太阳能光伏电池（光伏电池）用于把太阳的光能直接转化为电能。目前地面光伏系统大量使用的是以硅为基底的硅太阳能电池，可分为单晶硅、多晶硅、非晶硅太阳能电池。在能量转换效率和使用寿命等综合性能方面，单晶硅和多晶硅电池优于非晶硅电池。
太阳能光伏电池（简称光伏电池）用于把太阳的光能直接转化为电能。目前地面光伏系统大量使用的是以硅为基底的硅太阳能电池，可分为单晶硅、多晶硅、非晶硅太阳能电池。在能量转换效率和使用寿命等综合性能方面，单晶硅和多晶硅电池优于非晶硅电池。多晶硅比单晶硅转换效率低，但价格更便宜。
基本介绍
按照应用需求，太阳能电池经过一定的组合，达到一定的额定输出功率和输出的电压的一组光伏电池，叫光伏组件。根据光伏电站大小和规模，由光伏组件可组成各种大小不同的阵列。
光伏组件，采用高效率单晶硅或多晶硅光伏电池、高透光率钢化玻璃、Tedlar、抗腐蚀铝合多边框等材料，使用先进的真空层压工艺及脉冲焊接工艺制造。即使在最严酷的环境中也能保证长的使用寿命。
组件的安装架设十分方便。组件的背面安装有一个防水接线盒，通过它可以十分方便地与外电路连接。对每一块太阳电池组件，都保证 20 年以上的使用寿命。
发展历史
术语“光生伏打”（Photovoltaics）来源于希腊语，意思是光、伏特和电气的，来源于意大利物理学家亚历山德罗·伏特的名字，在亚历山德罗·伏特以后“伏特”便作为电压的单位使用。
以太阳能发展的历史来说，光照射到材料上所引起的“光起电力”行为，早在 19 世纪的时候就已经发现了。
1849 年术语“光－伏”(photo-voltaic)才出现在英语中，意指由光产生电动势，即光产生伏特。
1839 年，光生伏特效应第一次由法国物理学家 A.E.Becquerel 发现。
1883 年第一块太阳电池由 Charles Fritts 制备成功。Charles 用硒半导体上覆上一层极薄的金层形成半导体金属结，器件只有 1%的效率。
在处于运行状态下的太阳能
到了 1930 年代，照相机的曝光计广泛地使用光起电力行为原理。
1946 年 Russell Ohl 申请了现代太阳电池的制造专利。
到了 1950 年代，随着半导体物理性质的逐渐了解，以及加工技术的进步，1954 年当美国的贝尔实验室在用半导体做实验发现在硅中掺入一定量的杂质后对光更加敏感这一现象后，第一个有实际应用价值的太阳能电池于 1954 年诞生在贝尔实验室。太阳电池技术的时代终于到来。
1960 年代开始，美国发射的人造卫星就已经利用太阳能电池做为能量的来源。
1970 年代能源危机时，让世界各国察觉到能源开发的重要性。1973 年发生了石油危机，人们开始把太阳能电池的应用转移到一般的民生用途上。
在美国、日本和以色列等国家，已经大量使用太阳能装置，以朝商业化的目标前进。
在这些国家中，美国于 1983 年在加州建立世界上最大的太阳能电厂，它的发电量可以高达 16 百万瓦特。南非、博茨瓦纳、纳米比亚和非洲南部的其他国家也设立专案，鼓励偏远的乡村地区安装低成本的太阳能电池发电系统。
而推行太阳能发电最积极的国家首推日本。1994 年日本实施补助奖励办法，推广每户 3,000 瓦特的“市电并联型太阳光电能系统”。在第一年，政府补助 49%的经费，以后的补助再逐年递减。“市电并联型太阳光电能系统”是在日照充足的时候，由太阳能电池提供电能给自家的负载用，若有多余的电力则另行储存。当发电量不足或者不发电的时候，所需要的电力再由电力公司提供。
到了 1996 年，日本有 2,600 户装置太阳能发电系统，装设总容量已经有 8 百万瓦特。一年后，已经有 9,400 户装置，装设的总容量也达到了 32 百万瓦特。
在中国，太阳能发电产业亦得到政府的大力鼓励和资助。2009 年 3 月，财政部宣布拟对太阳能光电建筑等大型太阳能工程进行补贴。
工作原理
太阳能电池是通过光电效应或者光化学效应直接把光能转化成电能的装置。以光电
光伏电池及系统工作原理
实现过程：
房顶的太阳能板将阳光转换为 DC 电流。不间断电源(UPS)将该 DC 能源转换为 AC 220V/50Hz。
这个电能可以完全用于当地的设备，也可以部分使用，剩余的电能卖给公用事业机构，或全部卖出。
强烈建议应防止这一昂贵的设施遭受雷击。
评测方法
一、等效电路模型
PV 电池的等效电路模型（如图 1 所示）能够帮助我们深入了解这种器件的工作原理。理想 PV 电池的模型可以表示为一个感光电流源并联一个二极管。光源中的光子被太阳能电池材料吸收。如果光子的能量高于电池材料的能带，那么电子就被激发到导带中。如果将一个外部负载连接到 PV 电池的输出端，那么就会产生电流。
图 1
由于电池衬底材料及其金属导线和接触点中存在材料缺陷和欧姆损耗，PV 电池模型必须分别用串联电阻（RS）和分流电阻（rsh）表示这些损耗。串联电阻是一个关键参数，因为它限制了 PV 电池的最大可用功率（PMAX）和短路电流（ISC）。
PV 电池的串联电阻（rs）与电池上的金属触点电阻、电池前表面的欧姆损耗、杂质浓度和结深有关。在理想情况下，串联电阻应该为零。分流电阻表示由于沿电池边缘的表面漏流或晶格缺陷造成的损耗。在理想情况下，分流电阻应该为无穷大。
要提取光伏电池的重要测试参数，需要进行各种电气测量工作。这些测量通常包含直流电流和电压、电容以及脉冲 I-V。
二、PV电池的直流电流–电压（I-V）测量
可以利用直流 I-V 曲线图对 PV 电池进行评测，I-V 图通常表示太阳能电池产生的电流与电压的函数关系（如图 2 所示）。电池能够产生的最大功率（PMAX）出现在最大电流（IMAX）和电压（VMAX）点，曲线下方的面积表示不同电压下电池能够产生的最大输出功率。我们可以利用基本的测量工具（例如安培计和电压源），或者集成了电源和测量功能的仪器（例如数字源表[10]或者源测量单元 SMU），生成这种 I-V 曲线图。为了适应这类应用的需求，测试设备必须能够在 PV 电池测量可用的量程范围内提供电压源并吸收电流，同时，提供分析功能以准确测量电流和电压。简化的测量配置如图 3 所示。
图 2
图 3. 对太阳能电池进行 I-V 曲线测量的典型系统，由一个电流源和一个伏特计组成。
测量系统应该支持四线测量模式。采用四线测量技术能够解决引线电阻影响测量精度的问题。例如，可以用其中一对测试引
图 3
图 4 给出了利用 SMU 测出的一种被照射的硅太阳能电池的真实直流 I-V 曲线。由于 SMU 能够吸收电流，因此该曲线通过第四象限，并且支持器件析出功率。
图 4
三、总体效率的测量参数
其它一些可以从 PV 电池直流 I-V 曲线中得出的数据表征了它的总体效率——将光能转换为电能的好快程度——可以用一些参数来定义，包括它的能量转换效率、最大功率性能和填充因数。最大功率点是最大电池电流和电压的乘积，这个位置的电池输出功率是最大的。
填充因数（FF）是将 PV 电池的 I-V 特性与理想电池 I-V 特性进行比较的一种方式。理想情况下，它应该等于 1，但在实际的 PV 电池中，它一般是小于 1 的。它实际上等于太阳能电池产生的最大功率（PMAX=IMAXVMAX）除以理想 PV 电池产生的功率。填充因数定义如下：
FF = IMAXVMAX/(ISCVOC)
其中 IMAX=最大输出功率时的电流，VMAX =最大输出功率时的电压，ISC =短路电流，VOC=开路电压。
转换效率（h）是光伏电池最大输出功率（PMAX）与输入功率（PIN）的比值，即：
h = PMAX/PIN
PV 电池的 I-V 测量可以在正偏（光照下）或反偏（黑暗中）两种情况下进行。正偏测量是在 PV 电池照明受控的情况下进行的，光照能量表示电池的输入功率。用一段加载电压扫描电池，并测量电池产生的电流。一般情况下，加载到 PV 电池上的电压可以从 0V 到该电池的开路电压（VOC）进行扫描。在 0V 下，电流应该等于短路电流（ISC）。当电压为 VOC 时，电流应该为零。在如图 1 所示的模型中，ISC 近似等于负载电流（IL）。
PV 电池的串联电阻（rs）可以从至少两条在不同光强下测量的正偏 I-V 曲线中得出。光强的大小并不重要，因为它是电压变化与电流变化的比值，即曲线的斜率，就一切情况而论这才是有意义的。记住，曲线的斜率从开始到最后变化很大，我们所关心的数据出现在曲线的远正偏区域（far-forward region），这时曲线开始表现出线性特征。在这一点，电流变化的倒数与电压的函数关系就得出串联电阻的值：
rs = ΔV/ΔI
到目前为止本文所讨论的测量都是对暴露在发光输出功率下，即处于正偏条件下的 PV 电池进行的测量。但是 PV 器件的某些特征，例如分流电阻（rsh）和漏电流，恰恰是在 PV 电池避光即工作在反偏情况下得到的。对于这些 I-V 曲线，测量是在暗室中进行的，从起始电压为 0V 到 PV 电池开始击穿的点，测量输出电流并绘制其与加载电压的关系曲线。利用 PV 电池反偏 I-V 曲线的斜率也可以得到分流电阻的大小（如图 5 所示）。从该曲线的线性区，可以按下列公式计算出分流电阻：
rsh = ΔV Reverse Bias/ΔI Reverse Bias
图 5
除了在没有任何光源的情况下进行这些测量之外，我们还应该对 PV 电池进行正确地屏蔽，并在测试配置中使用低噪声线缆。
四、电容测量
与 I-V 测量类似，电容测量也用于太阳能电池的特征分析。根据所需测量的电池参数，我们可以测出电容与直流电压、频率、时间或交流电压的关系。例如，测量 PV 电池的电容与电压的关系有助于我们研究电池的掺杂浓度或者半导体结的内建电压。电容-频率扫描则能够为我们寻找 PV 衬底耗尽区中的电荷陷阱提供信息。电池的电容与器件的面积直接相关，因此对测量而言具有较大面积的器件将具有较大的电容。
C-V 测量测得的是待测电池的电容与所加载的直流电压的函数关系。与 I-V 测量一样，电容测量也采用四线技术以补偿引线电阻。电池必须保持四线连接。测试配置应该包含带屏蔽的同轴线缆，其屏蔽层连接要尽可能靠近 PV 电池以最大限度减少线缆的误差。基于开路和短路测量的校正技术能够减少线缆电容对测量精度的影响。C-V 测量可以在正偏也可以在反偏情况下进行。反偏情况下电容与扫描电压的典型曲线（如图 6 所示）表明在向击穿电压扫描时电容会迅速增大。
图 6
另外一种基于电容的测量是激励电平电容压型（DLCP），可在某些薄膜太阳能电池（例如 CIGS）上用于判断 PV 电池缺陷密度与深度的关系。这种测量要加载一个扫描峰-峰交流电压并改变直流电压，同时进行电容测量[20]。必须调整这两种电压使得即使在扫描交流电压时也保持总加载电压（交流+直流）不变。通过这种方式，材料内部一定区域中暴露的电荷密度将保持不变，我们就可以得到缺陷密度与距离的函数关系。
五、电阻率与霍尔电压的测量
PV 电池材料的电阻率可以采用四针探测的方式，通过加载电流源并测量电压进行测量，其中可以采用四点共线探测技术或者范德堡方法。
在使用四点共线探测技术进行测量时，其中两个探针用于连接电流源，另两个探针用于测量光伏材料上电压降。在已知 PV 材料厚度的情况下，体积电阻率（ρ）可以根据下列公式计算得到：
ρ = (π/ln2)(V/I)(tk)
其中，ρ =体积电阻率，单位是Ωcm，V=测得的电压，单位是 V，I=源电流，单位是 A，t=样本厚度，单位是 cm，k=校正系数，取决于探针与晶圆直径的比例以及晶圆厚度与探针间距的比例。
六、范德堡电阻率测量方法
测量 PV 材料电阻率的另外一种技术是范德堡方法。这种方法利用平板四周四个小触点加载电流并测量产生的电压，待测平板可以是厚度均匀任意形状的 PV 材料样本。
范德堡电阻率测量方法需要测量 8 个电压。测量 V1 到 V8 是围绕材料样本的四周进行的，如图 7 所示。
图 7
按照下列公式可以利用上述 8 个测量结果计算出两个电阻率的值：
ρA = (π/ln2)(fAts)[(V1 – V2 +V3 – V4)/4I]
ρB = (π/ln2)(fBts)[(V5 – V6 +V7 – V8)/4I]
其中，ρA 和 ρB 分别是两个体积电阻率的值，ts =样本厚度，单位是 cm，V1 – V8 是测得的电压，单位是 V，I=流过光伏材料样品的电流，单位是 A，fA 和 fB 是基于样本对称性的几何系数，它们与两个电阻比值 QA 和 QB 相关，如下所示：
QA = (V1 – V2)/(V3 – V4)
QB = (V5 – V6)/(V7 – V8)
当已知ρA 和 ρB 的值时，可以根据下列公式计算出平均电阻率（ρAVG）：
ρAVG = (ρA + ρB)/2
高电阻率测量中的误差可能来源于多个方面，包括静电干扰、漏电流、温度和载流子注入。当把某个带电的物理拿到样本附近时就会产生静电干扰。要想最大限度减少这些影响，应该对样本进行适当的屏蔽以避免外部电荷。这种屏蔽可以采用导电材料制作，应该通过将屏蔽层连接到测量仪器的低电势端进行正确的接地。电压测量中还应该使用低噪声屏蔽线缆。漏电流会影响高电阻样本的测量精度。漏电流来源于线缆、探针和测试夹具，通过使用高质量绝缘体，最大限度降低湿度，启用防护式测量，包括使用三轴线缆等方式可以尽量减少漏电流。
七、脉冲式I-V测量
除了直流 I-V 和电容测量，脉冲式 I-V 测量也可用于得出太阳能电池的某些参数。特别是，脉冲式 I-V 测量在判断转换效率、最短载流子寿命和电池电容的影响时一直非常有用。
分类
按结构分类
同质结太阳电池，异质结太阳电池，肖特基太阳电池
按材料分类
硅太阳电池，敏化纳米晶太阳电池，有机化合物太阳电池，塑料太阳电池，无机化合物半导体太阳电池
按光电转换机理分类
传统太阳电池，激子太阳电池
按品种分类
单晶硅光伏电池
单晶硅光伏电池是开发较早、转换率最高和产量较大的一种光伏电池。
多晶硅光伏电池
多晶硅光伏电池是以多晶硅材料为基体的光伏电池。由于多晶硅材料多以浇铸代替了单晶硅的拉制过程，因而生产时间缩短，制造成本大幅度降低。再加之单晶硅硅棒呈圆柱状，用此制作的光伏电池也是圆片，因而组成光伏组件后平面利用率较低。与单晶硅光伏电池相比，多晶硅光伏电池就显得具有一定竞争优势。
非晶硅光伏电池
非晶硅光伏电池是用非晶态硅为原料制成的一种新型薄膜电池。非晶态硅是一种不定形晶体结构的半导体。用它制作的光伏电池只有 1 微米厚度,相当于单晶硅光伏电池的 1/300。它的工艺制造过程与单晶硅和多晶硅相比大大简化, 硅材料消耗少, 单位电耗也降低了很多。
铜铟硒光伏电池
铜铟硒光伏电池是以铜、铟、硒三元化合物半导体为基本材料，在玻璃或其它廉价衬底上沉积制成的半导体薄膜。由于铜铟硒电池光吸收性能好，所以膜厚只有单晶硅光伏电池的大约 l/100。
砷化镓光伏电池
砷化镓光伏电池是一种Ⅲ-V 族化合物半导体光伏电池。与硅光伏电池相比,
碲化镉光伏电池
碲化镉是一种化合物半导体,其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的光伏电池有很高的理论转换效率， 已实际获得的最高转换效率达到 16.5%。碲化镉光伏电池通常在玻璃衬底上制造，玻璃上第一层为透明电极，其后的薄层分别为硫化镉、碲化镉和背电极，其背电极可以是碳桨料，也可以是金属薄层。碲化镉的沉积技术方法很多，如电化学沉积法、近空间升华法、近距离蒸气转运法、物理气相沉积法、丝网印刷法和喷涂法等。碲化镉层的厚度通常为 1.5-3um，而碲化镉对于光的吸收有 1.5um 的厚度也就足够了。
聚合物光伏电池
聚合物光伏电池是利用不同氧化还原型聚合物的不同氧化还原电势, 在导电材料表面进行多层复合, 制成类似无机 P-N 结的单向导电装置。
特点
1、优点
无枯竭危险；绝对干净（无污染，除蓄电池外）；不受资源分布地域的限制；可在用电处就近发电；能源质量高；使用者从感情上容易接受；获取能源花费的时间短；供电系统工作可靠。
2、缺点
照射的能量分布密度小；获得的能源与四季、昼夜及阴晴等气象条件有关；造价比较高。
应用情况
一、用户太阳能电源
1.小型电源 10-100W 不等，用于边远无电地区如高原、海岛、牧区、边防哨所等军民生活用电，如照明、电视、收录机等；
2. 3-5KW 家庭屋顶并网发电系统；
3.光伏水泵
解决无电地区的深水井饮用、灌溉。
二、交通领域
如航标灯、交通/铁路信号灯、交通警示/标志灯、路灯、高空障碍灯、高速公路/铁路无线电话亭、无人值守道班供电等。
三、通讯/通信领域
太阳能无人值守微波中继站、光缆维护站、广播/通讯/寻呼电源系统；农村载波电话光伏系统、小型通信机、士兵 GPS 供电等。
四、石油、海洋、气象领域
石油管道和水库闸门阴极保护太阳能电源系统、石油钻井平台生活及应急电源、海洋检测设备、气象/水文观测设备等
五、家庭灯具电源
如庭院灯、路灯、手提灯、野营灯、登山灯、垂钓灯、黑光灯、割胶灯、节能灯等。
六、光伏电站
10KW-50MW 独立光伏电站、风光（柴）互补电站、各种大型停车厂充电站等。
市场竞争
第一代晶硅太阳能电池，主流市场转换效率约为 18%，由于发展早，产业链上各企业生产技术较为成熟，占应用市场约 80%的份额；
第二代薄膜太阳能电池，已经产业化的主要有薄膜硅电池、CIGS 电池和 CdTe 电池等，占应用市场约 19%的份额，由于生产成本较低，预计到 2015 年市场占有率将超过 20%；
第三代太阳能电池主要包括聚光和有机太阳能电池等。聚光光伏组件最高转换效率达到 40%，但由于技术尚不成熟，聚光光伏电池占应用市场约 1%得市场份额。
功率计算
太阳能交流发电系统是由太阳能电池板、充电控制器、逆变器和蓄电池共同组成；太阳能直流发电系统则不包括逆变器。为了使太阳能发电系统能为负载提供足够的电源，就要根据用电器的功率，合理选择各部件。下面以 100W 输出功率，每天使用 6 个小时为例，介绍一下计算方法：
1.首先应计算出每天消耗的瓦时数(包括逆变器的损耗)：若逆变器的转换效率为 90%，则当输出功率为 100W 时，则实际需要输出功率应为 100W/90%=111W；若按每天使用 5 小时，则耗电量为 111W*5 小时=555Wh。
2.计算太阳能电池板：按每日有效日照时间为 6 小时计算，再考虑到充电效率和充电过程中的损耗，太阳能电池板的输出功率应为 555Wh/6h/70%=130W。其中 70%是充电过程中，太阳能电池板的实际使用功率。
光电转换效率
在大气质量为 AMl.5 的条件下测试，硅太阳能电池的理论光电转换效率的上限值为 33%左右：商品硅太阳能电池的光/电转换效率一般为 12%～15%；高效硅太阳能电池的光/电转换效率一般为 18%～20%。
近日从中科院合肥物质科学研究院获悉，该院固体所科研人员近日在钙钛矿太阳能电池领域研究取得新进展，开发了一种无有机电子传输层的新型高效钙钛矿太阳能电池，其利用金属钛作为电子传输层制备的钙钛矿电池的光电转换效率达到 18.1%，这是目前金属材料与钙钛矿层直接接触器件所达到的最高效率。
美国科学家设计出了一款新型太阳能电池并制造出了模型。这种太阳能电池整合了多块电池，这些电池堆叠成能捕获太阳光谱几乎所有能量的单个设备，可将 44.5%的直射太阳光转化为电力，有潜力成为世界上最高效的太阳能电池，而目前大多数太阳能电池的光电转化效率仅为 25%。
电池充电
太阳能电池应用在消费性商品上，大多有充电的问题，过去一般的充电对象采用镍氢或镍镉干电池，但是镍氢干电池无法抗高温，镍镉干电池有环保污染的问题。
超级电容发展快速，容量超大，面积反缩小，加上价格低廉，因此有部份太阳能产品开始改采超级电容为充电对象，因而改善了太阳能充电的许多问题：光伏电池充电较快速，寿命长 5 倍以上，充电温度范围较广，减少太阳能电池用量(可低压充电)。
相关介绍
太阳能电池应用市场的发展
由于光伏电池封装技术，焊接材料与加工方法及芯片上的改良，在 1991 年太阳能系统的寿命约 5 到 10 年。到了 1995 年则增加到 10～20 年，而到公元 2000 年更可延长使用年限到 25 年以上。于 1995 年仅美国市场的太阳能电池销售额为 35 亿美元。由于石油及环保(全球温室效应)的问题，以及外交上对落后地区的援助，使得在公元 2000 年后全球的太阳能电池销售额成数倍的成长。
到了 2005 年后，由于德国等环保先进国家新建筑法规的因素，造成太阳能板需求量爆发大增，瞬间市场严重缺货，造成全球太阳能电池产业的蓬勃发展，许多太阳能电池厂的股价，一夕之间冲到最高点。同时也带动洞悉商机的传统制造业转型，投入太阳能相关商品的开发、应用。
缺点及克服办法
夜间不能发电是太阳能电池的一大缺点，但是针对这一个缺点有 3 种方式可以克服。
把太阳能电池当作补充电力的方案：由于日间电力需求较高，单纯的只让太阳能电池在日间提供服务刚好可以让发电厂等供电源负载更平均、也减少电力网的尖峰负载;若以传统方法应付尖峰负载，其成本可能会比使用太阳能电池高。
把白天的太阳光能转成其他的能量形式加以储存，例如蓄电池、飞轮装置、压缩空气、抽蓄发电厂等，到黑夜的时候再把储存的能量释放出来。
太阳能电池成本还很高：比许多绿色/再生能源高很多，无法以合理成本提供大量需求。未来可以期待科学家及工程师们不断的研究，再加上半导体产业技术的进步，太阳能电池的效率也逐渐增加，而且发电系统的单位成本也正逐年下降。因此，随着太阳能电池效率的增加、成本的降低以及环保意识的高涨，太阳能电池的成本可望大幅降低。也可以利用便宜的镜子将阳光反射至昂贵的高效能太阳能电池(需注意散热)，可以发电降低成本。
中国情况
世界的节约能源概念普遍下，光伏电池绿色科技已是产业新星。而这波绿色科技潮流，又首推太阳能最为行情看涨，有可能成为全球红透半边天的明日之星。面对国际油价不断飙高，第三次石油危机即将到来的危机，一股全世界重新洗牌的能源卡位战，已经响起咚咚战鼓，蓄势待发了。
当电力、煤炭、石油等不可再生能源频频告急，能源问题日益成为制约国际社会经济发展的瓶颈时，越来越多的国家开始实行“阳光计划”，开发太阳能资源，寻求经济发展的新动力。
欧洲一些高水平的核研究机构也开始转向可再生能源。在国际光伏市场巨大潜力的推动下，各国的太阳能电池制造业争相投入巨资，扩大生产，以争一席之地。
全球太阳能电池市场竞争激烈，欧洲和日本领先的格局已被打破。尽管主要的销售市场在欧洲，但太阳能电池的生产重镇已经转移到亚洲。2011 年，在光伏市场带动下，全球光伏电池产量持续增长，达到 29.5GW。
在世界光伏市场的强力拉动下，中国太阳能电池制造业通过引进、消化、吸收和再创新，获得了长足的发展。中国太阳能电池产业的发展大致可分为三个阶段。第一阶段为 1984 年以后的研究开发时期;之后迎来了 2001 年以后的产业形成时期，第二阶段也是尚德等太阳能电池厂商开始创业的时期;2005 年至今的第三阶段是中国太阳能电池产业的快速发展时期。
光伏电池得益于国家对太阳能等新能源产业的政策、资金支持，2011 年太阳能电池产业增长迅速，在世界 10 大太阳能电池生产商中有 6 家是中国企业。
中国对太阳能电池的研究起步于 1958 年，20 世纪 80 年代末期，国内先后引进了多条太阳能电池生产线，使中国太阳能电池生产能力由原来的 3 个小厂的几百 kW 一下子提升到 4 个厂的 4.5MW，这种产能一直持续到 2002 年，产量则只有 2MW 左右。2002 年后，欧洲市场特别是德国市场的急剧放大和无锡尚德太阳能电力有限公司的横空出世及超常规发展给中国光伏产业带来了前所未有的发展机遇和示范效应。欧盟委员会公告显示，反倾销调查的产品为光伏组件、硅片、电池等，范围较美国有所扩大，国内数百家企业牵涉其中。
中国已成为全球主要的太阳能电池生产国。2006 年全国太阳能电池的产量为 438MW，2007 年全国太阳能电池产量为 1188MW。中国已经成超越欧洲、日本为世界太阳能电池生产第一大国。2008 年的产量继续提高，达到了 200 万千瓦。
中国光伏电池产量年增长速度为 1-3 倍，光伏电池产量占全球产量的比例也由 2002 年 1.07%增长到 2008 年的近 15%。总体来看，中国太阳能电池的国际市场份额和技术竞争力大幅提高。在产业布局上，中国太阳能电池产业已经形成了一定的集聚态势。在长三角、环渤海、珠三角、中西部地区，已经形成了各具特色的太阳能产业集群。
按照反倾销的程序，欧盟下一步将会根据企业规模、出口数量、出口金额等选取抽样企业，这些抽样企业将会享有单独的反倾销税率。与以往不同的是，过去欧洲选取抽样企业一般是 2 至 3 家企业，但欧盟此次可能会选择 5 至 6 家企业作为应诉企业。
业内人士分析，欧盟反倾销税率一向较高，多在 50%-60%左右，当前预测欧盟对中国光伏产品征收的反倾销税率也会较高。而欧盟既然选择了美国作为参照国来裁定是否倾销以及相应的反倾销税率，预计税率将会高于美国初裁制定的 30%。
可见，立案后中国光伏企业将面临严峻考验。甚至有预测称，欧盟对中国光伏产品征收高额的反倾销税，有可能导致六成的中国光伏企业倒闭。
2015 年 12 月 4 日，欧盟委员会证实将延长对中国太阳能进口产品征收关税的反倾销措施，但关于是否继续对中国进口光伏电池进行征税还尚未定夺。
12 月 7 日，在反倾销税失效之前，欧洲光伏制造商联盟就已要求进行反倾销期满复审，布鲁塞尔现在要花长达 15 个月的时间去调查取消反倾销税是否会导致欧洲太阳能制造行业继续受到中国进口产品带来的冲击。但欧盟委员会就关于是否要将光伏电池排除在该政策覆盖产品范围之外启动了期中复审。
2017 年 7 月 21 日，印度商工部反倾销局发布公告称，决定对自中国大陆、台湾地区和马来西亚进口的光伏电池及组件发起反倾销调查。
最新政策
国家能源局于 2013 年 11 月 26 日发布有效期为 3 年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：
《光伏发电运营监管暂行办法》
第一章 总则
第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。
第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。
任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。
第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。
第二章 监管内容
第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。
除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。
第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。
光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。
第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。
接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。
电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。
电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。
电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。
光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。
分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起 25 个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起 5 个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起 10 个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后 10 个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。
第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。
电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订 10 个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。
电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。
第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。
电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。
本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。
光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。
第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。
电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。
第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。
并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。
分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。
第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。
光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。
电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。
第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。
光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。
第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。
电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。
第三章 监管措施
第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。
第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：
1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。
2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。
3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。
并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。
国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。
第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：
1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；
2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；
3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；
4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。
第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。
电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。
第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。
第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。
电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。
第四章 附则
第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。
第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为 3 年。
国家发展改革委关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知发改价格规〔2017〕2196 号
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、能源局、扶贫办，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：
为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014-2020)》关于新能源标杆上网电价逐步退坡的要求，合理引导新能源投资，促进光伏发电产业健康有序发展，决定调整 2018 年光伏发电标杆上网电价政策。经商国家能源局，现就有关事项通知如下：
一、根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低 2018 年 1 月 1 日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.55 元、0.65 元、0.75 元(含税)。自 2019 年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
二、2018 年 1 月 1 日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低 0.05 元，即补贴标准调整为每千瓦时 0.37 元(含税)。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
三、村级光伏扶贫电站(0.5 兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。
四、各新能源发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查，并于每月 10 日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。
五、鼓励地方按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，逐步完善通过市场发现价格的机制。
六、上述规定自 2018 年 1 月 1 日起执行。
