日前，山西阳泉和芮城2016年光伏领跑者招标文件下发。作为新批复的光伏领跑者基地，阳泉和芮城对光伏逆变器的技术标准要求备受业界关注。笔者注意到，招标文件中将集散式方案归类为“新型方案”，并要求集散式逆变器系统综合效率不低于传统逆变器效率指标，必须提供检测报告。
阳泉、芮城领跑者招标文件对于集散式逆变器的特别要求，印证了大多数光伏行业人士的隐忧。最早在2009年提出并实现集散式解决方案的Satcon公司，就因产品质量问题导致逆变器故障连连，最终在2011年以破产告终。集散式逆变器解决方案重新进入大众视野，有人认为是“冷饭热炒”赚足噱头，也有人认为是技术路线的又一次革新。在此，笔者就从发电效率、可靠性、安全性三方面分析集散式逆变器的优劣。
发电量折损抵消系统效率集散发电量比组串低2%以上
一直以来，集中式和组串式被视为逆变器两大主流技术路线。集散式方案在中国兴起于近两年，该解决方案通过在传统的光伏汇流箱内部增加DC/DC升压变换硬件单元和MPPT控制软件单元，实现了MPPT的分散跟踪功能，降低了组件参数不一致、局部阴影、仰角差异等导致的效率损失，可以提升系统发电量。
然而，集散式方案中升压汇流箱存在大量熔丝，且boost升压产生更多热量，熔丝失效将导致电站收益损失。笔者算了一笔账，集散式逆变器系统直流熔断器平均故障率在10%以上，按照电站平均每月巡检1次的频率，则25年内因为熔断故障导致系统平均发电量损失0.03-0.05元/W以上。如果这一数据还不够具体，笔者再来算一笔账：集散式2MW单元运行自耗电高达3300W，按照一类地区理论发电1700小时计算，以100MW的电站为例，每年可损失发电量28万度以上。将这一数据放大到电站25年的生命周期，电站业主将损失发电量收益550万元，等于又是1个0.05元/W。经此细算，在25年的生命周期中，总体会损失0.08-0.1元/W。由此可见，集散式所带来的系统发电量提升完全被其因其故障以及自耗电带来的发电量损失率所抵消，甚至极大可能使电站整体收益产生负的影响。
据笔者拿到的最新领跑者并网中的某项目实际发电量比拼报告(如下表，发电量统计为7.23日至8.2日，根据并网侧电表读数)，该电站中集散式、集中式、组串式三种逆变器方案在地形条件基本相同(组串式所选地形略占下风)的情况下，发电量对比结果令人惊讶，集散式方案发电量却比组串式低2.49%。
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