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電併網運行維護情況實施監管。

併網光伏電站項目運營主體負責光伏電站場址內集電線路和升壓站的運行、維護和管理，電網企業負責光伏電站配套電力送出工程和公共電網的運行、維護和管理。電網企業安排電網設備檢修應儘量不影響併網光伏電站送出能力，並提前三個月書面通知併網光伏電站項目運營主體。

分散式光伏發電項目運營主體可以在電網企業的指導下，負責光伏發電設備的運行、維護和項目管理。

第十四條 國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定對光伏發電電量和上網電量計量情況實施監管。

光伏電站項目上網電量計量點原則上設定在產權分界點處，對項目上網電量進行計量。電網企業負責定期進行檢測校表，裝置配置和檢測應滿足國家和行業有關電量計量技術標準和規定。

電網企業對分散式光伏發電項目應安裝兩套計量裝置，對全部發電量、上網電量分別計量。

第十五條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電電費結算情況實施監管。

光伏發電項目電費結算按照有關規定執行。以自然人為運營主體的，電網企業應儘量簡化程式，提供便捷的結算服務。

第十六條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電補貼發放情況實施監管。

電網企業應按照國家核定的補貼標準，及時、足額轉付補貼資金。

第三章 監管措施

第十七條 國務院能源主管部門派出機構與省級能源主管部門應當加強光伏發電項目管理和監管信息共享，形成有機協作、分工負責的工作機制。

第十八條 電網企業應向所在地區的國務院能源主管部門派出機構按季度報送以下信息：

1．光伏發電項目併網接入情況，包括接入電壓等級、接入容量、併網接入時間等。

2．光伏發電項目併網交易情況，包括發電量、自用電量、上網電量、網購電量等。

3．光伏電站項目併網運行過程中遇到的重要問題等。

併網光伏電站運營主體應根據產業監測和質量監督等相關規定，定期將運行信息上報，並對發生的事故及重要問題及時向所在省（市）的國務院能源主管部門派出機構報告。

國務院能源主管部門及其派出機構根據履行監管職責的需要，可以要求光伏發電運營主體和電網企業報送與監管事項相關的其他檔案、資料。

第十九條 國務院能源主管部門及其派出機構可採取下列措施進行現場檢查：

1．進入併網光伏電站和電網企業進行檢查；

2．詢問光伏發電項目和調度機構工作人員，要求其對有關檢查事項作出說明；

3．查閱、複製與檢查事項有關的檔案、資料，對可能被轉移、隱匿、損毀的檔案、資料予以封存；

4．對檢查中發現的違法行為，有權當場予以糾正或者要求限期改正。

第二十條 光伏發電項目運營主體與電網企業就併網無法達成協定，影響電力交易正常進行的，國務院能源主管部門及其派出機構應當進行協調；經協調仍不能達成協定的，由國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定予以裁決。

電網企業和光伏發電項目運營主體因履行契約等發生爭議，可以向國務院能源主管部門及其派出機構申請調解。

第二十一條 國務院能源主管部門及其派出機構可以向社會公開全國光伏發電運營情況、電力企業對國家有關可再生能源政策、規定的執行情況等。

第二十二條 電網企業和光伏發電項目運營主體違反本辦法規定，國務院能源主管部門及其派出機構可依照《中華人民共和國可再生能源法》和《電力監管條例》等追究其相關責任。

電網企業未按照規定完成收購可再生能源電量，造成光伏發電項目運營主體經濟損失的，應當按照《中華人民共和國可再生能源法》的規定承擔賠償責任。

第四章 附則

第二十三條 本辦法由國家能源局負責解釋，各派出機構可根據本地實際情況擬定監管實施細則。

第二十四條 本辦法自發布之日起施行，有效期為3年。

國家發展改革委關於2018年光伏發電項目價格政策的通知發改價格規〔2017〕2196號

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局、能源局、扶貧辦，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司：

為落實國務院辦公廳《能源發展戰略行動計畫(2014-2020)》關於新能源標桿上網電價逐步退坡的要求，合理引導新能源投資，促進光伏發電產業健康有序發展，決定調整2018年光伏發電標桿上網電價政策。經商國家能源局，現就有關事項通知如下：

一、根據當前光伏產業技術進步和成本降低情況，降低2018年1月1日之後投運的光伏電站標桿上網電價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。自2019年起，納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目全部按投運時間執行對應的標桿電價。

二、2018年1月1日以後投運的、採用“自發自用、餘量上網”模式的分散式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低0.05元，即補貼標準調整為每千瓦時0.37元(含稅)。採用“全額上網”模式的分散式光伏發電項目按所在資源區光伏電站價格執行。分散式光伏發電項目自用電量免收隨電價徵收的各類政府性基金及附加、系統備用容量費和其他相關併網服務費。

三、村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價、戶用分散式光伏扶貧項目度電補貼標準保持不變。

四、各新能源發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查，並於每月10日前將相關數據報送至國家可再生能源信息管理中心。各級價格主管部門要加強對新能源上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。

五、鼓勵地方按國家有關規定開展光伏發電就近消納配電價格改革和市場化招標定價試點，逐步完善通過市場發現價格的機制。

六、上述規定自2018年1月1日起執行。