谁来吹响号角
气候和环境恶化始终催促着新能源和可再生能源革命的进程，而新能源和可再生能源的革命的进程是依靠技术的进步和成本的下降。以当前新能源之光伏的发展状况，“平价上网”又一直在倒逼成本的下降，多年来系统成本的下降是被明确要求和预测的!国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏及处长董秀芬在不同场合均说明：到2020年，实现用户侧的平价上网;到2025年，实现发电侧的平价上网。唯有能满足平价上网的低成本、高产出、高质量的电站才能获得市场机会，跑赢这场新能源大赛。
无论是“领跑者”计划的正面激励，还是补贴逐年下调、竞价上网的反面刺激，宏观市场都已吹响了2020年平价上网的号角。
面对降成本的硬指标，要么新技术能物美价廉，要么就提高系统效率且不增加或降低系统造价，增加发电量。因为只有提高了系统效率，且降低了系统成本，一个电站的度电成本才能下降，才能实现有效的降成本。笔者认为，唯有以打造一个“多快好省”的光伏电站的思想出发，才能真正有效迎接市场的需求。多，就是要多发电，系统效率要高;快，就是要技术快实现，能很快在系统中使用，白猫黑猫，先选能抓老鼠的猫;好，就是要质量好，LCOE能经得起市场和时间的考验;省，就是要成本低，能有效降低系统成本。
反观现有的技术路线，技术的进步包含着组件的效率提升、双面及双玻发电组件的应用(以英利、天合光能等为代表)、1500V系统的组件、逆变器及对应的电气设备的应用、铝合金电缆的应用、单晶硅组件的性能提升、薄膜组件的性能提升及自清洁玻璃膜(莱恩创科)等等，由于市场认知及价格问题，需要一定的时间来接受这些技术，都还未能在目前阶段称为“多快好省”的典范，而唯有1100V系统，在现有阶段就能成为这吹响平价上网的第一号角，而其他新技术的应用成为。其优点在于：
电压升级降低系统成本
根据电力学最基本公式P(电功率)=U(电压)*I(电流)，当功率一定的情况下，电压提升N倍，电流将下降到1/N。在电力传输过程中所涉及的线缆功率损耗、功率部件成本和配电部件成本在电流下降后都会跟着下降，电压越高，损耗越小。
1100V系统比1000V系统电压提高了1.1倍，直流侧输入电压提高后，光伏组件(以多晶60片电池片计算)的单串数量从原来的22块扩充到24块，子串数量减少，逆变器、汇流箱以及直流侧线缆的用量也随之减少，且减少的线损还能充分提升输出电量。简而言之，就是用的设备少了，发电量还提升了，可谓有效降低系统成本。
1100V系统是将组件单串数量增加至24块 ，组串输入电压达到700V~750V，逆变器效率提高0.3~0.4%，而当组串输入电压达到720V时，逆变器效率最高。以一个实际的光伏电站实测 ，24块相对22块发电量提升0.31%，晴天提升0.38%。
此外，相比1000V，24块一串1100V方案线缆用量减少，且1MW子阵线损减少0.08%;24块一串在地面电站有支架的系统中，支架成本也会对应减少一些。
1100V方案已经成熟
整个光伏系统中主要有3个部分和直流系统电压相关，电池组件，直流线缆，逆变器，系统图如下：
系统电压对电池组件的影响，主要体现在电池片对组件边框的电压上，由于组件边框都需要接地，那就是对大地的电压上。
如图1所示，正常运行的系统中，对于浮地系统，电池正/负极对地电压只有系统电压50%左右，对于接地系统，电池正/负极对地电压等于系统电压。
单电池组件在标准条件下开路电压一般在38V(60 cells)，46V(72 cells)左右，随着串数的增加组件电压不会变化，而组件对大地(边框)的电压随着串数增加会线性增加。所以系统电压对于组件的风险主要取决于电池片对边框的电压。
在IEC标准中跟组件系统电压相关的，主要有以下参数的要求：
1> IEC61215：主要是一些测试参数上的改变，例如绝缘耐压测试、湿漏电测试，背板局部放电测试等;
2> IEC61730-1：主要是针对更高等级系统电压对应的空气间隙和爬电距离提出了更高要求等，对组件的结构设计提出来了更高的安全要求;
3> IEC61730-2：主要是一些安规测试参数上的改变，例如绝缘耐压测试、脉冲电压测试等;
这些电压参数的测试主要变更点为电气安全相关的测试，其他测试如老化、力学测试没有变化。
GBT50797-2012光伏发电站设计规范规定，组串最大接入组件数量要根据光伏组件工作条件下的极限低温。当前根据历史最低极限温度，按照组件在1000W/m2光照下的开路电压计算，不超过1000V;按照国内西部地区最低-30℃和常用多晶硅电池板计算，最多22块串联。但实际组件开路电压要考虑辐照和温升的影响。
当前常规开路电压评估方法根据当地的最低极限温度，按照组件在1000W/m2光照下的开路电压计算。实际运行中最低温度时辐照在100W/m2以下，辐照达到1000W/m2时组件温升30~40℃，实际组串全天最大开路电压时，辐照低于1000W/m2、温度高于历史极限低温，而辐照降低，温度升高都将导致组串开压降低。所以，修正辐照和温升后，组件开路电压较当前主流算法低80V以上。
从组件耐压性考虑，其可靠性和安全性因素包括电池结构(电气间隙)、背板、接线盒、连接器等。其中组件、接线盒、连接器的电气间隙和爬电距离相对IEC61215标准有较大富裕。
在浮地系统中，当组串的正负极有接地故障，会导致电池组件对地电压等于系统电压，目前国内有技术领先的逆变器厂家会实时检测直流侧的对地绝缘情况，一旦发现绝缘问题，会将组串进行短路处理，让系统电压降到0，消除过电压和漏电风险。
所以系统电压即使超过1000V(1100V以内)在浮地系统中使用当前的1000V组件并没有可靠性问题。
另外，目前阶段无论是含氟背板还是氟碳涂料背板(包括PVF/PET/PVF/PVDF/PET/PVDF PTFE/PET/ PTFE等)，其背板材料分为1000V系统和1500系统，而基本上包括中来、眀冠、台宏、福斯特等背板耐压实验数据均大于1200V。在1100V系统上，基本上不需要重新研发就可以使用，但是需要取得对应的认证。
目前，国内包括英利、爱康、晶科、中利科技、比亚迪等组件厂商已经推出了1100V的系统方案，也推出相对应的1100V组件，后面有更多的组件厂家正在做1100V认证和准备认证中。
2，直流线缆
光伏直流线缆耐压参考标准《2Pfg 1169/08.2007 Requrements for cables for use in photovoltaic-system》，可满足1100V电压的需求。
在标准中有如下的标注：系统的工作电压可能会永久超过额定电压的20%。电缆可在电压值高于额定电压20%的情况下操作，只要该额定电压不小于系统的额定电压。
而对于额定电压，在1000V的定义中如下：
交流U0/U 0,6/1 kV (相对地电压/相对相)1.8千伏直流(导线-导线，非接地系统，非负载条件下电路)。
如果在直流系统中使用电缆，两个导体之间的额定电压应不得超过电缆额定电压U 的1.5倍值。在单相接地直流系统中，此值应乘以因数0.5。
对于浮地系统来说，额定电压为0.6/1kV的线缆可支持直流系统电压在开路时达到1.8kV，在带载时1.2KV要求，因此，可满足1100V系统中使用。
3, 逆变器
在逆变器方面，相比1500V系统，1100V系统只是把电压提升了1.1倍，而且仅在极端低温下存在这种情况，这对逆变器厂商来说，将开路电压达到1100V的耐压，并不是难事。逆变器内部的器件均满足1100V系统的耐压要求。考虑到直流单相接地故障也不能损坏组件，要求使用1000V组件的系统中，逆变器能够检测到绝缘故障并能消除高电压风险。在欧洲和美国的一些主流厂家中，包括SMA、POWERONE、KAKO、GE，国内厂家如华为、阳光等，均已经推出了1100V逆变器,而部分美国逆变器厂商推出了1250V系统。
可以说1100V方案在降低成本的同时仍可继续使用符合现行标准的设备，对应的组件、线缆、逆变器均能够满足要求。
基于此，1100V方案不需要升级特定的设备，相比1000V方案，初始投资成本进一步降低。经过测算，1100V系统24块一串设计方案，相比1000V系统，初始成本可降低约0.06元/W，同时发电量提升3%左右(比集中式)，每年增值0.07元/W，100MW 25年增值1.9亿。
远有2020实现用户侧平价上网的目标要求，近有成本收益的现实核算，面对降本的现实压力，光伏行业的竞赛结果终将取决于新技术。从目前来看，1100V系统成本、发电量优于1000V系统，而在产业链配套、核心部件、技术成熟度以及标准规范上和1000V系统基本保持不变，是现有情况下最佳的理想方案，这也是目前一些大型光伏电站开发商青睐于1100V系统的原因，也使得1100V系统现阶段最有可能取得突破，成为平价上网吹响的第一声号角。
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