近来“技术创新”和“质量控制”成为光伏行业的主旋律。据统计从2007～2015年短短8年间，光伏组件的市场价格从36元/W下降到现在的3.5～3.8元/W，下降了约86.4%；并网光伏系统价格从60元/W下降到7～8元/W，下降了86.7%，逆变器的价格从4元/W下降到0.4元/W以下，下降了90%。这无疑得益于技术创新、装备国产化、规模化生产和原辅材料的降价，我国的制造业为光伏成本的下降做出了重要贡献。然而，单纯从降低制造成本和系统的初投资上挖掘更大效益无疑非常困难。光伏应用技术上还有很大的创新空间，通过应用技术创新和精细化设计，多取得30%～40%的效益其实并不困难。本文将就近来应用技术的创新点进行介绍。
1、归一化度电成本是评价发电系统唯一的经济指标
全球对于不同类型的发电系统经济性的唯一评价指标是归一化度电成本（LCOE），而不是光伏电站的建设成本。LCOE的定义为：
LCOE=寿命期成本/寿命期发电量（元/kWh）（1）
式中，寿命期成本包括初投资和运行维护成本，还包括税收、贴现率和税率等；寿命期发电量的影响因素包括当地太阳能资源、光伏系统的配置（光伏－逆变器容量比）、系统的运行方式（固定安装还是向日跟踪）及光伏系统能效比（PerformanceRatio，PR），其中影响PR的因素包括组件衰降、积尘损失、失配损失、遮挡损失、温升损失、逆变器效率、弃光率、故障损失、交/直流线损等。
过去，开发商只盯住光伏部件的价格和系统的建设成本，其实如何降低运维成本和提高系统寿命期的发电量还有很大降低度电成本的空间，一味压低光伏部件的价格和系统造价潜力已经有限，有时甚至是愚蠢的，“杀鸡取卵”必然导致“唇亡齿寒”，让利益在光伏全产业链合理分配才能使光伏产业健康、可持续发展。目前最有效的降低光伏度电成本的应用端技术创新措施有：
1）光伏-逆变器容量比：投入产出比1：2，净增收益最少10%。
2）采用高可靠、低成本的太阳跟踪器：投入产出比1：3，净增收益至少20%。
3）分布式最大功率点跟踪（MPPT）：不增加投资情况下提高收益3%～5%。
4）智能化管理和运维：减少运维成本和故障损失，在不增加投资情况下提高收益3%～5%。5）目前国内光伏电站PR还偏低，约只有75%，至少还可提高5%。
6）同时采取多项措施，比常规光伏电站提高净收益40%较容易。
下面就主要创新技术进行介绍。
2、光伏-逆变器容量比和光伏超配设计
以往光伏发电系统的光伏与逆变器的容量比都是按照1：1设计，光伏电站的容量也按照光伏组件额定直流功率的代数和定义。近年来，欧美电网企业要求光伏电站按照交流并网功率申报、备案，且对光伏电站按照额定交流功率运行也提出一定要求。为保证在一定时段内光伏电站满功率运行，直流侧的光伏组件必须扩装，扩装比例依当地资源条件和系统电气效率不同，从20%～40%不等。扩装后发现光伏电站的收益明显增加，于是，光伏方阵的扩装迅速在欧美推广，并列入了即将发布的国际标准：IEC/TS62738《光伏电站设计导则》。
2.1、实例一
地点：青海格尔木；逆变器额定功率：500kW；日期：2014年9月13日。
光伏扩装前后功率的变化如图1所示。由图1可知，未扩装前，逆变器最大输出447kW，
500kW方阵光伏扩装20%，增加100kW光伏阵列、支架、汇流箱、电缆，增加投资约40万元；增加发电量18.52%（限光率1.24%）；当地光伏上网电价0.9元/kWh，年增加收益12.8万元；新增投资回收期仅3.52年，新增投资的内部收益率（IRR）高达28.8%。全年光伏电站的等效利用小时数从1800h提高到2100h以上，效益明显。
光伏方阵扩装比例并非越大越好，按照IEC/TS62738的要求，为保护逆变器，逆变器在达到额定功率时应限定功率运行（电网公司也不允许超功率运行）。因此，光伏扩装比例大将导致限功率比例增大，应当优化设计光伏逆变器容量比。
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