来自光伏市场一线的经验分享，告诉你装高效单晶PERC的优势！
面积相关成本ARC（Area relation cost）是我为了方便大家清晰理解高低功率组件合理价差而引入的重要概念，本文将会就这一概念进行深入解读，让大家也学会用清晰明了的公式计算不同功率组件的合理价差，方便电站业主进行经济理性决策。
面积相关成本是指：光伏电站建设过程中和组件的面积直接相关的成本；例如光伏电站的运输、安装、线缆、支架、运维、土地等均为面积相关成本。面积相关成本与我们所熟悉的BOS成本有很大重叠部分，但也有诸多不同，例如逆变器成本算入BOS成本，但是逆变器属于容量相关的成本，功率越高逆变器成本就越大，所以选用高功率组件并不能摊低逆变器的成本；再例如运维成本属于电站建设好以后正常运营的支出，例如清洗维护成本、线缆更换、支架更换等维修成本。运维成本和面积相关，例如清洗面积越大清洗成本越高。但是运维成本并不算入BOS成本中。所以面积相关成本和BOS成本的区别以及共同点如下表：
面积相关成本 BOS成本
共同点 共同包含运输、安装、支架等成本
不同点 不包含逆变器成本
但包含运维成本 不包含运维成本
但包含逆变器成本
面积相关成本以单块组件所需为单位，不同电站类型、不同建设区域以及不同的劳动力成本都会导致面积相关成本有很大不同。但是综合各地、各种类型电站建设成本，我们会发现面积相关成本往往介于400元/片~800元/片之间。这就是说，电站建设过程中一片60型组件的运输、安装、支架、桩基、土地所需最少成本也在400元以上。所以提高发电功率摊低单位面积的相关成本成为急需解决的问题，也是高功率组件价格更贵的经济合理性基础。
由于不同组件封装形式不同、硅片质量不同、电池路线不同会导致功率有较大差异，目前普通多晶组件功率为275W，而单晶perc组件功率已经普遍达到300W+甚至310W的水平。我们选取单块组件面积相关成本为500元的常规电站为例，功率275W的组件单瓦需要摊销面积相关成本为500÷275=1.81元；功率达到305W的组件单瓦所摊销面积相关成本为500÷305=1.64元。功率更高的组件单瓦摊销面积相关成本更低，这是合理价差的根本来源，于是：
合理价差=500÷275-500÷305=0.17元。
按照上面的思路，我们可以先得到一个基本的计算合理价差的公式：
但是上述简单的计算公式有一个重大缺陷，那就是没有考虑perc大约3%的发电量增益。就是说305W的单晶perc组件等效于305W×1.03=314W的常规组件。单晶perc组件发电量有增益是有实证数据支持的，而且其理论原因也比较清晰，主要是由于：
1、单晶perc组件弱光效应好，由于能更好的吸纳弱光，电站每天启动时间更早、关闭时间更晚，相当于是每天早起晚睡勤劳的好同志。
2、第二个原因是工作温度低，由于单晶perc组件转化效率更高，工作时以热的形式耗散的能量少，正午艳阳高照下单晶perc组件相较于常规组件工作温度更低，我们都知道高温不利于组件正常发电，组件一般温度系数为0.46%，就是意味着组件温度每升高1度，发电量就会减少0.46%。更低的工作温度是提升发电量的又一关键原因。
当我们把单晶perc组件这3%发电增益也纳入考量带入计算公式时，结果就会大有不同。考虑3%的发电增益后主要带来两个变化：
1、等效功率变大，305W的单晶perc组件实际上相当于305×1.03=314W的常规组件。进而可以使面积相关成本摊低更多。
2、由于组件销售时还是按照305W的功率来计价，多发电相当赠送了一定功率的组件。就是说314W-305=9W相当于是赠送的。按照当前普通多晶组件2.45元/W的价格计算，价值相当于2.45×9=22元。由于组件功率是305W，则每瓦对应的价值为22÷305=0.072元。
考虑上述两个因素以后，对于一个每片60型组件面积相关成本为500元的电站项目，275W多晶组件和305W单晶组件的单瓦合理价格差为：
500÷275 - 500÷(305×1.03)+0.072=0.297元
这个公式可以分为三个部分来理解：
1、500÷275 是指面积相关成本500元的电站选用275W组件，单瓦所需摊销的成本。
2、500÷（305×1.03）是指一块组件面积相关成本为500元的电站项目选用305W功率的组件并且考虑3%的弱光效应发电增益后，单瓦功率要摊的成本。
3、0.072是指305W的单晶perc组件考虑3%的发电增益以后等效于314W的组件，但是组件销售的时候还是按照314W来计算，所以实际相当于“赠送”9W的功率，按照当前多晶组件每瓦售价2.45元计算，9W功率价值2.45×9=22.05元，对于一个305W的组件单瓦带来的价值提升为22.05÷305=0.072。
最后值得我们特别注意的是：这个公式最终结算得出的0.297元是该类电站最大可承受的价格差，如果此时单晶perc组件与常规多晶组件价格差＜0.297元，则从经济理性的角度理应选择单晶perc组件，因为虽然价格贵一些但在电站假设过程中带来的摊销价值更大；但是如果单晶perc组件价格差＞0.297，则从经济理性选择的角度，选择常规多晶组件更合适一些。
其实这个思维模型可以推而广之，可以用来计算双面组件的合理价差，对于有条件使用双面组件且假设背面功率增益为7%，面积相关成本为500元的电站项目，275W普通单面组件和300W双面组件的合理价差计算公式为：
500÷275 - 500÷(300×1.1)+0.245=0.548元
同样道理，这个公式也可以分为三个部分来解释：
1、500÷275 是指面积相关成本500元的电站选用275W组件，单瓦所需摊销的成本。
2、500÷(300×1.1）是指一块组件面积相关成本为500元的电站项目选用300W功率的组件并且考虑3%的弱光效应发电增益,以及7%的背面发电增益效应（合计10%的增益），单瓦功率要摊的成本。
3、0.245是指300W的双面组件，考虑弱光效应增益3%以及背面增益7%以后，等效于300×（1+3%+7%）=330W，相当于赠送30W功率的组件。按照当前组件价格2.45元计算，价值为73.5元，单片组件功率300W，则单瓦价值为73.5÷300=0.245元。
考虑这三个部分的增益以后，得出的结论我自己都是吃惊的，300W的单晶perc组件比275W的多晶组件卖贵0.5元都是合理的！所以对于地面电站有条件使用双面组件的项目，我的建议是能使用双面组件就选用双面。
大逻辑：
最近这些年，人力成本是不断上涨的，即便是印度地区，由于经济的发展，长期看人力成本也都是上涨趋势。再看看电站建设过程中所使用到的钢材、线缆等大宗商品，也是出在不断上涨的趋势中。这样的大格局下，要想继续降低光伏电站的建设成本，除了降低组件价格以外，最有效的办法便是提升组件效率了。有一些电站项目，面积相关的成本在项目总成本中占比突破一半，未来提效率带来的降本效果很可能远大于单纯降低组件价格所带来的效果。这也是我笃信单晶技术路线的最为核心、最为重要的原因。
我们再把这个思维模型推广到未来N型HIT电池路线，得到的效果就更加不可思议了，据说海外已经有优秀厂商可以把HIT组件正面功率做到360W，而且HIT同等容量的发电增益效果更加显著，双面率可以轻松做到90%+，那么360W的叠瓦双面HIT组件与当前275W的普通多晶组件合理价差是多少呢？
500÷275 - 500÷(360×1.15)+0.36=0.97元
就是说如果当前能生产出正面功率360W的HIT叠瓦双面组件，其每瓦卖贵0.9元以上都是完全合理的。高效高功率所体现出来的威力显露无遗，高效化几乎是未来的必然选择，理清这一事实，推广产业相关认知是本文期待的意义所在。
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(一)推动工艺技术进步，实现转型升级
发展清洁、安全、低能耗、高纯度、规模化的多晶硅生产技术，提高副产物综合利用率，缩小与国际先进生产水平的差距。实现太阳能电池生产技术的创新发展，鼓励规模化生产，提高光伏产业的核心竞争力。推动行业节能减排。密切关注清洁、环保的新型光伏电池及材料技术进展，加强技术研发。
(二)提高国产设备和集成技术的研发及应用水平
以提高产品质量和光电转换效率，降低生产能耗为目标，支持多晶硅、硅锭/硅片、电池片及组件、薄膜电池用关键生产设备以及发电应用设备研发与产业化，加强本地化设备的应用。推动设备企业与光伏产品企业加强技术合作与交流。
(三)提高太阳能电池的性能，不断降低产品成本
大力支持低成本、高转换效率和长寿命的晶硅太阳能电池研发及产业化，降低电池产品成本和最终发电成本，力争尽快实现平价上网。推动硅基薄膜、铜铟镓锡薄膜等电池的技术进步及产业化进程，提高薄膜电池的转率效率。
(四)促进光伏产品应用，扩大光伏发电市场
积极推动上网电价政策的制定和落实，并在农业、交通、建筑等行业加强光伏产品的研发和应用力度，支持建立一批分布式光伏电站、离网应用系统、光伏建筑一体化(BIPV)系统、小型光伏系统及以光伏为主的多能互补系统，鼓励大型光伏并网电站的建设与应用，推动完善适应光伏发电特点的技术体系和管理体制。
(五)完善光伏产业配套服务体系建设
建立健全标准、专利、检测、认证等配套服务体系，加强光伏行业管理与服务，支持行业自律协作。积极参与国际标准制定，建立完善符合我国国情的光伏国家/行业标准体系，包括多晶硅材料、电池/组件的产品标准，光伏生产设备标准和光伏系统的验收标准等。加快建设国内认证、检测等公共服务平台。
五、"十二五"发展重点
(一)高纯多晶硅
支持低能耗、低成本的太阳能级多晶硅生产技术。在现有的基础上，通过进一步的研究、系统改进及完善，支持研发稳定的电子级多晶硅生产技术，并建立千吨级电子级多晶硅生产线。突破高效节能的大型提纯、高效氢气回收净化、高效化学气相沉积、多晶硅副产物综合利用等装置及工艺技术，建设万吨级高纯多晶硅生产线，综合能耗小于120度/公斤。
(二)硅碇/硅片
支持高效率、低成本、大尺寸铸锭技术，重点发展准单晶铸锭技术。突破150-160微米以下新型切片关键技术，如金刚砂、钢线切割技术，提高硅片质量和单位硅材料出片率，减少硅料切割损耗。
(三)晶硅电池
大力发展高转换率、长寿命晶硅电池技术的研发与产业化。重点支持低反射率的绒面制备技术、选择性发射极技术及后续的电极对准技术、等离子体钝化技术、低温电极技术、全背结技术的研究及应用。关注薄膜硅/晶体硅异质结等新型太阳能电池成套关键技术。
(四)薄膜电池
重点发展非晶与微晶相结合的叠层和多结薄膜电池。降低薄膜电池的光致衰减，鼓励企业研发5.5代以上大面积高效率硅薄膜电池，开发柔性硅基薄膜太阳电池卷对卷连续生产工艺等。及时跟进铜铟镓硒和有机薄膜电池的产业化进程，开发并掌握低成本非真空铜铟镓锡薄膜电池制备技术，磁控溅射电池制备技术，真空共蒸法电池制备技术，规模化制造关键工艺。
(五)高效聚光太阳能电池
重点发展高倍聚光化合物太阳能电池产业化生产技术，聚光倍数达到500倍以上，产业化生产的电池在非聚光条件下效率超过35%，聚光条件下效率超过40%，衬底剥离型高倍聚光电池转化效率在非聚光条件下效率超过25%。突破高倍聚光太阳电池衬底玻璃技术、高效率高倍聚光化合物太阳电池技术、高倍率聚光电池测试分析和稳定性控制技术等，及时发展菲涅尔和抛物镜等配套设备。
(六)BIPV组件
重点发展BIPV组件生产技术，包括可直接与建筑相结合的建材、应用于厂房屋顶、农业大棚及幕墙上的双玻璃BIPV组件、中空玻璃组件等，解决BIPV组件的透光、隔热等问题，设计出美观、实用、可直接作为建材和构件用的BIPV组件。扩大建筑附着光伏(BAPV)组件应用范围。
(七)光伏生产专用设备
支持还原、氢化等多晶硅生产设备，大尺寸、低能耗、全自动单晶炉，吨级多晶硅铸锭炉，大尺寸、超薄硅片多线切割机，硅片自动分选机等关键生产设备。支持多槽制绒清洗设备、全自动平板式等离子体增强化学汽相沉积(PECVD)、激光刻蚀机、干法刻蚀机、离子注入机、全自动印刷机、快速烧结炉等晶硅太阳能电池片生产线设备和PECVD等薄膜太阳能电池生产设备。促进光伏生产装备的低能耗、高效率、自动化和生产工艺一体化。
(八)配套辅料
在关键配套辅料方面，实现坩埚、高纯石墨、高纯石英砂、碳碳复合材料、玻璃、乙烯-醋酸乙烯共聚物(EVA)胶、背板、电子浆料、线切割液等国产化。
(九)并网及储能系统
掌握太阳能光伏发电系统集成技术、百万千瓦光伏发电基地的设计集成和工程技术，开发大功率光伏并网逆变器、储能电池及系统、光伏自动跟踪装置、数据采集与监控系统、风光互补系统等。
(十)公共服务平台建设
支持有能力的企事业单位建设国家级光伏应用系统检测、认证等公共服务平台，包括多晶硅、电池片和组件、薄膜电池的检测，光伏系统工程的验收等。支持相关服务平台开展行业共性问题研究，制订和推广行业标准，研发关键共性技术等。
六、政策措施
(一)提升光伏能源地位，加强产业战略部署
光伏能源是一种可持续、无污染、总量大的绿色新能源，应当充分认识太阳能光伏发电的战略价值和重要意义，切实在国家能源经济和社会可持续发展的总体部署中予以统筹考虑，提升太阳能光伏产业在国民经济发展中的战略地位。通过实施工业转型升级和可再生能源等相关规划，统筹制订产业、财税、金融、人才等扶持政策，积极促进我国光伏产业健康发展。
(二)加强行业管理，规范光伏产业发展
根据产业政策要求和行业发展实际需要，切实加强行业管理，推动行业节能减排，规范我国光伏产业发展，建立健全光伏行业准入标准，引导地方政府坚决遏制低水平重复建设，避免一哄而上和市场恶性竞争。推动相关职能部门联合加强产品检查，对于不达环保标准、出售劣质产品、扰乱正常市场竞争秩序的企业，依照相关规定给予处罚和整顿。
(三)着力实施统筹规划，推进产业合理布局
加强行业统筹规划，推动企业转型升级，坚持市场主导与政府引导相结合，扶持产业链完备、已具有品牌知名度的骨干企业做优做强。鼓励实力领先的光伏企业依靠技术进步、优化存量、扩大发展规模，实施"走出去"战略，积极参与国际产业竞争。实施差异化政策，引导多晶硅等产业向西部地区转移。推动资源整合，鼓励企业集约化开发经营，支持生产成本低、竞争力强的企业兼并改造生产经营不佳的光伏企业。
(四)积极培育多样化市场，促进产业健康发展
推动制订和落实上网电价实施细则，继续实施"金太阳工程"等扶持措施，鼓励光伏企业与电力系统等加强沟通合作，加快启动国内光伏市场。坚持并网发电与离网应用相结合，以"下乡、富民、支边、治荒"为目标，支持小型光伏系统、离网应用系统、与建筑相结合的光伏发电系统等应用，开发多样化的光伏产品。通过合理的电价标准、适度的财政补贴和积极的金融扶持，积极扩大国内光伏市场。
(五)支持企业自主创新，增强产业核心竞争力
支持光伏企业转型升级，通过技术改造等手段扶持掌握自主技术的骨干企业，巩固和提高核心竞争力。加大对光伏产业技术创新的扶持力度，重点支持多晶硅节能降耗、副产物综合利用、太阳能电池高效高质和低成本新工艺技术的研发和产业化项目。加强产学研结合，支持关键共性技术研发，全面提升本土化光伏设备技术水平。加大人才培养力度，支持建立企业技术研发中心与博士后科研流动站。
(六)完善标准体系，推动检测认证、监测制度建设
重视光伏产品和系统标准体系建设，以我国自主知识产权为基础，结合国内产业技术实际水平，推动制定多晶硅、硅锭/硅片、太阳能电池等产品和光伏系统相关标准，积极参与制订国际标准，建立健全产品检测认证、监测制度，促进行业的规范化、标准化发展。加强对光伏产品质量标准符合性的行业管理，避免劣质产品流入市场。推动企业加强光伏产品回收。
(七)加强行业组织建设，积极参与国际竞争
建立健全光伏行业组织，推动行业自律管理，加强行业交流与协作，集中反映产业发展愿景，打造国内光伏产业合作创新平台。充分发挥市场机制作用，以行业组织为纽带，以企业为主体，以市场为导向，提高产业应对国际竞争和市场风险的能力。加强国际交流和合作，优化产业发展环境，完善出口风险保障机制，鼓励企业积极争取海外资金，巩固和拓展国际市场。
要稳定运营百万瓦（MW）级光伏发电业务并提高盈利能力，发电运营商必须具备电气设备知识，构建并运营适合的光伏发电系统。 与光伏发电系统的总体效率相关的有两个要素，一个是太阳能电池板本身的转换（发电）效率，另一个是如何使太阳能电池板所发电力损失最小地并入系统电网。后者取决于太阳能电池板的发电量与在系统电网接入点位置输出的电量之差。这一电量差被称为“中间损失”。一般来说，太阳能电池板的转换效率容易成为关注的焦点，但即便转换效率低一些，但增加电池板的面积及数量，就能获得相同的发电量。所以对于MW级光伏电站的系统设计来说，如何降低“中间损失”非常重要。 关于太阳能电池板的转换效率，需要留意的一点是，电池板上的电池单元（发电元件）的温度会会左右发电效率。尤其是使用结晶硅类单元的电池板，温度上升会导致转换效率明显下降。太阳能电池板的转换效率通常是在电池单元温度为25℃时测量的数值，但电池单元的温度达到25℃时，周围的气温往往会比之低20℃～30℃，在日本，除非在冬季，否则很难达到产品目录上标明的转换效率。 关于“中间损失”，日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）发布的《大规模光伏发电系统导入指南及辅助工具》（以下简称《指南》）介绍称，这种损失高达约20％。造成损失的原因有好几个，首先是布线造成的损失。布线越长损失越大。《指南》称，PCS之前的直流电布线部分会损失10％，PCS将直流电转换为交流电时会损失4.3％，从PCS到系统电网的交流电布线部分会损失1.6％。再加上远程管理系统及监控电源等站内负荷（2.0％）、为PCS机箱散热的功耗（1.1％）及PCS的待机功耗（1.6％），中间损失约为20％。顺便一提，TMEIC生产的PCS的效率为97％，采用这种PCS时，转换损失只有3％。太阳能电池板所发电力在流入系统电网卖出之前，会损失20％左右（点击放大） 提高MW级光伏电站系统总体效率的方法主要有以下三个：（1）缩短布线、（2）提高太阳能电池板及PCS等发电设备的效率、（3）提高接入电网时使用的升压变压器的效率。 缩短布线方面，太阳能电池板与PCS的配置十分重要，因为这会影响到太阳能电池板到PCS以及PCS到电网接入点的布线的长度。大多数光伏电站都会在铺设的太阳能电池板的正中间配置PCS，然后从此处开始沿直线将电线铺设到电网接入点，其原因就是这种方式的总布线长度最短，提高升压变压器的效率方面，由于这种设备是日本《节能法》中“领跑者制度”的对象，各公司展开了技术开发竞争，如果光伏电站选择高效率的产品，损失就会相应减少。
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一是表面的污浊影响了光线的透射率，进而影响组件表面接收到的辐射量。
二是组件表面的污浊因为距离电池片的距离很近，会形成阴影，并在光伏组件局部区域形成热斑效应，进而降低组件的发电效率，甚至烧毁组件。
恰当地进行光伏面板的清洁，才能延长光伏电站的使用寿命，提高光伏面板的工作效率，从而提高发电量。
利尔阳光光伏板清洁机器人轻巧便携轻松装卸，随车携带，可方便的为运维团队多点作业提供便携。
光伏行业发展趋势是：
1、产业规模持续扩大：由于光伏发电技术革新不断涌现、光伏产品成本持续降低，平价上网在全球绝大多数国家和地区指日可待，光伏发电成为各国重要的能源结构改革方向，包括中国、印度、美国、欧盟主要国家和沙特等能源大国纷纷宣布了大规模的新能源规划。
2、产品性能持续提升：技术进步仍将是光伏产业发展主题。2019年底，产业化生产的主流高效多晶硅电池转换效率将超过20%，单晶硅电池有望达到22.5%-23%，主流组件产品功率将分别达到285W和320W。单晶连续投料生产工艺和大容量铸锭技术持续进步；多晶硅片金刚线切割应用范围将会进一步扩大到30%，单晶硅片将完成金刚线切割的替代。
3、分布式光伏快速发展：分布式光伏具有安装灵活、投入少、方便就近消纳的优点，有利于解决我国发电与负荷不一致的问题，同时大幅降低传输损失，减少对大电网的依赖，并缓解电网的投资压力。
4、单晶硅电池市场逐步增大：随着光伏市场的不断发展，高效电池将逐渐占据市场的主导地位。根据中国光伏行业协会的预测，未来几年单晶硅电池市场份额逐步增大，2018年单晶硅片市场份额已经超过40%，2019年将超过一半，其中N型单晶硅片的市场规模也将逐年提升。
5、平价上网加速到来：随着政策支持和技术进步，我国光伏发电产业成长迅速，成本下降和产品更新换代速度不断加快，目前，用电侧在部分地区已可以实现平价，2019年1月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，推进风电、光伏发电平价上网项目和低价上网试点项目建设。
《规划》指出，到2025年，住房和城乡建设领域科技创新能力大幅提升，科技创新体系进一步完善，科技对推动城乡建设绿色发展、实现碳达峰目标任务、建筑业转型升级的支撑带动作用显著增强。
《规划》提到城乡建设绿色低碳技术研究，指出以支撑城乡建设绿色发展和碳达峰碳中和为目标，聚焦能源系统优化、市政基础设施低碳运行、零碳建筑及零碳社区、城市生态空间增汇减碳等重点领域，从城市、县城、乡村、社区、建筑等不同尺度、不同层次加强绿色低碳技术研发，形成绿色、低碳、循环的城乡发展方式和建设模式。
《规划》还包括城市低碳能源系统技术。研究基于建筑用户负荷精准预测与多能互补的区域建筑能效提升技术，开展高效智能光伏建筑一体化利用、“光储直柔”新型建筑电力系统建设、建筑-城市-电网能源交互技术研究与应用，发展城市风电、地热、低品位余热等清洁能源建筑高效利用技术。
《规划》提出，研究零碳建筑、零碳社区技术体系及关键技术，开展高效自然通风、混合通风、自然采光、智能可调节围护结构关键技术与控制方法研究，研究零碳建筑环境与能耗后评估技术，开发零碳社区及城市能源系统优化分析工具。
此外，《规划》提到了城镇老旧小区功能提升技术。研究老旧小区改造规划设计技术方法、地下管网改造与修复技术、停车设施提升改造技术，研究老旧小区改造中的存量空间再利用模式及运营维护长效机制。
《规划》还包括城市基础设施数字化网络化智能化技术应用，以建立绿色智能、安全可靠的新型城市基础设施为目标，推动5G、大数据、云计算、人工智能等新一代信息技术在城市建设运行管理中的应用，开展基于城市信息模型(CIM)平台的智能化市政基础设施建设和改造、智慧城市与智能网联汽车协同发展、智慧社区、城市运行管理服务平台建设等关键技术和装备研究。(中新经纬APP)
