配比光伏电站

已是大势所趋，新能源领域的智能制造已成为平价趋势下产业升级的必然选择。特变电工新能源在智能制造中传承70余年电力行业经验，致力于技术创新及解决方案的突破，以高效可靠的品质诠释：不仅仅是AI 助力光伏电站综合
收益提升7%以上 特变电工新能源推出了1500V系统+大方阵+高容配比+智能运维的度电成本最优系统解决方案，为实现光伏系统最低LCOE的目标，该方案从高容配比入手，逆变器在设计之初就增大了直流接入能力

Power完成阿曼IBRI 二期500MW光伏项目的融资，并再度与阳光电源展开深度合作，强强联合助力阿曼最大光伏电站建设。 ACWA Power尤为关注最新技术路线在此项目中的应用，要求最大化降低
。 全球最大单机功率+高容配比，系统成本最优 SG250HX树立全球最大单机功率组串逆变器的标杆，相同电站容量，可减少逆变器、低压开关柜、线缆等设备使用数量，据测算，100MW电站的初始投资成本

2018年下半年光伏政策突然变化，优配在部分项目取得了很好的成果，但在业内却仍然形成不了主流。 某光伏电站投资业主告诉Solarbe索比光伏网：在限制发电小时数的西部地区，我们用再好的技术都没有用，多
，项目最终顺利并网。 在这个项目中，阳光电源从逆变器技术为起点，技术外延至整个电站领域。采用1500V+平单轴跟踪+容配比优化三新合一的方案，系统综合成本下降超5.3%，综合效率提升超9%，显著降低项目

储备，加强产业链关键部件的知识产权保护。 此外，除了制造端的技术升级以外，还要注重光伏电站对于系统的支撑能力，增强光伏发电在能源品种中的竞争力，把光伏作为主力有效的接替能源。 硅片尺寸大有可为
数据显示，未来5年，156.75mm将逐渐淡出市场，160~166mm尺寸占比将逐步上升。 CPIA数据 在谈到未来大型光伏电站组件选型的趋势和方向，江苏赛拉弗技术总监金鹏表示：增加硅片的

、1600，很显然，大部分光伏电站的有效利用小时数远高于这个阈值。 普通项目：合理利用小时数不可取下限 抛开投资企业的收益损失来说，以1100、1350、1600作为合理小时数计算补贴，相当于为了
节省补贴资金，硬生生把光照资源强这一发展光伏的禀赋优势人为的压缩至光照的下限数值，这是极为不合理的。 2016年之前，光伏电站扎堆西北地区，这些地区大部分为Ⅰ类、Ⅱ类资源区，转移至中东部之后，投资重点

2.5%。2019年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，也更加认同储能为光伏电站带来的价值。 图1
集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在我国的三北地区，其中，青海的累计投运规模最大，为294.3MW，占比达到

、国家电投、中电国际、中广核、阳光电源5个项目，并网规模1.52GW。除去僵死项目，7～8GW的平价项目结转至2020年。 就首批光伏平价项目进展不理想的原因，在2020年平价光伏电站开发及技术方案线上
。 中国光伏行业协会《2019中国光伏产业发展路线图》显示，2019年我国地面光伏电站初始全投资成本为4.55元//W，较2018年下降0.37元//W，2020预计下降至4.3元//W。 中电建西北勘测设计

超额发电量的电站，一类是太阳资源比同类地区丰富的电站，二类是超装电站。 此前光伏电站收益为电站发电量*度电价格，而在新的政策下，电站收益为合理利用小时数*度电价格+其余发电量*当地脱硫煤电价。 以
甘肃地区100MW电站为例，其年均利用小时数为1672小时，若通过采用高效组件等技术手段将其提升至1800小时，即发电量为1.8亿度。按照去年I类资源区普通光伏电站平均上网电价为0.3281元/千瓦时

项目 我们以国内某南部地区为例，亚热带季风气候，属于三类光照区，地面为沙地，地面反射率在30%-40%。项目拟定容配比1.2，DC端容量120MW。 此类低辐照地区如果使用普通的5BB组件
了行业中的标杆产品。 在一带一路的战略框架中，电力通道建设是其中的重要组成部分。一带一路沿线部分国家光照资源丰富，尤其是近年来，东南亚、印度、中东、中亚、非洲等地区或国家的光伏电站装机正出现爆发性

，容配比将逐步提升至 1.4-1.5 容配比(超装比例)提高，实际组件需求放大：由于光伏电站存在系统效率损失，一般电站直流侧组件安装量会大于交流侧并网规模(即通常意义上讲的装机规模)，同时为了在光照