原标题：光伏LCOE解析及优化

长期来看，作为一种能源，度电成本是光伏和其他形式能源竞争的核心指标，也决定了光伏长期装机空间和天花板。考虑到光伏近十年超过 80%的发电成本降幅和持续不断的技术创新实现非硅成本进一步下降，而油、煤、气等传统能源的利用形式已非常成熟，我们有理由相信光伏将成为未来最有成本竞争力的一种能源形式之一。

LCOE 解析：组件成本占比降低，提升发电量更为可行

平准化度电成本（LCOE）是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化，再计算得到发电成本， 即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值，是不同形式能源之间成本比较的主要衡量方法。

降低系统造价和提升发电量是 LCOE 持续下降的主要来源。其中系统造价现值的主要影响因素包 括初始投资和资金成本（包括贷款比例和贷款利率）等；发电量现值的主要影响因素包括理论利用小时数、系统效率和组件衰减率等。

系统造价降幅趋缓，提升发电量更为可行

我们搭建了一个 100MW，年利用小时数为 1200h，单位投资成本为 3.5 元/W，贴现率为 8%的电站财务模型，分析各个因素变化对 LCOE 的影响:1) 初始投资：初始投资下降 10%、20%、30%，度电成本分别下降 8.2%、16.3%、24.5%；

1) 初始投资：初始投资下降 10%、20%、30%，度电成本分别下降 8.2%、16.3%、24.5%；

2) 贷款比例和利率：贷款比例增加 10pct，度电成本约提高 2%；贷款利率增加 1pct，度电成本升 高约 2.5%；两者对应资源差的地方更敏感；

3) 理论利用小时数：利用小时数增加 10%、20%、30%，度电成本分别下降 7.5%、13.7%、19.0%；

4) 系统效率（PR）：降低 5%，度电成本增约 4%，资源差的地方更敏感；

5) 组件效率衰减：每年少衰减 0.1%，度电成本下降约 1%；资源差的地方更敏感。

通过上述 5 个因素的影响对比发现：初始投资和发电量的变化对度电成本影响最大，其次为系统效率和贷款利率，组件衰减效率影响最小。

根据 CPIA 统计，2019 年国内地面电站和分布式系统成本分别下降 7.5%和 8.1%，预计未来每年 的降幅在5%以内，即系统造价的未来降幅会趋缓。从发电量来看，高效组件、双面发电、跟踪支架等技术能够轻松实现 10%-30%的发电量增益，提升发电量未来更为可行。2019 年新建的光伏 系统效率约为 82.7%，预计 2025 年提升至 84.6%，空间同样不大；贷款利率因投资方而异，组件衰减效率变化也同样较难。

组件占比显著下降，非技术成本矛盾凸显

组件成本占比已降至 40%以下，进一步下降边际贡献有限。2007 年，我国光伏系统价格约为 60 元/W，此时光伏组件约为 36 元/W，占比高达 60%；经过十余年的发展，尤其是晶硅组件的降价 以及增效对系统成本的摊薄作用，2019 年我国光伏系统价格已降至 4.5 元/W，其中组件均价为 1.75 元/W，占比下降至 38%。长期看，组件成本降幅趋缓，进一步下降难度较高；同时占比也将 进一步下降，导致对系统成本的下降贡献有限。

系统其他成本可以分为技术成本和非技术成本。其中，技术成本指的是逆变器、支架、汇流箱、线 缆等各类支持光伏系统发电的配套设备；非技术成本指的是电网接入成本、土地费用、各项税费等 与光伏技术发展无关的成本。根据 CPIA 统计，2016-2019 年我国地面非技术成本占比持续在 17%- 20%，下降幅度较缓，阻碍了光伏平价时代的快速到来。相比国际，我国在土地成本、电网接入、 融资成本等方面的非技术成本差距仍较大。

解决非技术成本可以分为两种思路：1）直接通过行政手段降低相关成本。但各项非技术成本涉及 到宏观经济、电力制度、政府税收、利益和责任分配等各方面因素，属于长期积累问题，需要循序 渐进，短期改善难度较大；2）提高单位发电量进行摊薄。如土地成本可通过提高组件效率进行摊 薄装机成本和 LCOE，电网接入成本、融资成本等也可通过提高单位装机容量的发电量进行摊薄， 相对容易。

LCOE 优化：降本遇瓶颈，提效正当时，精细化时代来临

建设模式：子方阵分块建设，集中升压并网

大型地面电站多采用分块发电、集中并网方案。系统阵列由若干个子方阵组成，每个子方阵均由太 阳能电池组、汇流设备、逆变设备及升压设备构成；在子方阵中，太阳能通过组件转换成直流电， 经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网 电压要求的交流电，接入公共电网。

通常，中小型光伏电站经一次升压即可接入电网，大型电站（>30 MW）需要二次升压，即电流经 子方阵逆变升压后汇入主变压器升压至 110kV、220kV 或者 330kV，再接入主网。这种方案扩容 方便，可以从几十兆瓦扩容到上百兆瓦，并且子方阵可选用大功率逆变器，降低成本。

子方阵的容量一般由逆变器容量决定。如每方阵电池板容量小于 1MWp，则会增加低压配电装置、 低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量按 2MWp 考虑，则 2MWp 容 量固定安装电池板布置面积将达到约 430×300 米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆 将达到 200-350 余米长，接近低压输电经济长度极限。

降低系统成本：组件降价边际贡献减弱，BOS 成本优化成关键

模型：组件、支架、逆变器构成系统成本核心三部件

我们搭建了一个主流的发电单元的投资成本模型。除了电网二次和升压变电设备（通常由电网掌控， 且难以下降）和土地税费等非技术成本，组件、支架和逆变器构成了系统成本的三个核心部分。

从成本结构来看，组件占比约 40%；面积相关的 BOS 成本占比约 35%，这部分可通过提高单位 面积的发电功率摊薄；容量相关 BOS 成本占比约为 25%，这部分受系统装机容量决定。

一方面，系统成本将从过去的主要依赖组件降价逐步过渡到组件和 BOS 成本同步下降的阶段，组 件降价对成本的贡献弹性在减弱；另一方面，如二次设备、土建、税费等均较为刚性，下降难度较大。

系统：高电压+高容配渐成主流，有效降低损耗、提升收益率

传统的电站设计模式下，系统电压等级通常采用 1000V；但近年来，1500V 的设计理念逐步从海 外向国内传递。2012 年，1500V 系统首次提出并使用；2014 年，FirstSolar 投资了第一个 1500V 光伏电站。根据 IHS 统计，2018 年全球 1500V 系统占比超过 60%；而根据 CPIA 统计，2019 起 国内大部分地面电站均采用 1500V 系统；而考虑运维安全等原因，分布式电站仍以 1000V 为主。

据测算，相同容量光伏方阵下，相比 1000V 系统，1500V 实现降本增效主要体现在：

1）子方阵组件串联数量可从 24 块/串提升至 34 块/串，减少了方阵数量。相应的，光伏线缆用量 大幅下降 48%，汇流箱等设备成本也降低约 1/3，成本降低约 0.05 元/W；

2）组件串联数量的增加，降低支架、桩基、施工安装等系统成本约 0.05 元/W；

3）1500V系统交流并网电压从540V提高到800V，并网点减少，交、直流侧系统损耗可降低1~2%。

4）根据海外市场的成熟案例，1500V 系统单个子阵最优容量可设计为 6.25MW，局部地区甚至达 到 12.5MW，通过提高单个子阵的容量减少变压器等交流设备的成本。

相较于传统的 1000V 系统，1500V 系统可降低成本 0.05~0.1 元/Wp，实际应用案例中发电量可提 升 1~2%。

高容配比成为国内近年来系统端另一大趋势。在光伏电站系统设计过程中，直流端接入的光伏组件 额定容量和逆变器输出额定功率比，称为容配比，早期通常为 1:1。欧美国家早期在对系统优化的 时候提出了“超配”的概念，通过提高容配比优化系统整体的发电受益。而随着组件价格的持续走 低，牺牲一部分组件成本而提高发电量和系统效率（PR）成为了可行的选择，全球“系统超配” 的概念开始流行。

2020 年以前，国内光伏电站的设计规范均按照 2012 年 11 月发布的《光伏发电站设计规范》(GB 50797-2012)，其规定容配比为 1:1，容配比未放开导致诸多公司的预算管理、电网的验收标准均 参考这个规范，国内超配迟迟未推开。而根据 2019 年 9 月国家发布的新版征求意见稿中，根据不 同资源地区将容配比放开到 1:1.2-1:1.8，政策上已放松，预计国内建设方将逐步采用。

超配的原理为提高交流端利用率。由于组件功率是按 1000W/m2 的辐照度测量的，但在电站实际 运营过程中，辐照度较多时候低于该强度，即实际输出功率低于额定功率；此外，光伏效率<1，且 组件功率会不断衰减；三者共同导致交流端（尤其是逆变器）容量大部分处于未充分利用的状态。而当容配比>1 时，由于弃光率并未同比例增加，但逆变器利用率增加，从逆变器~升压设备的投资 规模并未变化，因此小幅提高容配比通常会提高项目 IRR 和降低 LCOE。

超配提高电网友好性，利于电站并网。提高容配比能够提高逆变器利用率，使其输出功率在更长的 时间内处在峰值，输出曲线更为平滑；长时间的满载运行对于电网的资源调配也是一大利好，降低 其削峰填谷的压力。

容配比并非越大越好，存在最佳值，未来单位装机组件需求有望提升。当容配比过大时，由于弃光 率的增加，占地面积增加，线损增加等因素，反而抵消交流端优化带来的优势。一般来说，在电站 设计时最优容配比主要是由电站所处位置的光照条件决定的，同时还要考虑投资成本运维成本等 综合条件，以达到 LCOE 最低的效果。我们认为，目前国内大部分地区的最佳容配比大致在 1:1.1- 1.2 之间；随着组件价格的持续下降，该数值有望缓慢提升，并提高组件需求。

组件：大硅片+大版型，组件大型化成为当前降本利器

从统一再到多元化，硅片尺寸之争再起波澜。回溯光伏硅片的尺寸发展，大致可以分为四个阶段：

1）2013 年以前，硅片尺寸从 100mm、125mm 增大至 156mm（M0），产品较为多元化；2013 年底，隆基、中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克 5 家企业联合发布 156.75mm 硅片（M1 和 M2）， 约一年半以后实现统一，市占率达 85%，成为标准化选择。

2）2018H2 起，随着电池效率天花板日趋明显，部分企业开始通过 158.75mm（G1）、161.75mm 等尺寸的硅片提高组件功率，硅片的合理尺寸话题重新回到台前；

3）2019 年，隆基以存量电池产线能接受的最大尺寸为逻辑推出了 166mm（M6）硅片，随后中环 参考半导体经验，推出终极解决方案 210mm（M12,G12）硅片；

4）2020 年 6 月 24 日，隆基、晶科、晶澳等七家企业联合发布标准尺寸倡议，提议将 182mm（M10） 硅片作为标准，意图重新统一硅片尺寸；紧接着 7 月 9 日，中环、天合、东方日升等 39 家企业组 建“600W+光伏开放创新生态联盟”，意图更快推进 210 规模化；尺寸之争重新发酵。

大硅片带来通量价值，产业链配套是短期瓶颈，未来将多尺寸并行。硅片尺寸不断变大背后的推动 因素在于大硅片能够摊薄从硅片-电池组件生产过程中的设备、人工等成本，以及节约组件的边框、 焊带等相关辅材成本，实现更低的每瓦成本。根据我们的测算，当硅片尺寸从 156.75mm 增加至 210mm 时，从硅料-电池片的成本会从 0.473 元/W 下降至 0.406 元/W，降幅约为 14%。但 210 组 件目前面临产业链电池组件产线、辅材、运输等配套问题，因此东方日升首发的 210 组件采用了 5*10 的板型，但从组件效率来看并未充分发挥大硅片的优势。我们认为，未来一段时间内，166、 182、210 等尺寸组件将会并行，但整体往大尺寸演化的趋势基本确定。

此外，大版型（72/78 片电池）组件取代过去的小版型（60 片电池）成为目前地面电站的主要选 择；大硅片+大版型共同推动了主流单晶组件功率从2019年初的310W 左右到目前的400W 以上， 远超电池效率提升速度。今年 6 月底，隆基推出 540W/72 型组件 HI-MO5，组件效率超过 21%， 市场认可度较高。

但组件并非可以无止尽大型化，组件过大一方面对制造环节的一致性、碎片率等提出了要求，另一 方面也对设计、运输和安装过程提出了挑战，因此预计 72 版型 210 组件可能是未来很长一段时间 的上限。

总的来说，组件在子方阵的成本占比已降至 40%以下，且组件中辅材成本占比超过 50%，继续降 价难度较高，且对系统成本的边际改善趋弱；系统端，通过提高电压等级、提高容配比，采用大组 件等方式仍能有所摊薄 BOS 成本，但也难及历史十年 74%的系统成本下降幅度，且存在明显天 花板。因此，未来系统端成本绝对下降幅度将会显著趋缓，降低度电成本或需依赖提高发电量。

来源：未来智库

xiang

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