進入2010年來，聚光光伏發電技術正逐漸成為太陽能領域的焦點。有業內人士認為，聚光光伏正迎來規�；�發展的臨界點。
　　成本降低空間更大
　　專家認為，與傳統的晶硅電池制造過程相比，聚光光伏設備生產具有低污染、低耗能的特點。同時，其系統聚光倍數越大，所需的光伏電池面積越小，對于500倍的聚光光伏系統來說，10mm×10mm面積的電池可以生產相當于230mm×230mm面積晶硅電池發出的電能，在節省半導體材料用量的同時，降低了太陽能發電系統的生產成本和能耗，使得聚光光伏系統具有更短的能源回收期。
　　天津藍天太陽科技有限公司總經理孫彥錚在接受記者采訪時表示，未來聚光光伏系統成本壓力將會有所緩解。隨著聚光光伏技術的更加成熟以及生產規模的進一步擴大，預計未來幾年內其綜合成本即可低于晶硅和薄膜電池。如果對光伏發電設備的生產環節征收碳排放稅，聚光光伏系統的投資回收期僅會延長1～2個月，而晶硅和薄膜電池均會延長1年以上，屆時聚光光伏系統的相對成本優勢將更加明顯。
　　目前全球有數十家公司涉足聚光光伏系統，多數集中在美國，其中以Emcore和SolFocus為代表。SolFocus是西班牙和希臘兩個10MV級聚光光伏電站項目的系統供應商；而Emcore的聚光光伏系統銷售收入在2008年就已經超過5000萬美元。國內方面，有萬家樂、三安光電、新華光、水晶光電、利達光電等上市公司以及藍天太陽能（中國電子集團18所）、中科院蘇州納米研究所等企業和機構也都在致力于聚光光伏技術的市場化應用。
　　聚光光伏最大的亮點是光電轉換效率高，在目前商業化的光伏技術中，聚光光伏的光電轉換效率是最高的。而轉換效率是決定光伏系統成本的重要因素，留學美國研究III-V族電池多年的俞容文博士表示，從目前晶硅電池的情況來看，轉換效率每提升一個百分點就將降低大約10%的系統成本，因此轉換效率的提升空間決定了聚光光伏發電在未來更具有成本優勢。
　　技術可靠性還有待提高
　　其實，聚光太陽能電池并不是一個新的技術，美國科研人員在1967年就提出了這一概念并開始技術研發，但具有一定規模的示范電站的建設只是最近3～5年的事，主要的原因是Ⅲ-Ⅴ族太陽能電池成本的降低，以及多結電池的研制成功加速了聚光光伏商業化的進程。不過，聚光光伏系統的可靠性驗證需要進一步加強；另外，聚光鏡和跟蹤系統也是聚光光伏商業化過程中的難點。
　　俞容文介紹說，目前主要有三種材料可以用于制造聚光太陽能電池，包括硅基電池、砷化鎵電池和多結電池。對硅太陽能電池而言，由于硅是間接半導體材料，其熱性能比較差，目前其聚光倍數最高只能做到100倍，在聚光條件下效率僅提高約1%；此外，用于聚光光伏的晶體硅材料其品質必須達到半導體級，其材料成本也高于普通光伏級硅材料。砷化鎵材料在光子躍遷過程中并不伴隨著發熱，因此其熱性能優于硅材料，但其聚光倍數也只能做到100倍～200倍。目前使用鍺、砷化鎵、鎵銦磷等3種不同的半導體材料形成三個p-n結，制作了多結太陽能電池，由于每一種半導體材料具有不同的禁帶寬度，分別對應不同的太陽光譜，可以對太陽光進行從藍光、可見光到紅外光的全譜線吸收。這種多結太陽能電池的聚光倍數可以達到1000倍～2000倍，在聚光之后，其轉換效率可以在30%的基礎上再增加8%～10%。
　　對于國內有公司將LED技術在聚光光伏系統的借鑒，俞容文表示，多結太陽能電池Ⅲ-Ⅴ族材料的生長技術與LED外延技術實際上是同源的技術，基本上使用同樣的設備和工藝，LED生產工藝完全可以移植到多結聚光太陽能電池。
　　聚光光伏電池通常使用砷化鎵等Ⅲ-Ⅴ族材料，因為經過聚光之后太陽能電池溫度會迅速升高，隨著溫度的升高硅太陽能電池的效率會下降；如果要有效地降低電池的溫度，就必須加快散熱，這又會使得成本大幅上升。
　　盡管用砷化鎵材料制造太陽能電池已有多年的歷史，但聚光光伏所需的砷化鎵電池與普通砷化鎵電池也有所不同，因為聚光之后電流增大，對電池表面載流能力的要求也提高，從而對砷化鎵材料的要求也更高。
　　對于CPV技術的可靠性問題，上海太陽能工程技術研究中心主任李紅波認為，對高倍聚光太陽能來說，一些系統的技術問題還沒有解決，國外也處于示范狀態。在計算投資回收期的時候，還應該考慮系統維修的成本以及維修期間發電的損失。
　　從系統中的部件來說，聚光光伏與其他光伏系統最大的不同就是高倍聚光設備——透鏡片，設計出復合高聚光系統嚴苛要求的光學部件對CPV技術十分關鍵。傳統上講，平板菲涅爾透鏡或鏡子都被采用過，比如Sandia、Ramon Areces、Euclides systems等系統中。而如今系統中，菲涅爾透鏡仍然是很多公司選擇的光學部件，如Concentrix、Amonix、Emcore等。
　　在談到透鏡的使用問題上，成都菲斯特科技有限公司何鳳英認為，菲涅爾透鏡易于設計和模擬以及具有較低的成本，是聚光光伏系統中采用菲涅爾透鏡的主要因素。然而要達到高倍聚光系統要求，菲涅爾透鏡制造卻面臨著一系列挑戰。目前有多種工藝技術制造菲涅爾透鏡，從注塑到熱壓到硅薄膜等方式，都需要經歷非常艱難的工藝調試，有時價格也不夠樂觀。為了提高整個系統的光線接受角，可以使用二次光學元件。二次光學元件通常是固體玻璃或中空金屬棱鏡，這兩種光學元件都能夠提高光能在電池上的分布，提高光接受效率，但不帶二次光學元件的光學系統也能夠達到較高效率。
　　反射式光學元件也是另一種選擇，能夠以多種方式使用，如在大型拋物鏡面碟系統中，使用電池陣列，如Solar System的技術就是這種；或者小型鏡面系統，每個電池對應一個拋物鏡，也能夠安裝更多反射裝置，如Solfocus系統。
　　另外，其他非成像光學概念如內部全反射（TIR）系統，也有公司采用，如ISOFOTON。近年來，新的光學概念如XR或RXI被開發出來，這種技術融合反射和折射為一體，并且有潛力達到相當于非常高聚光比，入射角也非常寬。
　　未來發展前景廣闊
　　對于聚光光伏的發展前景，李紅波表示，規模是產業發展的競爭籌碼，聚光光伏發電要得到推廣，還需要業界加大投入。要解決聚光光伏存在的問題，必須在跟蹤系統、玻璃透鏡、封裝材料等各環節實現突破，需要從事不同領域的廠家共同努力，而不僅僅是解決太陽能電池的問題。在聚光光伏電站得到推廣之前，必然會經歷示范運行過程，在示范運行中會暴露出很多問題，只要有廠家愿意投入力量去解決，那么聚光光伏很快就會得到推廣。
　　高倍聚光光伏系統需要達到一定的規模才會有效益。在李紅波看來，可行的規模至少應該在100MW以上，如果是幾兆瓦的裝機容量，很難得到效益。比如，對于一座100MW瓦的聚光光伏電站，如果其中1MW的設備需要維修，就不會對整個系統造成太大的影響。但如果電站的規模只有1MW，經常處于維修狀態的話，成本就會大幅上升。
　　業內專家認為，聚光光伏系統畢竟是剛剛步入光伏領域，與傳統的晶硅及薄膜光伏系統來比，還很弱小。在未來的一段時間內，晶硅與薄膜電池技術仍將是光伏市場的主體，但聚光光伏系統將逐漸增大其在光伏領域的市場占有率，并將長期與晶硅、薄膜電池共存。
　　聚光光伏發電技術已經發展30多年了，近些年來逐漸成為行業關注的熱點，但在走向產業化過程中還有諸多困難有待解決。有關專家表示，目前研究聚光光伏技術的企業很多，但各家組件模式都不盡相同，孰優孰劣有待考察，可以說聚光組件設計趨同之時，就是其規模產業化發展之時。在器件技術方面，他們也給出了發展目標的參考。
　�。�1）多結電池效率達到40％-50％，聚光倍數500-1000倍，電池成本低于0.2美元/W；
　�。�2）硅聚光電池效率超過28％；
　�。�3）高效率（＞90％）低成本（＜0.3美元/W）的聚光光學系統；
　�。�4）10000倍的聚光光學系統；
　　（5）組件效率超過30％，成本低于0.8美元/W；
　　（6）高可靠性跟蹤系統成本低于100美元/平方，逆變器成本低于0.3美元/W，聚光系統總成本低于2美元/W。
　　長遠來看，聚光光伏的產業化發展是大勢所趨，未來市場前景廣闊，但當下還面臨著技術統一性、系統可靠性與穩定性以及成本經濟性等多方面的發展瓶徑有待突破。記者以為，技術的統一性是解決規模化發展和系統穩定性與可靠性的必然前提，而只有規模化發展，才可能凸顯CPV技術的成本優勢，從而形成核心競爭力，贏得市場空間。