问其原因，主要是由于光伏组件这部分出了问题，他想从一线组件厂家拿优质组件(A类光伏组件)，以4.1元价格销售给安装商(利润只有5%)，结果调研下来，光伏安装商都不愿意采购，因为市场上同品牌的组件售价只有3.5-3.6元;更有其他一线厂家的组件价格低于3元，经过详细了解后发现这些组件都是厂家的等外品(B类光伏组件)，出厂时峰值功率可以保证，但是组件不同负荷下的一致性，以及衰减的稳定性得不到厂家质保。最后询问下来只有一家光伏小型安装商由于给客户提供发电量担保，愿意购买A类光伏组件，其余企业都表示很难考虑。
光伏组件在生产过程中，为了确保客户的发电性能，一般都会在出厂时做严格检测，凡是一致化程度较差或有一些瑕疵的组件都会做等外品处理，也就是说每个厂家在生产过程中都会产生一定数量的等外品(B类光伏组件)，而这类组件必将流向市场。既然这是不可避免的行为，那么我们在采购组件时如何去选择呢?以下就通过数据来分析下，A类光伏组件和B类组件对于应用上的收益影响和综合性价比;
对于部分厂家采用B类电池片生产的组件，不在此次分析的样例内。
通过光伏宝进行模拟计算，选择上海地区一个100kW的光伏电站采用完全并网发电模式，且无贷款情况下，按照30度最佳倾角设计，选择初投资均价为8元/W，则收益率为7.41%;如下图
根据以上模拟计算可以看出，如果系统造价差异为0.9元/W，那么损失10%发电量是可以接受的。那么A、B组件的发电量差异能达到或超过10%么?我们来求助于绿色电力网看看。
光伏电站如采用B类组件，和A类组件相比，其发电量影响会有多大?
差异可以达到10%以上，部分电站差异可达20%;
这个说法有根据么?
这是根据绿色电力网上监测的1.5GW光伏电站数据分析获得结果;
B类组件的具体差异表现有做过分析么?
有做过一些分析，从数据表现出来的主要是两类，一类是不同负荷下B类组件输出性能一致性较差;二类是B类组件对于温度敏感性更高(温度系数较大);下面举两个例子来直观说明下：
选择一个采用B类组件的项目，装机容量为5.92kW，在2015-3-1当天，峰值日照时数为4.07h，每千瓦发电量为4.037kWh;
时间到了2015-7-14，当天的峰值日照时数为4.05h，然而每千瓦发电量变成了3.345kWh;见下图
根据组件温度系数，7月14日和3月1日的组件最高温度差异为20度，那么实际应该产生的系统发电量降低为9%(功率温度系数按照-0.45%/℃)，而实际系统发电量变化比率达到了17%以上，这就说明了组件的温度特性超越了正常值;也基于此，此电站3月1日的发电能力排名(每千瓦发电量)在上海地区的两百多个电站中列前十，然而到了7月14日却名列第53位;
再说一个例子，在某城市安装了同样装机容量的6个电站，这些电站采用最佳倾角，安装于地面，除一个电站受到树荫遮挡影响较大外，其余电站均正常设计(在夏天一般设计间隔损失小于2%)，而在同一天发电量差异超过12%;100kW电站规模下，逆变器采用组串或集中式对于发电量影响不超过2%，那么发电量不同则主要来自于光伏组件的差异;
那么发电量存在如此大的差异，在使用B类组件情况下有没有办法减小发电量损失?
由于组件厂家对于等外品(B类组件)很少再以发电量影响大小做细分，很多情况下是由于其中几块组件影响了整体的发电量，可以采用安装功率优化器或组件逆变器来抵消组件差异带来的发电量损失，可将发电量影响控制在5-8%左右;
虽然绿色电力网给出了解决办法，但据了解，光伏优化器会使得系统成本增加约1元左右，组件逆变器成本增加更大，除非将B类组件的售价降低1.5元-2元，才能够使其与A类组件达到同等的收益率。而现实情况下却达不到这么高的价差。
那么是安装商(EPC)为了逐利而选择采用B类组件么?从市场调研情况看，也并非完全如此，有很多贸易商从组件厂家低价拿来B类组件后，按照略低于A类组件价格进行销售，很多新进入市场的EPC并不懂得分辨好坏;甚至有些投资者明知是B类组件，以为有了厂家的峰值功率保证，发电量影响不大，而盲目的选择低价的组件。
曾经有很多人说上海安装光伏电站后的首年发电量只有1100kWh/kW左右，我只能一笑置之，因为知道这些都是被B类组件所误导的从业者。
今天听说有一家中小型银行已经开始对于光伏电站实行无担保贷款，对于光伏行业是一大利好，可是又担心目前市场上已有电站的所谓数据会给光伏金融发展抹黑，因此有必要将实际情况告知广大从业者，也希望光伏组件厂家在出厂时能标明B类组件，你不用担心卖不掉;但也别因为那一丁点微小的利益而给整个光伏业带来负面影响。
其实光伏行业的健康生态链就在你我手中，就看我们如何选择!
责任编辑：solar_robot
