太阳能 · aiwiki.page

太阳能是以阳光形式抵达地球、并被人类捕获和转化为电能、热能或化学燃料的能量。其来源是太阳，太阳的能量产生于其核心的核聚变。到达地表的能量大部分位于电磁波谱的可见光和红外波段，可利用的数量随纬度、季节、一天中的时间以及云量而变化。由于这一资源储量丰富且分布广泛，太阳能技术已成为替代化石燃料、减缓气候变化努力中的核心力量。

主要技术包括：光伏发电，它借助半导体的特性将光直接转化为电流；太阳能热利用系统，它利用收集到的热量加热水、供暖或产生蒸汽；以及正在兴起的太阳能燃料技术，它将阳光储存在化学键中。截至去年年底，全球累计装机容量达到2.96太瓦。如此规模的增长使太阳能成为现代电力系统的重要组成部分，同时也引出了电网运行、储能、成本、材料以及环境影响等问题。

本词条首先介绍太阳能资源及能量转换的物理原理，然后介绍主要技术、系统集成与经济性。接着论述部署、政策、环境影响和历史发展，以及太阳能在整个能源系统中的作用，最后以尚未解决的研究问题作结。

定义与范围

太阳能指人类对阳光所携带能量的任何利用。这一概念涵盖三大类应用：发电；为建筑、供水和工业过程供热；以及生产化学燃料。它们的共同点在于能量的来源，而非所用的装置。在正对太阳的表面上，到达地球大气层顶部的太阳辐射约为每平方米1361瓦。若将其在整个地球表面上积分，被截获的功率约为17万太瓦，几乎是人类目前一次能源消耗速率的一万倍。关于太阳及辐射本身的物理学，参见太阳和电磁辐射词条；本词条侧重于人类的利用。

一个基本区分将太阳能资源与利用它的技术系统分开。资源是指在特定地点和时间到达的辐射通量，它随纬度、季节、一天中的时间、云量和尘埃而变化，通常以日照辐射量来量化，即单位面积上接收到的辐射功率。技术系统则是截获、转换或储存这一辐射通量的集热器、太阳能电池、反射镜、反射器、建筑围护结构或化学反应器。评估任何太阳能项目都需要回答两个独立的问题：有多少可用辐射到达，以及系统将其转化为有用产品的效率如何。比较不同技术时，混淆这两者是常见的错误。在多云气候下效率很高的装置，其发电量可能还不如在阳光充足的沙漠中效率一般的装置。

地面接收的辐射分为直射和散射两部分。直射辐射（又称平行辐射）几乎沿直线从太阳圆面传来，可以通过反射镜或透镜聚集。散射辐射则经空气分子、气溶胶和云层散射后，从整个天空射来。晴天时以直射为主；阴天时几乎全部是散射光。这一区分影响技术选择。聚光太阳能发电几乎完全依赖直射辐射，因此在干燥、晴朗的地区表现最佳。相比之下，平板式太阳能电池板可以利用散射光，在云层覆盖下仍能发电。

太阳光的利用还可分为主动式和被动式。主动式系统借助机械或电气设备来收集、转换和输送能量，例如光伏组件、泵驱动的太阳能热水器，以及使用循环传热流体的发电站。被动式利用则依靠建筑的形态、朝向和材料来引入、储存和排出热量或光线，无需专门的运动部件。两者的界限并不总是清晰：一座配有太阳能窗户、并由屋顶光伏板供电风扇的房屋，就同时结合了两种方式。被动式设计以及各类技术将在本词条的后续部分讨论。

本词条同时界定了自身的范围。若干主要可再生能源在根源上间接来自太阳。风的产生是因为大气受热不均造成气压差。水力发电依赖太阳驱动的蒸发和降水。生物质通过光合作用储存太阳能，而化石燃料则是古代储存的太阳能。这些能源在此仅作比较之用，因为它们的捕获与利用涉及不同的物理过程、基础设施和制度。潮汐能、地热能和核能发电的能量来源均与太阳无关，完全不在本词条范围之内。

作为能源来源的太阳与太阳能资源

太阳辐射的起源

阳光的能量来自太阳核心的核聚变。在约1500万开尔文的温度下，质子—质子链反应将氢原子核聚变为氦，生成物的微小质量亏损按 $E = mc^2$ 释放为能量。能量首先由光子向外传递：在致密的等离子体中，光子被反复吸收和再发射，因此一个能量量子从核心随机游走到可见表面，大约需要数万到数十万年。到达表面后，辐射在八分钟多一点的时间内逸出，这正是距离约一个天文单位的地球所需的传播时间。光球的有效温度约为5800 K，其发射方式与黑体辐射非常接近，因此它的大部分能量分布在紫外到近红外之间的电磁波谱中。

太阳常数与光谱分布

到达地球大气层顶的总太阳辐照度通常被称为太阳常数，但这个名称如今已有些容易引起误解。卫星对总太阳辐照度（TSI）的测量使科学界对其数值的共识显著趋于一致，NASA的SORCE任务将其定为约1361 W/m²。此前接近1366 W/m²的估计值在仪器重新标定后被下调。实际数值会有变化：由于地球轨道是椭圆形的，日地距离全年都在改变，太阳常数因此变化约3%。辐照度还会随11年的太阳活动周期变化约0.1%。如果在整个球面上取平均，通量约为340 W/m²，这就是地球能量收支中所采用的全球平均太阳输入值。

太阳辐射的光谱并不均匀。某工程参考资料汇总的测量结果显示：大气层外太阳能量中约9%位于紫外波段（0.115–0.405 µm），约41%位于可见光波段（0.405–0.740 µm），其余大部分位于延伸至2 µm的红外波段。太阳大气中狭窄的吸收线可通过光谱学加以研究，它们在连续谱上留下了一系列暗线。光谱分布对任何能量转换装置都很重要，因为不同电磁波段的光子所携带的能量各不相同。

大气衰减与大气质量

阳光在到达地面之前，会通过四个主要过程损失能量。臭氧吸收大部分紫外线。水汽和二氧化碳则在特定的红外波段吸收辐射。空气分子强烈散射短波长光（瑞利散射，使天空呈现蓝色），而沙尘、烟雾和硫酸盐等气溶胶则在更宽的波段范围内散射。云层会反射光束中很大一部分能量，并将其余大部分转化为来自整个天空的散射光。在晴朗天气下，海平面上正对太阳的表面所接收的峰值辐照度约为1000 W/m²，远低于大气层顶的数值。

大气质量（AM）用于描述光束穿过的大气量，相对于垂直路径而言。在良好的近似下， $AM \approx 1/\cos\theta_z$ ，其中 $\theta_z$ 为太阳天顶角。AM1对应太阳位于头顶的情形，而AM1.5（天顶角约48°）是评定光伏组件性能时采用的常规参考条件，其标准辐照度接近1000 W/m²。实际的辐照度还可细分为法向直射辐照度（垂直于太阳光线的表面所接收的光束）、水平散射辐照度，以及总水平辐照度——即水平面上两者之和。

地理与时间变化及测量

某地点接收的能量多少取决于纬度，纬度决定了阳光射向地面的角度以及白昼的长短。在赤道附近，太阳全年位置都很高，昼长约为十二小时。向两极靠近时，夏季太阳会在地平线以上停留数周，但其低角度使能量分散到更大的面积上；冬季则会出现极夜，太阳辐照为零。季节变化源于地球约23.4°的自转轴倾角。因此，晴朗干燥的副热带地区年总辐照量最高，而多云的温带和高纬度地区则少得多。

对于平面而言，倾角和朝向也决定了光束照射到表面的程度。固定安装、倾角接近当地纬度且朝向赤道的板面可使全年发电量最大；倾角更陡或更平缓则分别有利于冬季或夏季的发电。能够随太阳在天空中移动而转动的跟踪支架可以收集更多的直射辐照，但代价是机械结构更复杂。日间和时段性的波动主要由云层移动主导，它可能在几分钟内使辐照度急剧变化。

地面测量使用标准化仪器。安装在跟踪器上的直接辐射表用于记录法向直射辐照度，总辐射表用于记录总水平辐照度，而加遮挡的总辐射表则可分离出散射分量。这些测站精度较高，但分布稀疏。卫星估算则弥补了这一空白：它结合静止轨道和极轨平台的图像，以及辐射传输模型，推断大范围区域内的云量、气溶胶负荷和地表辐照度。这些网格化产品需要用地面测站进行验证，其不确定性在积雪地区、气溶胶浓重地区或参考测站稀少的地区最大。

光伏转换的物理原理

光子吸收与带隙

光伏电池由半导体制成。该半导体的电子占据已充满的价带，价带与空的导带之间隔着一个能隙，即带隙 $E_g$ 。当光子至少将 $E_g$ 的能量传递给价带电子时，光即被吸收，电子被激发至导带，并在原处留下一个空位。这个空位表现为带正电的载流子，称为空穴。由此产生的电子–空穴对便是可以做功的可移动载流子。光子能量由普朗克常数与波长的关系给出，即 $E = hc/\lambda$ 。因此，波长长于吸收边的光子能量过低，无法产生电子–空穴对。晶体硅的带隙约为 1.1 eV，吸收边在 1100 nm 附近，因此单个硅电池无法利用超过该边界的红外光。

在p–n结处的分离

电子–空穴对若产生后不加干预，会在短时间内复合，因此电池必须在两者湮灭之前将其分离。标准器件是p–n结，由施主掺杂（n型）硅与受主掺杂（p型）硅结合而成。电子从n侧扩散到p侧，空穴则反向扩散，留下固定的电离掺杂原子。这样便形成了耗尽区，区内存在由n侧指向p侧的内建电场。在该区域内部或附近产生的载流子会被分开：电子向n侧移动，空穴向p侧移动。

在更远处产生的电子–空穴对必须先扩散到结区。晶体硅中少数载流子的扩散长度约为100微米量级，这也是晶圆质量和表面钝化如此重要的原因。正面（通常为栅线）和背面的金属电极收集分离后的电荷。当外部负载接通电路时，电流流经负载，并在另一电极处与载流子复合。

电压、电流与最大功率点

在光照下，电池的行为相当于一个与光驱动电流源并联的二极管。在理想单二极管模型中，输出电流为 $I = I_L - I_0\left(e^{qV/(nkT)} - 1\right)$ ，其中 $I_L$ 为光生电流， $I_0$ 为二极管的反向饱和电流， $n$ 为理想因子， $q$ 、 $k$ 、 $T$ 分别为元电荷、玻尔兹曼常数和温度。由这一关系式可得出两个特征点。短路电流 $I_{sc}$ 约等于 $I_L$ ，且与辐照度成正比。开路电压约为 $V_{oc} \approx \frac{nkT}{q}\ln\left(\frac{I_L}{I_0}+1\right)$ ，因此它仅随光强呈对数增长，并随温度升高而下降。实际中， $V_{oc}$ 受带隙限制，并因复合而降低，这就是为什么硅电池只能提供约0.6至0.7 V，远低于以电子伏特表示的带隙能量。

功率为电流与电压之积。在电流–电压曲线上某处存在最大功率点，对应电压 $V_{mp}$ 与电流 $I_{mp}$ 。曲线的“方形度”由填充因子描述，即 $FF = \frac{V_{mp} I_{mp}}{V_{oc} I_{sc}}$ 。制造商通常标注 $V_{mp}$ 约为 $V_{oc}$ 的70%至80%。由于最大功率点随辐照度和温度移动，工作点必须持续调整，这一任务由系统组件一节中所述的电子设备完成。

损耗机制

单结电池的肖克利–奎伊瑟极限源于三种固有损耗。第一种是热化损失。能量高于 $E_g$ 的光子会激发出具有多余动能的载流子，该载流子通过发射晶格振动弛豫至能带边缘，多余的能量于是转化为热。随着带隙减小，这一损失增大，因为太阳光谱中高于带隙的部分随之增多。第二种是低于带隙光子的不吸收损失。能量低于 $E_g$ 的光子穿过吸收层，且这一损失随带隙加宽而增大。两种效应方向相反，因此带隙的选择是一种折中。对于未聚光的单结电池，最优带隙约在1.3至1.4 eV附近，理论效率约为三分之一。一篇近期综述将单结电池中约65%的损失归因于这种光谱失配。

第三种是复合损失。电子与空穴可以通过辐射复合发射光子，这为 $V_{oc}$ 设定了基本上限。在实际器件中，晶体缺陷、晶界和表面处的非辐射复合，以及俄歇过程，会在载流子被收集之前将其消耗，从而降低 $V_{oc}$ 和填充因子。串联与并联电阻、前表面反射及遮挡还会带来进一步损失。热载流子、多结和上转换等概念（将在其他章节讨论）旨在回收部分热化损失和低于带隙的光子损失。

光伏技术与效率极限

晶体硅

晶体硅是目前占主导地位的光伏技术。大多数电池由硅制成的薄晶片构成。硅是一种半导体，其带隙约为1.12 eV，与太阳光的理想带隙非常接近。单晶硅片由熔体中生长的单根晶锭切割而成，原子晶格是连续的。多晶硅片则由许多晶粒浇铸而成，晶界会引入缺陷，捕获载流子。单晶电池通常转换效率更高，而多晶材料过去制造成本较低。随着浇铸和硅片加工工艺的改进，两者之间的差距已经缩小。

自2010年代以来，效率的提升大多来自表面和接触界面的工程改进，而非新材料。传统电池的大量输出损失发生在电子–空穴对于金属接触处和表面复合的地方。钝化接触设计在硅与金属之间插入一层极薄的介电层和一层掺杂多晶硅层。这使电子能够通过量子隧穿通过，同时阻挡空穴，从而减少接触处的复合。异质结及相关设计使用非晶硅层达到类似的目的。目前实验室硅电池的效率已达到二十几个百分点的中高水平，商用组件通常比这一数值低几个百分点。

薄膜技术

薄膜电池将厚度仅为几微米的活性层沉积在玻璃、金属或塑料上。这种方法所用的半导体材料少得多，并可制成更轻、可弯曲的组件，但通常会在效率上有所牺牲。

碲化镉（CdTe） 对光的吸收很强，因此厚度约2微米以下的薄层即已足够。它易于大规模沉积，已成为公用事业级发电的主要产品。其缺点是碲资源稀缺，镉具有毒性，使报废处理问题受到关注。
铜铟镓硒（CIGS） 的带隙可通过调整镓与铟的比例来调节。它可用于柔性基底，并已取得薄膜电池中最高的效率之一。铟和镓的供应与成本限制了其大规模发展。
非晶硅（a-Si） 是最早实现商业化规模应用的薄膜技术，曾用于计算器和小型设备。其无序结构导致效率较低，并存在光致衰退问题。如今它主要用于叠层结构和小众产品。

钙钛矿与叠层电池

钙钛矿太阳能电池采用ABX₃结构的晶体，通常含有铅和卤素离子。它们可以在低温下从溶液中制备，并且可以通过改变成分来调节带隙。单结钙钛矿电池在实验室测试中的效率已升至约27%，其提升速度快于此前任何一种光伏技术。

叠层电池将两种或多种带隙不同的吸收层叠放在一起，使顶层吸收高能光子，底层吸收其余光子。最先进的例子是钙钛矿顶电池与硅底电池的组合。隆基绿能于2026年7月宣布，其晶硅–钙钛矿叠层电池效率达到35.5%，并获欧洲太阳能测试装置（ESTI）认证；此前经美国国家可再生能源实验室（NREL）认证的数值约为34.85%。各方来源对这些纪录的时间说法不一，35.5%这一数据由制造商公布。其他纪录还包括：2026年7月报道的钙钛矿–CIGS叠层电池效率为25.5%（面积1.081 cm²）；以及2026年发表于《Joule》的钙钛矿–有机叠层电池效率为27.35%。

稳定性是核心障碍。钙钛矿吸收层会在潮湿、高温、紫外线以及晶体内离子迁移的作用下降解。硅组件通常提供约25年的质保，而钙钛矿尚未显示出可与之比较的使用寿命。目前的进展包括成分调控、更好的封装以及界面钝化。据报道，一款2026年的柔性钙钛矿–硅叠层电池在1000小时湿热测试后仍保持初始性能的90%；一款钙钛矿–有机叠层电池在744小时连续光照后保持了80%。这些都是加速老化或短期测试的结果，并不能证明其在实际使用中的寿命。

肖克利–奎伊瑟极限

1961年，威廉·肖克利和汉斯-约阿希姆·奎伊瑟计算了单结p–n结在单个太阳光照下的最大效率。对于约1.34 eV的理想带隙，结果约为33.7%。他们的模型假设：每个被吸收的光子产生一对电子–空穴对；能量低于带隙的光子直接穿透；唯一的复合方式是辐射复合。主要损失来自亚带隙光子的透射以及热化，即高能光子的多余能量以热的形式损失。硅的带隙使其实际效率上限接近29%。在常温下，实验室电池尚未超过这一极限。2025年曾有报告称硅电池达到50–60%，但该结果是在极低温下实现的，此时载流子冻结和热损失减小，物理机制发生了改变。

在实践中，有两种方法可以超越这一极限。聚光器将阳光聚焦到小面积电池上，从而提高电压，并提高理论上限；在最大聚光倍数下，该极限升至约41%。多结电池通常由III–V族半导体制成，将光谱分配给多个吸收层。多结器件在聚光条件下的效率已接近46%，但其需要多层结构且成本高昂，因此主要用于航天和聚光发电系统。钙钛矿叠层设计的目标则是以较低成本超越单结极限。

太阳能热系统与聚光太阳能发电

建筑用低温集热器

太阳能热系统将阳光收集为热能，而不是转化为电能。两种常见的非聚光设计是平板型集热器和真空管集热器。平板型和真空管型太阳能集热器主要用于收集热量，供空间供暖、生活热水使用，或通过吸收式制冷机用于制冷。平板型装置是一个简单的箱体，内含吸热板、透明盖板和保温层。真空管装置则将吸热体置于密封的玻璃管内，真空大幅减少了对流热损失。在相同晴好条件下的并排测试中，真空管集热器的出水温度更高（最高达70.6°C），平板集热器则最高为61.2°C。价格较低的平板型仍是低温家用负荷的实用之选，真空管则更适合要求更高输出或寒冷气候下的运行。据一份技术综述，生活热水占真空管全球应用市场份额的90%以上。

聚光太阳能发电

聚光太阳能发电（CSP）利用反射镜将阳光聚焦到接收器上，加热工作流体，再驱动常规的汽轮机或热机发电。主要有三种设计。槽式聚光器使用带单轴跟踪的弧形反射镜，将阳光聚焦到盛有传热流体（如合成油、熔盐或蒸汽）的接收管或集热元件上。塔式系统则让一片定日镜场将阳光聚集到中央接收器上，通常可达到更高的工作温度，从而有利于增加储能容量。碟式发动机系统将接收器置于抛物面反射器的焦点处。线性菲涅耳反射器的概念与槽式相似，但使用更平、成本更低的镜列。截至2022年年中，在建的聚光太阳能发电容量中，塔式占70%，槽式占25%，线性菲涅耳占其余5%；而且大多数新项目与太阳能光伏并址建设，显示出向混合系统发展的趋势。

热能储存

热能储存是聚光太阳能发电区别于光伏发电、具备可调度性的关键所在。熔盐是常用的储热介质：在双罐系统中，冷盐被泵入接收器或换热器中加热，以热盐形式储存，之后再用于产生蒸汽。熔盐能有效保持热量，因此可以储存数天后再转化为电能。这意味着即使在阴天，甚至在日落数小时之后，仍可发电。西班牙的Andasol电站是槽式电站中首批大规模采用间接熔盐储热的范例，其双罐系统容积约为1700立方米，装有1400吨 Solar Salt。截至2019年底，聚光太阳能电站中已安装的熔盐储能容量达到约21吉瓦时（电能）。槽式电站典型导热油系统的温度上限约为395°C，而硝酸盐熔盐则允许塔式接收器在约560°C下运行，这也是塔式系统偏爱熔盐的原因之一。

土地、水资源与发电量

聚光太阳能发电高度占地。一项评估估计，太阳能热发电每兆瓦装机容量约需3至8英亩土地，具体取决于技术类型和储热容量。亚利桑那州280兆瓦的Solana槽式电站占地约3平方英里。若无储能，槽式电站的容量因数约为25%，储能则能大幅提高这一数值。蒸汽循环还需耗用冷却水：沙漠中采用湿冷的电站面临水资源约束，干冷虽能减少用水，但会损失一部分效率。

工业供热与海水淡化

聚光器产生的热能也可直接用于各类工艺。例如，Sunvapor公司已开发出能为多种工业流程供应蒸汽的系统，应用范围涵盖食品加工、化工生产和海水淡化。热法海水淡化天然适合这种供热，因为蒸馏需要的是热量，而非高品位电能。传统的多级闪蒸和多效蒸馏在低于90°C的温度下即可较有效地运行。一份对比表格列出，60–80°C的多效蒸馏每立方米耗电约1.2–1.8千瓦时（另加热能输入），而未配备能量回收装置的反渗透每立方米耗电约5–8千瓦时。但仍存在一个矛盾：聚光器提供的是高温热，而蒸馏需要的是低温，除非采用梯级利用，否则会造成㶲（有效能）损失。沙特阿拉伯NEOM规划中的一座电站将使用聚光太阳能钢制穹顶来加热海水，并冷凝出淡水。

太阳能燃料与人工光合作用

以自然光合作用为基准

光合作用是太阳能燃料的天然模型：叶绿素捕获光能，光能随后被用于通过碳固定把二氧化碳固定为糖类。其整体系统效率很低。入射太阳光中只有约一半落在植物可利用的波长范围内，再加上反射和其他损失，转化为生物质的理论上限大约只有总辐照度的5%。在野外，单株植物的光合效率通常只能达到1%–2%，因为光合机构在达到全日照的一小部分时就已饱和。C3作物在整个生长季中报告的最高数值约为2.4%。问题不在于单个光子的捕获，在叶绿素的吸收峰处，捕获效率非常高；损失主要发生在把吸收的能量转化为储存的化学能的过程中。

光电化学水分解

光电化学（PEC）装置使用浸没在水中的半导体光电极，驱动水分解为氢气和氧气。性能通常以太阳能-氢（STH）效率表示，即氢的化学能输出与入射太阳能功率之比。单一吸收体很少能提供足够的电压，因此串联设计会叠加吸收体，或将光电极与光伏电池配对。目前报告的最佳结果均来自此类串联器件。一种单片硅-钙钛矿器件达到了20.8%的峰值STH效率，并在t60之前连续运行了102小时；早先一种带有铑纳米颗粒和二氧化钛涂层的III–V族串联器件达到了创纪录的19%。基于钙钛矿的无辅助系统已接近10%，其中一项研究报告的无偏压太阳能-氢转换效率为10.64%。

将光伏与电解耦合是最成熟的路线。在2016年的一项研究中，一个三结电池为两个串联的电解槽供电，实现了48小时平均STH效率30%。这是一种分离式结构，严格来说不属于PEC器件，但它展示了这种耦合所能达到的水平。耐久性是PEC设计的主要障碍：III–V族半导体在水分解所需的电化学条件下会自发发生光腐蚀，因此需要表面保护层。

太阳能驱动的CO₂还原与人工叶片

“人工叶片”概念指仿生装置，结合光吸收体、催化剂和分子设计来制造燃料并封存CO₂。CO₂还原比水分解更难：CO₂还原为甲酸盐的标准还原电位为−0.03 V，实际中过电位可高达1 V，这要求最低光电压约为2.5 V。因此，设计上要么使用高电压光吸收体，要么增加多结光伏电池。在2025年的一项研究中，硅光阴极与钒酸铋光阳极以及钯催化剂配对构成了一种结构；另一种结构则使用四结钙钛矿电池驱动铋催化剂。后者实现了创纪录的甲酸盐生成速率174 µmol h−1，在迄今报道的所有人工叶片装置中，太阳能-甲酸盐能量效率为2%。其他研究小组报告了一氧化碳、甲烷和甲酸盐等选择性产物。一种基于氧化铜和三嗪框架的气-固体系达到了1240 μmol g⁻¹的CO产率，选择性超过90%，但仅能维持数小时运行。

技术与经济障碍

大多数实验室装置规模很小。放大规模仅得到部分验证：一篇综述指出，有系统已放大到100 cm²并实现了24小时稳定性，但耐久性、效率和制造方面的挑战依然存在。催化剂耐久性和产物选择性仍是核心问题，将产物从反应混合物中分离又增加了工程成本。钙钛矿光吸收体虽然效率高，但其长期稳定性和环境影响问题仍在评估之中。

经济可行性是决定性的检验。研究人员普遍认为，约10%的STH效率是商业化兴趣的门槛，而目前的系统在大规模持续运行方面仍未达到这一水平。如今氢主要由化石燃料衍生的天然气制取，因此太阳能制氢必须在成本上与这一基准竞争，这就需要大幅降低太阳能制氢的成本。对于由CO₂衍生的燃料，成本还因需要碳捕集或其他碳源而进一步增加。在器件寿命和资本成本大幅改善之前，太阳能燃料仍是一项研究和示范技术，而非商业能源供应。

被动式太阳能设计与建筑

被动式太阳能设计通过建筑的形体、材料和开口来收集、储存、分配和排出太阳热量，无需水泵、风机或其他机械设备。其基本思路是：建筑的朝向、窗户布置、保温和蓄热质量共同作用，使建筑本身能够调节室内温度。在北半球，有效的日照来自南方，因此通常将主要起居空间和最大面积的玻璃窗布置在面向赤道的一侧。东向墙面接收清晨的阳光，西向墙面则迎接低角度的午后阳光，这往往会造成过热和眩光问题，因此西侧通常需要强力遮阳或减小窗户面积。朝向只是起点：即使朝向正确，如果窗户过大、缺少蓄热体或围护结构漏气，房屋的性能仍然可能很差。

朝向、玻璃与遮阳

季节性调控依赖于太阳高度角的变化。挑檐、屋檐和落叶植物可以遮挡夏季的高角度阳光，同时让冬季较低的阳光射入。因此，良好的窗户设计需要兼顾冬季获取日照与夏季防止多余得热。通风则是互补的降温策略：在合适的时间开窗，可以带走室内热量，这在气候温和或潮湿的地区尤其有用。在这些地区，设计者通常优先考虑遮阳和湿度控制，而不是蓄热。干热气候地区可以采用夜间降温，但前提是要对蓄热体进行精心管理。

蓄热质量

蓄热质量，例如砌体、混凝土或瓷砖地面，能在白天吸收热量并在之后释放，从而抑制室内温度的剧烈波动。在直接得热式设计中，阳光穿过朝南的玻璃直接照射到室内的蓄热体上。间接得热式设计则以特隆布墙（Trombe wall，以法国工程师费利克斯·特龙布（Félix Trombe）命名）为代表，在阳光与居住空间之间设置一道深色的玻璃蓄热墙，使热量通过传导和对流向室内传递。蓄热质量的效果取决于其位置，以及材料的热导率和热容量。如果蓄热体在不合适的季节暴露在阳光下，反而会储存多余的热量。一个著名的现代案例是位于弗吉尼亚州阿灵顿的发现小学（Discovery Elementary School）。该校的长立面朝南北向布置，通过遮阳实现夏季降温，采用高蓄热材料，并配备与入住情况联动的控制系统。它也是美国东海岸最早的零能耗学校之一。

采光

采光是指有控制地将自然光引入建筑，以减少对人工照明的需求。采光系统不仅仅是开口本身，还必须与能够响应日光变化的照明控制系统相配合。与直射阳光相比，天空的漫射光通常更受青睐，因为它能提供均匀的照度，不会像直射光束那样在工作面上产生眩光。采光带来的节能效益是真实的，但依赖于控制系统。在一项为期七个月、针对旧金山某办公楼的研究中，结合人员感应与自动调光的方案使照明能耗降低了约44%。不过，这一数字反映的是整个控制系统的效果，而非采光本身的作用。采光还能减少灯具产生的内部热量，从而降低制冷负荷。许多研究都声称采光对居住者的健康和工作效率有益，但也有研究人员指出，并非所有研究都显示最大化采光与人体舒适度和健康之间存在正相关关系。因此，大面积窗户必须同时考虑眩光控制和热舒适性。

建筑一体化光伏与太阳能就绪规范

建筑一体化光伏（BIPV）用光伏组件替代传统的围护结构构件，将其用于屋顶、天窗或外立面，代替普通建筑材料。由于这些组件取代了原本需要购买的材料，其净成本有时可以低于附加式光伏系统，而且在外观重要的场合颇具吸引力。在既有建筑中，大多数安装实际上属于改造项目，有时被称为建筑附加光伏。

各国建筑规范越来越多地要求新建建筑具备"太阳能就绪"条件。根据2021版《国际节能规范》，太阳能就绪屋顶是指预留出供未来安装太阳能设备使用的区域。具体做法是保留一块无穿孔、无遮挡的屋顶区域，称为太阳能区，并确保烟囱和通风口不设置在该区域内。加州的能源规范对新建非住宅建筑强制提出此类要求，并指出在现有非住宅建筑中，只有不到30%具备安装光伏或太阳能热水器的合适位置。这也解释了为何该要求在设计阶段就需要落实。

设计工具与建筑实践

建筑师在施工前会借助建筑能耗模拟软件、采光模拟工具和太阳轨迹图来检验这些策略。一些传统做法为此提供了先例，例如地中海和中东城市中利用遮阳和厚重墙体的庭院式住宅，以及古希腊和古罗马面向冬季阳光布局的老式住宅。这些例子表明，许多原则在现代工程出现之前就已存在。现代实践则将这些传统与城市规划的约束相结合，因为相邻建筑和树木可能遮挡设计所依赖的日照。

系统组件与电网集成

电力电子设备：逆变器与最大功率点跟踪

光伏阵列输出的是直流电，其电压和电流随辐照度和电池温度而变化，而几乎所有电网都运行在交流电上。逆变器负责连接两者。它将组件输出的直流电转换为与电网频率和电压相匹配的交流电，在现代设计中还能使阵列始终工作在最高效的运行点上。这一功能称为最大功率点跟踪（MPPT）。每个阵列都有一条电流-电压曲线，其上存在一个峰值功率点，该点会随日照和温度变化而移动。跟踪算法持续调整阵列所连接的电负载，使其工作点保持在峰值附近。局部遮挡会让问题更复杂，因为此时曲线可能出现多个局部峰值，因此设计者会加装旁路二极管并采用全局搜索程序，以避免停留在较弱的峰值上。逆变器的架构多种多样：集中式逆变器用于大型电站，组串式逆变器对应一组组件，而组件级微型逆变器则对应单块面板。

安装方式同样影响发电量。固定支架结构简单、成本低，按选定的倾角和方位角安装。单轴跟踪器使面板在一天之中跟随太阳转动，从而提高年发电量，提升幅度取决于纬度、气候和成本，代价是运动部件更多、维护量更大。双轴跟踪器可同时跟随太阳的日周期和季节性轨迹，但在公用事业规模的电站中较为少见。

波动性与预测

太阳能出力同时遵循多种周期。夜间为零，随太阳的日轨迹升降，并随季节变化，在高纬度地区季节性波动要大得多。云层带来更快速、也更难预测的变化。单个电站的出力可能因云层经过而骤降，但当大范围内大量分散的电站并网时，这种波动会被平抑。由于太阳能无法随意调度，运营方必须依赖预报。预报综合运用数值天气预报、卫星云图、地面天空成像相机和辐照度传感器，用于支持日前计划和日内调整。预报误差会直接转化为系统必须预留的备用容量，因此预报越准确，太阳能并网的成本就越低。

储能与电网服务

多种储能技术可与太阳能互补，各自适用于不同的时间尺度。锂离子电池能在毫秒至秒级内响应，最适合在数小时尺度上转移能量，例如将午间发电转移到晚间用电高峰，也适合提供快速频率响应。抽水蓄能通过在不同高度的水库之间调运水体来储能，长期以来是电网中规模最大的储能形式，但它依赖合适的选址。热储能（尤其是聚光太阳能发电中使用的熔盐储罐）储存的是热量而非电能，能够在日落后继续发电。氢气可通过电解制取，再经由燃料电池或涡轮机转换回电能，其储能时长最长，但往返过程损耗大、成本高。储能可提供能量套利、容量、爬坡和备用服务，还有助于稳定电压和频率。

弃光、稳定性与"鸭子曲线"

太阳能出力与用电需求之间的错配，常用净负荷来描述，即需求减去可变可再生能源的发电量。在美国加利福尼亚州，电网运营商加州独立系统运营机构（CAISO）于2013年公开了一项分析，显示净负荷在午间急剧下降，随后在傍晚陡然回升，形成的曲线形状被称为鸭子曲线。2021年4月24日的数据显示，CAISO需要在16:00至20:00之间让其他资源大约增加16000兆瓦的出力，这说明了傍晚爬坡的规模。在其他太阳能占比较高的地区，现在也出现了类似的模式。

当太阳能出力超过电网所能消纳的量时，运营方必须削减（弃光）。在极端情况下，过剩的发电量甚至可能使批发电价转为负值。电压和频率同样带来技术问题。在接入大量屋顶系统的配电馈线上，逆向潮流可能抬高局部电压。现代逆变器通过电压-有功（volt–watt）和电压-无功（volt–VAR）功能加以应对，即逐步降低出力，而不是直接脱网。频率控制也采用类似思路："频率-功率"（frequency–watt）响应会在电网频率升高时降低逆变器出力，"故障穿越"（ride-through）能力则使逆变器在短时扰动期间保持并网。据报道，夏威夷电力公司（Hawaiian Electric）曾远程重新编程了瓦胡岛上约80万台已安装的微型逆变器，使其能够穿越频率和电压异常。一个更长期的担忧是，太阳能正在取代同步发电机，从而减少了自然抵抗频率突变的转动惯量，这也是构网型（grid-forming）逆变器控制技术正在研发的原因。缓解鸭子曲线问题主要依靠准确的预报、储能、灵活性发电与需求响应，以及奖励灵活性的市场规则。

经济性与成本趋势

太阳能光伏（PV）成本的下降速度，几乎超过了其他任何主流发电技术。分析人士通常用学习曲线（机器学习）来描述这种下降：累计产量每翻一番，价格就按大致固定的比例下降。早期估计认为，光伏组件的学习率约为20%至22%。1979年至2010年间，组件价格基本符合80%学习曲线；2011年约40%的降价幅度则大大超出了这一趋势。近期降价的陡峭程度存在争议，因为部分降幅源于制造产能过剩，而不仅仅是生产成本下降。德国工程协会VDMA报告的2019年学习率为23.5%。另有分析认为，技术成熟后学习率往往趋于平缓，因此历史学习率不能无限外推。

组件价格只是已安装系统成本的一部分。系统平衡（BoS）成本包括支架、布线、逆变器、人工，以及行业所称的"软成本"：审批、并网、系统设计、客户获取和融资。软成本在住宅安装中占比很大，据一项综述估计，占美国家用系统安装成本的52%至70%。在小型项目中其权重更大，因为组件在总成本中的占比随系统规模增大而升高。在一个行业博客引用的2021年NREL基准中，每瓦0.34美元的组件价格，约占公用事业级固定倾角系统的41%，却只占住宅系统的约13%。软成本比硬件成本更难降低，因为它取决于当地审批做法、电网公司的并网规定以及销售流程。与制造环节的进步不同，这些方面的改进很少能跨境推广。尽管如此，近期美国的基准数据仍显示总成本大幅下降：NREL报告称，2010年至2024年间，公用事业级光伏的基准平准化成本按实际价值计算下降了86%。

平准化成本及其局限

最常用的比较指标是平准化度电成本（LCOE），即电站寿命期内折现后的总成本除以寿命期内折现后的总发电量。LCOE使太阳能、风能、天然气、煤炭和核能项目能够在同一基准上比较，而且它对折现率很敏感，因此资本成本的高低可能改变各技术的排序。它的局限也很明显。它不反映发电的时间：随着太阳能进入电力系统的比例增加，正午的太阳能发电每千瓦时的价值会降低，因为电价往往在阳光最强时最低。它也忽略了容量可信度，即发电设施在用电高峰时可依赖的程度；太阳能在傍晚的这一数值很低，同样的原因，它可以部分地通过储能来弥补。输电网加固、平衡备用以及排放等外部性，除非分析人士另行加入，否则也不计算在内。因此，系统价值分析和并网分析通常与LCOE一起使用。

贸易、产能过剩与价格波动

光伏价格对供应链每个环节的供需平衡异常敏感。国际能源署（IEA）报告称，中国在多晶硅、硅锭、硅片、电池片和组件的制造产能中占比超过80%。IEA还发现，到2021年底，全球硅片、电池片和组件的产能超出需求至少100%，而多晶硅在整体供过于求的产业链中仍是瓶颈。Wood Mackenzie于2024年估计，中国制造的组件成本约为欧洲制造组件的一半，比美国制造的组件低约65%。价格波动紧随这些失衡而出现。2008年至2009年的多晶硅短缺使价格高于学习曲线趋势，而之后几年的产能过剩则带来急剧下跌。一篇2026年的行业评论称，2025年中国供应链大部分环节的工厂开工率较低，这一说法应与一手数据核对。进口国的关税和反倾销措施（相关内容见贸易和关税政策）进一步割裂了全球价值链，并可能推高中国以外的价格。

公用事业规模项目的融资与合同

大型太阳能项目通常以独立基础设施的形式融资。开发商往往通过竞争性拍卖或招标获得收入：政府或电力公司将长期合同授予报价最低的投标方，而这些中标价格为项目的预期售价设定了基准。大多数项目随后根据购电协议（PPA）出售电力，这是一种固定电价的长期合同，贷款方在确定债务规模时可以以此为依据。股权资金可能来自开发商、机构投资者，或是通过税收股权合作方来变现税收优惠。由于太阳能电站的大部分成本需要预先支付，资本成本对LCOE影响很大；借贷成本的小幅上升就可能改变项目的竞争力。合同设计还决定了弃电、电网建设延误和市场价格变化等风险由谁承担。

全球部署与地区格局

累计装机容量及各方估计之间的差异

截至2024年底，国际能源署光伏发电系统合作计划（IEA-PVPS）估计全球累计装机容量超过2.2 TW，其中仅中国就超过1 TW。当年新增光伏系统至少并网554 GW，可能达到601.9 GW。就2025年而言，该计划的《Snapshot 2026》显示全球累计装机接近3 TW，高于2024年的2.3 TW；全球当年新增光伏装机估计为698 GW。同一计划的配套出版物所用数字略有不同：其中一份将2025年底的累计装机总量定为约2974 GW，而《Trends》报告则给出当年新增装机创纪录的692 GW，全球累计总量为2.96 TW。

这些差异主要源于统计方法，而非数据本身相互矛盾。2025年的数字部分仍属临时数据：目前已确认至少608 GW（直流），最终数字可能上修至约698 GW（直流），原因是部分市场以交流或直流口径报告装机容量，换算过程存在不确定性。统计覆盖范围同样重要。2024年，该计划成员国的装机量占全球年度新增和累计装机的80%；若将自2025年起加入的印度计入，这一比例升至85%。其他机构则采用不同的统计口径。国际能源署的《2025年全球能源评论》报告称，太阳能光伏装机同比增长约12%，使全球累计装机容量达到约2.8 TW；能源智库Ember的年度数据显示，2025年全球光伏新增装机达到647 GW。国际能源署的可再生能源系列报告还指出，所有国家的光伏数据均已换算为直流（DC）口径，因此以交流（AC）口径报告的国家，其装机容量数字已相应提高。因此，在比较各类总量数据时，读者应核实其计量单位（直流或交流）、数据所属年份，以及是否包含专家估计值。

集中式与分布式细分市场

大型电站与分布式发电之间的占比已发生变化。2016年以前，分布式光伏的年新增装机量一直低于19 GW。2025年，分布式光伏年度新增装机达到282 GW，高于2024年的228 GW，占全球约692 GW创纪录新增太阳能装机的41%。大型光伏电站项目提供了其余59%的新增装机。分布式光伏的份额集中于少数市场：2025年，中国仍是最大的分布式光伏市场，新增159 GW，约占其415 GW（直流）年度新增总量的38%。

各类资料对发展方向的描述并不完全一致。一种说法认为，2025年的情况是大型光伏电站的增长弥补了分布式市场的放缓；而该计划自身的系列报告则显示，分布式光伏的新增装机量在绝对值上是增长的。这一差异似乎反映了各国市场关注重点的不同。在得出关于趋势的结论之前，应查阅原始报告中的国别数据表。此前，2024年全球新增装机以大型光伏电站为主，但德国、土耳其和巴西等关键市场的分布式光伏依然保持强劲。

主要市场与新兴市场

中国主导着全球市场。2025年，中国约占全球新增装机的60%，新增装机最高达415 GWp，累计装机容量超过1463 GW（直流）。2025年5月，中国太阳能装机的交流（AC）功率容量超过1 TW。政策对其发展轨迹影响显著：国际能源署指出，中国从固定电价转向竞价上网，正在影响项目经济性，并降低增长预期。

在中国以外，欧盟以66 GW位居第二，欧洲地区整体新增79 GW，与2024年大致持平。德国在2025年进行的一项改革中，将负电价持续时长达到一小时即停发市场溢价的门槛，从原先的六小时缩短至一小时。印度位列第三，其2025年新增装机估计在54 GW至56 GW之间，主要由大型光伏电站推动。美国以43 GW位列第四，这是自2019年以来首次跌出前三。美国新增装机的约80%为大型电站项目。国际能源署将美国的放缓部分归因于联邦税收抵免提前退坡、新的进口限制以及联邦土地上的审批限制。

增长正在向更多地区扩散。2025年，共有39个国家新增装机至少1 GW，高于2024年的33个。沙特阿拉伯首次进入前十。巴基斯坦2025年估计新增14 GW装机，全部来自分布式光伏，全国累计装机容量达到约36 GW。在非洲，南非是该地区最大的市场，也是企业购电协议（PPA）发展最为成熟的市场。国际能源署的预测还认为，在中东和拉丁美洲等多个地区，光伏将在传统市场之外实现更快的扩张。

在全球电力需求中的占比

太阳能对电力供应的贡献now已相当显著。光伏满足了全球电力需求的10%以上，约占全球电力消费的12%。理论上，现有装机每年可发电约3845 TWh，约相当于全球电力消费的12%。在能源供应总量方面，仅光伏就贡献了全球能源供应总增量的25%以上，这是现代可再生能源首次在全球能源绝对增量中居于首位。这一切发生在2025年全球能源需求增长1.3%的背景下，而电力消费增速则超过该数字的两倍。展望未来，国际能源署2025年的预测认为，年度光伏新增装机将从2025年的约600 GW增至2030年的700 GW；不过该预测也指出会出现短期回落，预计2026年光伏部署量可能降至500 GW以上。

政策、激励措施与贸易

创造需求的政策工具

在太阳能发电仅凭成本就能与其他能源竞争之前，大多数太阳能市场都是依靠政策建立起来的。上网电价保证每一单位输送到电网的可再生电力都能获得高于零售或批发水平的价格，这种保障使投资者能够进行长达数十年的规划。上网电价是一种政策机制，旨在通过为可再生能源技术提供高于电力零售或批发价格的报酬，加速相关领域的投资。该机制为可再生能源生产者提供长期保障，价格通常基于各项技术的发电成本。净计量制度则有所不同，它为家庭屋顶光伏系统向外输送的电量计入贷方，以零售价格抵消其自身用电。可再生能源配额制要求公用事业公司从可再生能源中获取规定比例的电力供应，税收抵免则降低系统的初始投资成本。这些措施对普及率的影响很大程度上取决于其设计。稳定的政策条款往往最为关键：长期且可预期的立法能够打造世界上最稳健的太阳能市场之一。

德国的早期立法

德国是政策主导市场建设最清晰的案例。该国提高可再生能源在电力结构中占比的努力始于1990年的《电力上网法》，这是世界上第一部全国性的上网电价法。随后的市场扩张依靠一系列措施推进。1999年，“十万屋顶计划”为光伏系统提供低息贷款；2000年4月，该计划又得到《可再生能源法》（EEG）的支持，该法将上网电价大幅提高至每千瓦时99芬尼（0.51欧元）。贷款计划结束后，政府再次提高EEG电价，以填补资金空缺。上网电价的费率经过重新校准，以更好地反映不同技术的实际发电成本，费率因技术乃至项目规模而异。费率会定期下调，以体现技术学习曲线的影响。合同期限也很长：它们为可再生能源电力投资者提供为期20年的稳定现金流。其结果是形成了国内产业和装机基础，使德国在早期快速增长阶段的高峰期成为领先者，累计装机容量达到5.3吉瓦。同一部法律后来也引发了成本争议，2014年的修订案将大多数技术转向拍卖制度，适用于大部分可再生电力来源。到2024年，德国可再生能源在发电量中的占比已超过58%，而2000年仅为6.5%。

中国的产业政策

中国的政策重点在于制造业，而不仅仅是需求侧。早期措施着眼于规模和出口能力，但也造成了供应过剩。2024年底，工业和信息化部收紧了光伏制造的投资标准，政府现要求光伏项目的最低资本比例为30%，此前为20%。到2025年，供需失衡已变得十分严重。一项行业估计认为，2025年的年产能约为1200吉瓦，几乎是全球总需求的两倍。据报道，最大的多晶硅生产商在2025年提出收购并关闭约三分之一产能的计划，但该计划被反垄断监管机构叫停。2026年，北京转向强制性标准。新的国家标准涵盖多晶硅、硅片、光伏组件和逆变器，将于2027年1月1日起施行。此外，光伏电池将自2027年4月1日起征收2%的消费税。分析人士对结果仍存在分歧。一位OPIS分析师预计，这些规则将加快淘汰落后产能，但其对运营产能、组件价格和行业整合的影响，在短期内预计仍将有限。

贸易措施

贸易政策已成为影响太阳能供应链的重要因素，而这些供应链集中在少数几个国家（参见全球价值链）。在美国，2025年4月21日，美国商务部就从越南、马来西亚、泰国和柬埔寨进口的晶体硅太阳能电池和组件，发布了最终反倾销和反补贴税率。近年来，这四国供应了美国大部分的进口太阳能电池和组件。各出口商的税率差异很大，对于未配合调查的企业，部分税率甚至超过3400%。另有一起单独案件涉及从印度、印度尼西亚和老挝进口的晶体硅光伏电池和组件。2026年8月，一项总统公告增加了新的一层措施：对多晶硅及相关衍生产品（包括硅片、电池和组件）征收最低进口价格以及全球15%的从价关税，并对部分美国贸易伙伴适用较低税率。太阳能电池的最低进口价格为每瓦0.22美元，组件为每瓦0.38美元，将于2026年12月4日生效。公告所征收的关税叠加在现有关税和税费之上，包括反倾销税和反补贴税。中国也使用了反倾销税，延长了对来自美国和韩国的太阳能级多晶硅的相关措施。这些措施再延续五年，自2026年1月14日起生效。

许可审批与地方接受度

即使有优惠的关税或补贴，项目开发仍受到行政和社会因素的制约。公用事业规模的电站需要大片土地，分区规划、环境评估和电网接入排队都可能使一个项目拖延数年。地方反对往往涉及农业用地、景观影响，或在社区附近设置大型装置等问题，可能拖延甚至阻止审批。这些制约因素比价格或关税更不易察觉，但它们正日益决定产能建设的地点和速度。

环境与全生命周期影响

太阳能发电在运行期间不排放大气污染物，但光伏板的制造、安装和退役都会产生环境成本。这些成本通常通过生命周期评价（LCA）进行比较，其结果在很大程度上取决于电站的选址、所用技术，以及生产组件的工厂所用的电力来源。

温室气体排放与能量回收期

能量回收期（EPBT）是指一个系统产生的能量足以抵偿其建造过程中所消耗能量所需的时间。美国国家可再生能源实验室（NREL）2023年对美国公用事业规模电站的一项研究发现，能量回收期为0.5至1.2年，碳回收期为0.8至20年，具体取决于系统的安装地点。这一差异主要来自两个本地因素：回收期受当地太阳辐照量的影响，而碳回收期则在很大程度上取决于其所替代的当地电网的碳排放强度。更广泛的文献综述给出的范围更宽，能量回收期通常在约1至7.5年之间，具体取决于技术、规模和地点。

随着电池设计的改进，每千瓦时的排放量也在下降。对于硅异质结组件，一项全生命周期研究估计其全生命周期排放约为32克二氧化碳当量/千瓦时，而传统单晶系统为38克；该研究预测，更高的电池效率、更薄的硅片以及用铜替代银作为金属化材料，可使该数值降至20至25克左右。由于被替代的电力结构决定了基准线，安装在以化石燃料为主的电网上的光伏板，比安装在已经低碳化的电网上的同样光伏板，能够避免多得多的温室气体排放。

材料与采矿

晶体硅组件依赖超高纯度的多晶硅，而多晶硅需通过能耗极高的高温化学工艺制备，这一工艺构成了硅片隐含能量的主要部分。正面电极使用银浆，而银的成本和供应限制是制造商测试用铜替代的主要原因。薄膜组件则依赖碲、铟、镓和镉等金属，这些金属大多是作为其他矿产开采的副产品回收的。开采这些材料可能产生尾矿、粉尘以及水体污染，而镉的毒性使碲化镉组件的处理成为一个特别值得关注的问题。

土地利用与生态影响

土地是最明显的制约因素。布鲁金斯学会（Brookings Institution）认为，每单位发电量，太阳能电站所需的土地至少是化石燃料电站的十倍；美国能源部的“太阳能未来”研究预测，到2050年，太阳能板可能占用超过1000万英亩土地。围栏式地面安装电站可能造成栖息地破碎化，改变土壤和排水条件，并影响局部小气候。缓解措施包括种植传粉昆虫栖息植物，以及用牲畜取食代替割草来管理植被。

农光互补通过在光伏板下方或板间进行农业生产，部分缓解了这一矛盾。美国能源部将其定义为在太阳能板下方或毗邻区域进行的农业生产，例如种植作物、饲养牲畜和饲养传粉昆虫。遮阴也可能有益：在一项葡萄园研究中，可调倾角的光伏板通过遮阴减轻了作物的热胁迫，通过保持夜间更多热量来保护植株免受晚霜危害，并通过减少蒸发降低了灌溉需求。在肯尼亚，带间隔的架空光伏板可保护蔬菜免受高温和水分流失的影响。放牧绵羊是一种常见的模式，因为它无需割草即可控制植被生长，同时确保光伏板不被遮挡。但这一做法并非普适：并非每块田地或每个农场都适合发展农光互补。架空结构和更宽的行距会增加建设成本，因此其成本效益仍是一个有待解决的问题。

报废处理

光伏板通常可使用约25至30年，因此越来越多的退役组件即将进入处置环节。目前，只有约10%的光伏板得到回收，其余大多被丢弃、焚烧或掩埋。国际可再生能源署（IRENA）在常规损耗情景下预测，到2030年代初，累计光伏板废弃物将达到170万吨，到2050年代增至约6000万吨；在早期损耗情景下（即更多组件提前失效），这两个数字分别约为800万吨和7800万吨。一项后续综述则预测，到2050年全球废弃物将达到5400万至1.6亿公吨。鉴于中国是全球最大的光伏生产国，预计其将占据其中的大部分份额。

填埋是主要的危害。它可能释放有毒金属和微塑料，漂浮式电站的风险更高。先进的混合回收工艺能够以高纯度回收90%以上的玻璃、硅和银，但回收本身也存在问题：焚烧和浸出化学品可能造成排放，而废弃物总量较少也限制了规模经济的形成。欧洲拥有最长的回收记录，其PV Cycle计划自2001年起运行。根据欧盟规定，光伏板被归类为电子电气废弃物，需要专门收集。在美国，环境保护署预计到2030年太阳能板废弃物总量可能高达100万吨，而相关监管仍在完善中，尚不足以应对这一规模。

历史发展

光伏效应最早记录于1839年。太阳能电池的历史始于法国科学家亚历山大·埃德蒙·贝克勒尔在1839年发现光伏效应。他当时研究的是一个由两个金属电极和电解液组成的电池，发现电极受光照时产生的电量增加。关于这一发现的归属，各方说法不一：有的认为工作由其父安托万-塞萨尔·贝克勒尔与其子共同完成，有的则只提儿子。这是液体中的电化学效应，而非固体器件。

最早的固态观察来自硒。1873年，威洛比·史密斯报告称硒暴露于光下时导电性增强。这一现象现称为光电导性，随后由威廉·格里尔斯·亚当斯和理查德·埃文斯·戴进一步研究。1876年，他们用铂电极接触一根烧结硒棒并予以光照，在没有外加偏压的情况下产生了电能。他们的装置效率很低，但这是首次演示固态光伏器件。该效应不同于光电效应，后者由海因里希·赫兹于1887年首次观察到。1883年，查尔斯·弗里茨在硒上覆盖了一层薄金层，该器件表面积约为30平方厘米，功率转换效率接近1%，通常被公认为史上第一块太阳能电池。因此，弗里茨的电池是第一个薄膜器件，而亚当斯和戴通常被认为制成了第一个固态器件。

19世纪，人们也在热机中探索太阳能的应用。奥古斯特·穆肖在法国制造了太阳能蒸汽机，亚当斯便受到穆肖发明太阳能蒸汽机的启发。太阳能加热水以产生蒸汽、驱动机械的做法出现在工业革命期间，当时人们建造太阳能装置来加热水，从而产生蒸汽并驱动机器。硒电池长期只是科学上的奇特物件，直到20世纪初，太阳能电池基本仍停留在实验室中。

下一个决定性的进展来自贝尔电话实验室。1954年4月25日，达里尔·查平、卡尔文·富勒和杰拉尔德·皮尔森展示了一块硅电池。查平当时在寻找适用于潮湿偏远地区电话设备的电源，而富勒和皮尔森则在研究半导体。他们开发出一种掺杂硅的方法，制成了高质量的p–n结，由于纯度高，这种结能非常有效地分离吸收光产生的电荷。电池效率达到约6%，团队最终将多块单体电池串联起来，制成了太阳能电池组。贝尔实验室将该装置改造后用于偏远站点的电话设备，并把该技术授权给其他公司。

硅很快超越了硒。其更好的制造工艺以及更适合单结电池的带隙，使其成为主流材料。硅电池随后被用于航天器：到1950年代末，美国的先锋1号卫星（1958年发射）携带太阳能电池为其无线电供电，这是太阳能在太空中最早的实际应用之一。早期电池效率提升迅速，但成本仍然过高，无法进入地面市场。

1973年和1979年的石油危机促使各国政府重新资助研究，包括在美国、日本和欧洲设立新的国家实验室、示范项目以及早期的市场计划。从1990年代起，在补贴计划的支持下，工业产量和装机容量迅速扩大，其中以德国和日本的屋顶计划最为突出。政策细节见政策部分。

太阳能设计比光伏技术早了数千年。古代文明利用"被动式太阳能"为房屋供暖、点火，甚至用来烧灼伤口。希腊和罗马的建造者会调整房屋朝向，以便冬季获得阳光、夏季保持遮阴，苏格拉底曾讨论过这种做法，后来的罗马作家也有论述；罗马人还发展出保护日照权的法律概念。关于阿基米德在叙拉古用青铜镜焚烧来犯战船的传说见于罗马时代的记载，但从未得到证实；十八世纪，布封曾测试过类似的镜阵，结果好坏参半。这些先例在被动式太阳能设计中有进一步讨论。

与其他能源及更广泛系统的关系

容量因子、能量密度与用地

比较通常从容量因子开始，即发电厂全年实际发电量与其全年满负荷运行时理论发电量之比。2024年，核电是美国各类能源中容量因子最高的，超过92%。相比之下，2023年全球公用事业规模太阳能光伏发电的容量因子约为16%，海上风电则达到41%。同年在美国，水电和风电的可再生能源电厂容量因子约为34%，太阳能光伏和太阳能热发电则接近23%。这些数字并非技术本身的固定属性，它们取决于当地的太阳辐照度、夜间与阴天时长的占比，以及光伏阵列是固定式还是跟踪式。

能量密度揭示了一个更根本的差异。晴朗天气下，正午到达地面的阳光功率约为每平方米1千瓦，而全年平均值要低得多。化石燃料和核燃料单位体积或单位质量所储存的能量远高于太阳能，这也是液体燃料能为飞机提供动力，而太阳能阵列做不到的原因。用地需求也由此而来。公用事业规模的光伏电站通常每兆瓦额定容量需要数公顷土地，配有储能的聚光太阳能电站则需要更多。化石燃料和核能电站每单位供能所占用的土地要少得多，不过支撑它们的矿山和供应链很少被计入这种比较。

互补性与更广泛的电网

太阳能和风能的出力高峰出现在不同时段，并受不同天气条件影响。在许多中纬度地区，风力在夜间和冬季往往比阳光更强。因此，将两者结合到同一电网中，可以平抑总出力，并减少在既定可靠性水平下所需的储能容量。针对澳大利亚零碳电力系统的建模研究发现，在高可再生能源的未来情景中，光伏和风机发电很可能占据主导地位。输电网也会放大这一效应：连接天气模式不同的地区，可以降低任何单一区域所需的装机容量，但这需要大量的基础设施投入。

储能则在不同时间尺度上填补剩余的缺口。锂离子电池负责日内的电量转移，而氢气及其他化学载体则被视为季节性储能的候选方案。电转气（power-to-gas）的设想是捕获多余电力，并将其转化为可以利用现有管道输送的气体燃料。一种说法是，多余的发电量被转化为气态或液态的碳中性燃料，然后输入储存和分配网络。

离网与微电网供电

离网太阳能包括独立的家庭系统和小型售电亭，而服务于村庄的太阳能微电网，则可以把电力带到电线尚未覆盖的地方。无电人口数量在二十年来首次上升，2022年达到6.85亿人，其中64%生活在脆弱、受冲突影响或处于弱势境地的环境中。另有16亿人生活在电网薄弱地区，无法稳定用电。离网太阳能已成为新增用电接入的主要来源：2020至2022年间，它在撒哈拉以南非洲新增接入中占到55%，而该地区超过80%的无电人口就生活在那里。一项与世界银行相关的评估认为，对于到2030年仍无法获得能源服务的全球41%人口而言，离网太阳能是成本最低的供电方式。

负担能力仍是主要障碍。在缺电的家庭中，只有22%能够负担按月付费的一级太阳能套件，即这种按需付费（PAYG）系统将费用分摊到一段时间内。微电网同样可以覆盖那些原本可能要等待数年才能接入电网延伸的社区。许多离网系统的设计初衷就是作为过渡方案，之后再接入电网或微电网。

交通、供热与合成燃料的电气化

轻型道路车辆可以使用由太阳能充电的电池驱动，但航空和航运更难实现电气化，因为它们依赖燃料的高能量密度。一项澳大利亚研究指出，与其他交通方式相比，航空和航运的直接电气化十分困难。这一缺口推动了利用太阳能生产合成燃料的研究。位于德国于利希的Synhelion公司DAWN工厂，是世界上首座利用太阳热能生产合成燃料的工业级工厂。反射镜将阳光聚焦到一座塔上，塔内的传热流体被加热至高达1500 °C。这些热量驱动反应器，由二氧化碳和水制造合成气，再通过费托合成（Fischer–Tropsch synthesis）转化为合成原油，供炼制使用。产量很小，该工厂每年仅产出数千升燃料，但其产品的设计目标是能够在现有发动机和燃料基础设施中使用。利用太阳能驱动的二氧化铈氧化还原循环，则是另一条制取合成气的路线。

工业供热则是另一个问题。一些中温工业过程可以利用聚光太阳热能，而热储能还能让其在夜间继续运行。超高温钢铁冶炼则受到更多限制：并非所有高于500°C的供热需求都适合电气化，因为高炉炼钢需要燃料燃烧。因此，太阳热能可以在某些应用中替代燃料，但无法取代重工业中的每一种化石能源投入。

研究前沿与尚未解决的问题

突破单结效率上限与钙钛矿的耐久性

串联结构是突破单结器件效率极限的主要路径。2026年7月，LONGi（隆基绿能）宣布一款两端结构的晶硅–钙钛矿串联电池效率达到35.5%，该测量结果由意大利的欧洲太阳能测试装置（European Solar Test Installation，隶属欧盟委员会联合研究中心）认证。该公司于7月14日在上海的一场会议上公布了这一结果。公司未披露器件面积和详细电学数据，因此这一数字描述的是经认证的实验室器件，而非商用组件。此前的基准纪录为34.85%，由NREL于2025年认证（2025年4月宣布的直接可比纪录即为34.85%，同样由NREL认证）。扩大面积会带来性能损失：一块260.9 cm²的串联器件在NREL认证下达到了33%，但这一结果与上述数据不能直接比较，因为面积增大会带来涂层均匀性和电学损耗方面的问题。

理论上的空间要大得多：晶硅–钙钛矿串联电池的理论效率上限可达43%，而单结电池的理论上限为33.7%。

主要障碍在于耐久性。湿气、高温、紫外线以及离子迁移会逐步破坏吸光层。其内在原因主要有三类：吸水性、热敏感性，以及晶体内部的离子移动。环境因素可以通过封装加以应对，但钙钛矿材料本体及其与电荷传输层之间的界面则更难处理，其内在不稳定性仍是关键问题。一篇综述报告称，目前记录在案的钙钛矿电池最长运行寿命约为一年，而晶硅组件的预期寿命则以数十年计。常被引用的竞争力基准是每年的衰减率仅为0.25%至0.5%，这是钙钛矿电池要与商用光伏竞争所需达到的稳定性水平。近期的研究令人鼓舞，但仍未达到这一标准：2026年发表在《Nature Energy》上的一项研究报告，经认证效率为32.76%的串联电池，在连续运行超过1700小时后仍保持约91%的初始效率。由于各实验室的测试规程不同，这类结果很难直接比较。

制造环节是同一问题的另一面。目前生产仍处于中试规模，首批商用串联组件预计在2026年下半年问世，业内普遍将2026年视为商业化的门槛之年。

电网级的长时与季节性储能

日储能已经较为成熟。锂离子电池可以应对傍晚的用电高峰，熔盐储热则让聚光式电站能够在夜间继续发电。然而，以太阳能为主的电网需要跨越数周乃至数季度转移电能，把夏季的过剩电力留到冬季使用。电池在这一角色上成本高昂，因为其成本需要分摊到每年很少的循环次数上，因此随着储能时长增加，每千瓦时可输送电量的成本会急剧上升。通过电解制氢，再在涡轮机或燃料电池中转化回电力的方式可以储存数月，但往返效率较低，电解槽、储罐和再电力化设备的资本成本也很高。抽水蓄能依赖合适的地形条件，压缩空气储能和液流电池系统的规模仍然较小。因此，研究的方向是寻找更便宜的材料、更长寿命的系统以及更低的单位储能成本，但目前没有任何方案在电网规模上形成了稳定的成本曲线。

可回收性与对关键材料的依赖

报废处理正成为日益突出的问题。目前只有约十分之一的退役组件进入回收环节，其余大多被填埋、焚烧或掩埋。各方预测差异很大。在国际可再生能源署（IRENA）的常规损耗情景下，到2030年代初，累计光伏组件废料约为170万吨，到2050年代约为6000万吨。其他研究估计，到2050年硅基组件电子废料约为7800万吨，还有一项研究给出的数字是8800万吨；这一差异主要源于对组件寿命和早期失效率的不同假设。

回收的经济性取决于少数几种有价值的部件。银约占组件重量的0.05%，却占可回收材料价值的约14%，这使回收与硅电池金属化中的银用量直接相关。设计也在发生变化：一些公司（例如First Solar）从一开始就将其薄膜技术设计为便于回收。钙钛矿组件含有铅，这构成了障碍，与运行寿命以及开发可规模化、稳定的大面积组件一道，成为尚待解决的问题，因此铅的封装控制和无铅替代材料仍是活跃的研究课题。更广泛地看，设计者正试图减少对银、铟、碲等稀缺或高度集中的原料的依赖，这一担忧与本文其他部分讨论的供应链问题相互关联。

太阳能占比很高时的电网运行与市场设计

当太阳能提供的电量占比很大时，常规电厂需要承担的净负荷会在傍晚和夜间急剧攀升，这种形态被称为"鸭子曲线"。午间的过剩发电可能迫使弃电，而频率和电压控制也必须越来越多地依靠逆变器型电源，而非旋转式涡轮机。运营方需要更好的预测能力、灵活的水电和燃气电厂、需求响应、电池储能以及覆盖范围更广的输电网络。市场规则与硬件同样重要。当午间电价跌至接近零时，纯能量市场几乎没有动力去投资灵活性资源或储能，因此分时电价、容量补偿以及对快速响应服务的付费等方案正在试点。这些设计能否以所需的规模奖励灵活性，目前仍无定论。

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