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：
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
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。
2.2、实例二
光伏-逆变器容量比与寿命期度电成本LCOE的关系见表1。由表1可知，最佳光伏-逆变器容量比为1.25。
3、太阳跟踪器
3.1、太阳跟踪器对提高发电量的贡献
采用太阳跟踪器的目的是减少余弦损失（即斜射损失），尽可能使光伏方阵正对太阳，即使方阵面的法线与阳光射线平行。太阳跟踪器可大幅提高光伏系统的发电量，下面是美国凤凰城气象站对于不同跟踪平面辐射量与水平面辐射量的30年（1961～1990年）平均对比数据。
气象台站：美国PhenixWBAN；编号：23183气象站；
纬度：33.43°N；经度：112.02°W；海拔：339m，气压：974mbar；
采用不同类型太阳跟踪器接收面辐射量与水平面和倾纬度角固定方阵面辐射量增益的比较结果见表3。
由表3可知，采用太阳跟踪器可比常规固定倾角方阵的发电量提高23.1%～36.9%，平均提高31%。当然，增益的多少与当地直射光的比例有关，直射分量越大，则跟踪器的效果越显著。
3.2、不同坐标系的太阳跟踪器
设计太阳跟踪器时首先要确定反映日-地关系的坐标系，坐标系不同则跟踪的参数完全不同，而机械设计和运行方式也完全不同。
反映日-地关系的坐标系分为地平坐标系和赤道坐标系，下面分别介绍。
3.2.1、地平坐标系
地平坐标系是以地平面为参照系，太阳位置由太阳高度角和太阳方位角确定。太阳高度角是太阳射线与地平面的夹角，在0°～90°之间变化；太阳方位角是太阳射线在地面上的投影与正南方向的夹角。光伏方阵同时调整倾角和方位角，就可跟踪太阳高度角和太阳方位角，使方阵的法线对准太阳。各相关参数（方阵法线、方阵倾角、方阵方位角等）与太阳高度角和方位角在天球上的定位关系如图3所示。
根据图3所示的定位三角形，可很方便地推导出地平坐标太阳入射角（太阳射线与方阵法线得夹角）的公式：
式中，α为太阳高度角；Z′为方阵任意时刻的倾角；γ为太阳电池方阵任一时刻方位角；β为太阳方位角。其中，固定安装：Z′=Z，γ=0°；方位角跟踪：Z′=Z，γ=β；双轴跟踪：Z′=90°-α，γ=β。根据式（2）即可计算地平坐标固定或跟踪系统任意时段（日期、时间）的太阳辐射量，这为开发地平坐标不同运行方式下计算日、月、年辐射量仿真软件奠定了基础。
3.2.2、赤道坐标系
赤道坐标系是以赤道平面和地轴为参照系，太阳位置由太阳赤纬角和太阳时角确定。太阳赤纬角是太阳射线与赤道平面的夹角，一年之中在+23.45°～-23.45°之间变化；太阳时角是由地球自转产生的，一天旋转360°，每小时15°，太阳在正南时，时角为0°。光伏方阵同时调整旋转角和倾角，就可跟踪太阳赤纬角和太阳时角，也可使方阵的法线对准太阳。赤道坐标系中光伏方阵各相关参数（主轴倾角、方阵倾角、主轴旋转角等）在天球上的定位三角形如图5所示。
根据图5所示的定位三角形，可很方便地推导出赤道坐标太阳入射角（太阳射线与方阵法线的夹角）的公式：
式中，Z为方阵向正南时的倾角；z为方阵面与跟踪主轴的夹角；Ω为方阵旋转角。
经过地平坐标和赤道坐标的变换，可推导出赤道坐标太阳入射角的表达式：
式中，φ为当地纬度；δ为太阳赤纬角；ω为太阳时角。其中，固定安装：Z′=Z-z=φ-z，Ω=0°，γ=0°；平单轴跟踪：Z=0°，z=0°，Ω=ωγ=90°；斜单轴跟踪：Ω=ω，Z=φ，z=0°；全跟踪：z=δ，Ω=ω，Z=φ。
对入射光强与cosθ的乘积积分（从日出到日落），即可求得日、月、年辐射量的结果。根据式（4）即可计算赤道坐标各种跟踪系统任意时段（日期、时间）的太阳辐射量，这也为开发赤道坐标不同运行方式下计算日、月、年辐射量仿真软件奠定了基础。
3.3、太阳跟踪器实例
3.3.1、地平坐标系统
地平坐标可分为固定安装（任意朝向）、方位角跟踪、倾角调节和双轴跟踪系统，如图6～9所示。
3.3.2、赤道坐标系统
赤道坐标可分为平单轴跟踪、斜单轴跟踪和双轴跟踪系统（固定安装与地平坐标物差别），如图10～12所示。
总之，无论是地平坐标系还是赤道坐标系的光伏太阳跟踪器，均已在全球得到应用，除了固定安装外，还有6种跟踪方式，地平坐标太阳跟踪器配重简单，但结构复杂；而赤道坐标太阳跟踪器结构简单，但配重不容易，开发商可根据需要自由选取。
3.4、反向跟踪技术和原理
由图13可知，如果设计光伏跟踪方阵8：00对准太阳，则8：00对准太阳开始，光伏方阵将自东向西跟着太阳转动，直到傍晚的设计位置。然而早晨自太阳出升到方阵对准太阳，以及下午从设计位置直到太阳落山，光伏方阵如果不采取措施，则东西方向的方阵必然会相互遮挡。
对于跟踪方阵，为了避免从日出到对准太阳的时段光伏方阵不受遮挡，则需采用反向跟踪技术。IEC/TS62727-2012《太阳跟踪器》技术标准中对太阳跟踪器有反向跟踪的要求。所谓反向跟踪技术，就是当太阳出升时，光伏方阵调整到水平放置，随着太阳升起，光伏方阵逐渐向东转动（而不是跟着太阳自东向西转动），在逐渐对准太阳的同时，避免相互遮挡，直到完全对准太阳。对准太阳之后，光伏方阵开始正常地自东向西随着太阳转动。下午时，在达到设计位置后，光伏方阵又开始自西向东反方向转动，始终避免方阵之间相互遮挡，直至放平。反向跟踪技术可使采用太阳跟踪器的光伏方阵完全避免遮挡，早晚的发电量至少可提高3%～5%。固定方阵由于没有调整能力，反而多多少少会存在遮挡。
赤道坐标跟踪系统反向跟踪时段的不遮挡倾角设计如图14所示。
由图14可知，方阵东西向轴间距D为设计间距，D已知。任意时刻方阵不遮挡倾角可由如下方程求得。
式中，D为光伏方阵轴间距；K为光伏方阵的宽度；Z为光伏方阵的倾角；r为方阵主轴方向，向南，r=0°；sinβ=cosδsinω/cosα；sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosω。
当地纬度φ、赤纬角（日期）δ确定后，可计算出太阳出升后每5min的太阳高度角和方位角，再通过式（5）可得到不遮挡倾角。地平坐标跟踪系统“反向跟踪”时段的不遮挡倾角设计如图15所示。
由图15可知，方阵东西向轴间距DZEW为设计间距，DZEW已知，从DZEW可求出东西向任意时刻的方阵间距D，且对于地平坐标跟踪系统，总有方阵方位角等于太阳方位角，即β=r。任意时刻方阵不遮挡倾角可由以下方程求得。
式中，D为东西向光伏方阵间距，D=DZEWsinβ，其中β=r′，r′为方阵方位角；L为光伏方阵的宽度（已知）；Z为光伏方阵的倾角；r′为方阵方位角。由式（6）可计算出太阳出升后每5min的光伏方阵不遮挡倾角。
4、结论
降低光伏系统归一化度电成本LCOE，除了要降低光伏部件和系统的造价外，还应当注意其他LCOE的影响因素，如光伏系统的运行维护成本，更重要的是提高光伏系统寿命期的发电量。本文详细介绍了光伏-逆变器最优容量比、太阳跟踪器及反向跟踪技术，其他提高系统发电量的措施还有分布式最大功率跟踪（MPPT）或组串逆变器、光伏电站智能运维系统、提高光伏电站的能效比（PR）等。采用多项应用技术创新可比常规光伏电站降低LCOE40%，或者说能在常规电站基础上有效提高40%的净收益。
中美于2014年11月12日共同发表了《中美气候变化联合声明》，中国计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年将非化石能源占一次能源消费比重约提高到20%。为达上述非化石能源20%目标，非化石能源贡献预计要达到12亿t标准煤。根据部分机构的预测，2030年水电装机4亿kW、核电1.5亿kW、风电4亿kW、光伏6亿kW。从现在起，要求光伏每年装机不少于35GW。如此大的规模，完全依赖国家补贴是不可能实现的。
新的能源转型战略提出了新的20%的非化石能源目标；新的目标导致新的装机规模为6亿kW；新的装机规模要求平价上网时间更快到来。中国可再生能源学会光伏专委会编制的“中国光伏发电发展路线图”中提出，2020年实现用电侧平价上网，光伏上网电价低于0.8元/kWh；2025年实现发电侧平价上网，达到0.5～0.6元/kWh。按照新的要求，2020年就必须实现光伏发电全面达到平价上网，即光伏上网电价达到0.5～0.6元/kWh，不再需要国家补贴。这就要求光伏电价要从现在的0.9～1.0元/kWh下降40%～50%。通过光伏制造业和应用技术创新的共同努力，这一目标是完全可以实现的。
LcosZ+（LsinZ）/tanα=D（6）
KcosZ+（KsinZ）cos（β-r）/tanα=D（5）
cosθ=cosZ′sinφsinδ+cosZ′cosφcosδcosω+sinZ′sinγcosδsinω+sinZ′cosγsinφcosδcosω-sinZ′cosγcosφsinδ（4）
sinZ′cosγ=-cosZsinz+sinZcoszcosΩ（3）
cosZ′=sinZsinz+cosZcoszcosΩsinZ′sinγ=sinΩcosz
cosθ=cosZ′sinα+sinZ′cosαcos（γ-β）（2）
地点：格尔木；电站功率：10MW；运营期：20年；初始年等效利用小时数：1800h；20年内线性衰降：20%。
地点：青海格尔木；逆变器额定功率：500kW；日期：2014年9月13日。
LCOE=寿命期成本/寿命期发电量（元/kWh）（1）
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201511/30/92890.html
