光伏发电：太阳能发电原理、电池类型与成本

只用了大约十五年，太阳能光伏（PV）就从一种小众产品，变成了有史以来增长最快的电源。全球光伏发电量从 2015 年的约 250 TWh，一路增长到 2025 年的约 2,800 TWh，已经接近全球电力的 9%。如今每年新增的光伏装机量，已经超过其他所有发电技术加在一起的总和。单是中国一个国家，就生产了全球 40% 以上的光伏电力，排在后面的是美国和印度。下面依次介绍：这项技术怎样工作，几种主要电池类型有什么区别，以及在成本、土地、材料和排放这几方面，数据到底说明了什么。

光伏发电原理

太阳能电池本质上是一种半导体二极管，通常用晶体硅制成。当一个能量足够的光子打到硅上，它会把一个电子激发出来，并在原处留下一个带正电的“空穴”。这个过程就是光伏效应。p-n 结内部的电场会把电子和空穴推向相反的方向，电池正面和背面的金属电极再把它们收集起来，形成直流电（DC）。单片硅电池的电压只有约 0.6-0.7 V，所以一块组件要把 60-144 片电池（或半片电池）串联起来，才能达到可以实际使用的电压。组件里的旁路二极管则用来减少局部遮挡造成的发电损失。

硅的禁带宽度为 1.12 eV，这把单结电池的理论效率上限限制在约 29-33%（这就是肖克利-奎伊瑟极限；如果把俄歇复合也考虑进去，硅电池的极限还要再低一点）。能量低于禁带宽度的光子会直接穿过电池，派不上用场；能量较高的光子，多出来的那部分能量最终都变成了热量。除此以外，实际组件还会因为表面反射、电极电阻，尤其是温度升高而损失能量：电池温度每比 25 °C 高出 1 °C，晶硅组件的输出功率就会下降约 0.25-0.40%，所以装在炎热屋顶上的组件，实际功率达不到铭牌上标的数值。

组件的额定功率，是按标准测试条件（STC：辐照度 1,000 W/m²，电池温度 25 °C）下测得的峰值瓦数来标定的。逆变器负责把直流电转换成可以接入电网的交流电。它还运行 MPPT（最大功率点跟踪）算法，在光照和温度变化时不断调整工作电压，从整个阵列中取出尽可能大的功率。

光伏技术的主要类型

晶硅电池

晶体硅占全球组件产量的 95% 以上，是绝对的主流。即便在晶硅这一条路线内部，行业也在短短十年里换了好几次电池结构：

• 多晶硅直到 2017 年前后都占据主导地位。它的铸锭成本更低，但效率也较低（组件一般只有 16-18%），如今在新建产能中几乎已经绝迹。
• 单晶 PERC（钝化发射极和背面电池）在电池背面加了一层钝化介质层，一方面把还没吸收掉的光反射回电池，另一方面减少载流子复合。从 2018 年到 2023 年，PERC 一直撑着整个市场，组件效率约为 20-22%。
• TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）用一层超薄的氧化层加一层掺杂多晶硅，来钝化电池的背面电极。工厂可以在升级改造后的 PERC 产线上生产它，所以从 2024 年起，TOPCon 成了新建工厂的主流技术，组件效率约为 22-23.5%。
• **异质结（HJT）**的做法，是把晶硅片夹在两层很薄的非晶硅之间。HJT 的温度系数是各类电池中最好的（约 -0.24 到 -0.26 %/°C），双面率也高，组件效率可达 22-24%。缺点是需要另一套生产设备，银的用量也更多，否则就得改用镀铜电极。
• **背接触（IBC）**电池把所有金属电极都移到了电池背面，这样就消除了正面电极造成的遮挡，商用组件效率也随之向 23-25% 迈进。

双面组件

双面组件采用透明背板或玻璃，让电池的背面也能接收从地面反射回来的光。这样一来，它的发电量一般比单面组件多出 5-15%，如果安装在沙地、雪地或白色碎石这类明亮的地面上（反照率 0.3-0.8），还能多出 20% 甚至更多。在大型地面电站里，双面双玻组件搭配单轴跟踪支架，如今已经成了默认的标准配置。

薄膜

薄膜组件是在玻璃上沉积一层只有几微米厚的吸光材料。碲化镉（CdTe）组件主要由 First Solar 规模化生产，商用效率约为 19-20%，碳足迹比大多数晶硅组件都低。铜铟镓硒（CIGS）的量产效率为 15-18%；非晶硅（6-9%）则已经基本退出了电力市场。钙钛矿电池，特别是实验室效率超过 33% 的钙钛矿-晶硅叠层电池，是公认的下一步方向，整个行业都在盯着它的进展。不过，它们在户外风吹日晒几十年后性能还能保持多少，目前还没有人知道。

屋顶光伏、公用事业级电站和跟踪支架

分布式屋顶系统（住宅上的几 kW，到仓库上的几 MW）不需要额外占用土地，也没有远距离输电损耗，主要靠按零售电价自发自用来收回投资。50 MW 到几 GW 的公用事业级电站则依靠规模效应、最佳朝向和跟踪支架，把每 kWh 成本压得低得多。单轴跟踪支架让一排排组件白天从东向西转动，在阳光充足的低纬度地区，这种支架每年能比固定倾角方案多发约 15-25% 的电。现在，美洲、中东和澳大利亚的大多数新建公用事业级电站都装了跟踪支架。建在水库水面上的漂浮式光伏，以及架在农田上方的农光互补，目前规模还比较小，但都在增长。

逆变器

户用系统有三种常见做法：用组串式逆变器，给每块组件配一台微型逆变器，或者在组串式逆变器之外再加组件级功率优化器。公用事业级电站则要么用大型集中式逆变器（每台几 MW），要么用大量分散布置的组串式逆变器。设计人员通常会让组件的直流容量大于逆变器的交流容量（容配比一般为 1.2-1.4）。这意味着中午会削掉一部分峰值功率，但换来了早晨、傍晚和冬季更多的发电量，设计者愿意接受这种取舍。如今，逆变器还要帮着维持电网运行：构网型逆变器可以提供虚拟惯量和电压支撑，而这些服务过去只能靠传统的旋转发电机来提供。

效率、发电量与容量系数

组件效率决定一套系统需要占多大面积，而它实际能发多少电，取决于当地的日照条件。年发电量的标准估算公式是：

公式里的 H_poa 是照射到阵列平面上的年辐照量，PR 是系统效率（性能比），对设计良好的现代系统，这个值一般在 0.75-0.85 之间。它把温度、逆变器、线缆、组件积灰和失配等各项损失都算了进去。举个例子：马德里一套 10 kWp 的系统，倾斜面上的年辐照量为 2,000 kWh/m²，PR 为 0.80，那么它每年发电约 16,000 kWh，也就是单位发电量 1,600 kWh/kWp，直流侧容量系数 18%。太阳能板计算器会用真实气象数据把这个过程逐小时算一遍，太阳能资源地图则显示这种资源在全球各地的差异有多大。

光伏的容量系数比火电厂低，原因很简单：太阳每天都会落山，冬天的阳光又比较弱。对电网调度来说，这种波动是最让人头疼的问题。它会让午间电价明显下凹，形成所谓的鸭子曲线，这也是为什么光伏越来越多地和储能电池配套建设。用容量系数计算器，可以在装机容量、运行小时数和发电量之间相互换算。

成本

在所有能源技术中，没有哪一种的成本像光伏降得这么快。全球累计产量每翻一番，组件价格就下降约 20-25%（这个学习率叫作斯旺森定律）。到了 2024 年，由于中国的制造产能严重过剩，标准组件的现货价格跌破了 0.10-0.12 美元/W。

• IRENA（2024）：2023 年新投运公用事业级光伏的全球加权平均 LCOE 约为 0.044 美元/kWh，比 2010 年的 0.46 美元/kWh 下降约 90%。同期全球加权平均的总安装成本约为 750-800 美元/kW，印度和中国远低于这个水平，日本和部分欧洲市场则远高于此。
• Lazard LCOE+（2024）：在美国，不含补贴的公用事业级光伏约为 29-92 美元/MWh；社区光伏和工商业系统处在中间区间；户用屋顶约为 177-282 美元/MWh，反映出每瓦安装成本高得多。
• NREL ATB 预测，公用事业级光伏的资本成本到 2035 年还会继续下降，不过保守情景和先进情景之间的差距很大。

这些数字有两点需要注意。第一，光伏 LCOE 对折现率非常敏感：几乎所有成本都要在建设时一次付清，所以在低风险的 OECD 市场和高风险的新兴市场之间，光是融资条件的差异就能让 LCOE 相差一倍。第二，光伏在电力结构中的占比越高，它发的电就越不值钱，因为所有光伏电站都挤在同样的时段发电。在光伏渗透率高的市场，午间电价经常跌成负数，弃光率也在上升，所以“光伏加储能”的成本越来越成为合适的比较基准。你可以用 LCOE 计算器测试资本支出、发电量和 WACC 怎样相互作用，再用技术对比把光伏和其他电源放在一起比较。

土地、水和材料

**土地。**公用事业级光伏每 MW 装机需要约 1-2.5 公顷土地，这个数字包括了行间距、检修道路和逆变器的用地，具体多少取决于纬度、是否采用跟踪支架以及组件效率。按单位发电量计算，这比核电或燃气电厂占地多，但比生物质能少。而且这些土地并没有硬化，仍然可以利用：组件下面可以放羊，可以培育传粉昆虫栖息地，还可以在抬高的阵列下面种庄稼（农光互补）。至于屋顶、停车场和水库上的光伏，则完全不需要额外占用土地。

**水。**光伏电站运行时用水很少，主要是偶尔清洗组件：一般每 MWh 几十升，远低于火电厂冷却所需。真正耗水多的，是上游生产多晶硅和硅片的环节。

**材料。**按重量算，晶硅组件的主要成分是玻璃（约 70%），其余是铝边框、聚合物封装材料、铜和硅。其中最关键的原料，是高纯多晶硅和电池电极要用的银。在全球白银需求中，光伏已经占了很大一块，而且份额还在不断增长，这正推动厂商转向镀铜工艺。碲化镉组件要用到碲，而碲是铜冶炼的副产品，供应量有限。IEA 2022 年发布的供应链报告发现，在光伏制造的每一个环节，中国都占全球产能的 80% 以上，硅片环节更是超过 95%。这种高度集中的格局，已经影响了美国、印度和欧盟的产业政策。

全生命周期 CO2 排放

光伏系统在运行时不产生任何排放。它的全生命周期排放来自采矿、硅提纯（这是一道非常耗电的工序）、制造、运输、安装和报废处理等环节。

• IPCC AR5 第三工作组附录 III（2014）：公用事业级光伏中位数 48 gCO2e/kWh（范围 18-180）；屋顶光伏中位数 41 g（范围 26-60）。这些数字反映的是 2012 年以前的制造水平，如今业内认为它们偏于保守。
• UNECE（2021）：不同光伏技术和地区为 8-83 gCO2e/kWh。碲化镉薄膜，以及在低碳电网上制造出来的组件，排在区间的最低端；用煤电比例高的电力制造、又装在辐照较弱地区的多晶硅组件则排在区间的最高端。

作为对比，同样这些评估给出的数字是：燃煤约 750-1,100 g，燃气联合循环约 400-500 g。这些排放大部分来自制造过程中消耗的电力，所以一块组件的碳足迹很大程度上取决于它在哪里生产，并会随着这些地方的电网逐步脱碳而不断缩小。在日照充足的地区，组件的能量回收期如今大约只有一年，甚至更短。

安全与环境影响

按单位发电量计算，光伏是所有电源中死亡率最低的之一。它主要的职业风险，是工人安装时从屋顶上摔下来。火灾风险虽然低，但确实存在，起因通常是有缺陷的直流连接器或安装失误。许多地方现在都要求加装快速关断装置，好让消防员在救火时能给屋顶阵列断电。碲化镉组件里的镉以稳定的化合物形式存在，并封装在两层玻璃中间，制造商还设有回收计划。

从长期来看，最大的问题是退役的旧组件该怎么处理。IRENA 和 IEA PVPS 早在 2016 年就预测，到 2050 年累计光伏废弃物可能达到约 6,000 万至 7,800 万吨。其中的玻璃、铝和铜都很容易回收。但要以有利可图的方式回收高纯硅和银，目前还做不到。在欧盟，WEEE 指令已经规定由生产者负责回收。大型地面电站如果选址不当，还可能把野生动物的栖息地割裂开，不过，管理得好的光伏场地，生物多样性往往比集约化耕作的农田还要高。

前景

光伏如今是全球新增发电装机的最大来源：2024 年新增约 600 GW，累计装机已经突破 2 TW。IEA 的各种情景都一致显示，光伏将在 2030 年前成为装机容量最大的电源；在净零路径下，2030 年代还会成为发电量最大的电源。接下来的技术方向很清楚：n 型电池（TOPCon、HJT、背接触）、双面组件加跟踪支架成为公用事业级标准配置，以及有望把组件效率推向 30% 的钙钛矿-晶硅叠层电池。

现在的瓶颈已经不再是成本，而是并网和消纳：并网排队、输电、午间电价自相蚕食，以及对灵活性的需求。所以光伏接下来能增长多快，如今要看储能电池、需求侧灵活性，以及消纳富余电力的绿氢。如果想了解怎样靠储热实现可调度的太阳能发电，请看光热发电；想给自家系统配电池并确定规模，可以试试光伏储能计算器。