一、“擴大電站容配比”成為平價上網的必選項!
   中國光伏發電在去補貼的進程中，“擴大電站容配比”是實現降低系統成本進而降低度電成本的主要技術手段之一。
   這兩年，行業對于放開容配比限制的呼聲越來越高，光伏電站設計規范已經對此進行了調整。在各方的推動下，今年開始，光伏電站驗收環節也發生了重要的變化，部分地區項目在電站指標下放時由直流側容量變為交流側容量，電站容配比大比例提升的大幕已經開啟。
   下半年，隨著平價和競價項目的工程建設啟動，通過擴大逆變器超配能力，實現初始建設成本、度電成本的降低，是越來越多的電站業主和設計院不二選擇。
   二、“擴大電站容配比”的三種典型方案
   傳統意義上，大家理解的“擴大容配比”是在保持電站交流側容量不變的情況下，增加直流側組件容量，例如100MW電站，將組件容量配置到110MWp，從而將交流側投資(逆變器、35kV箱變、升壓線路)攤薄1.1倍。但這種方式下，一旦將容配比擴大到1.2以上時，可能面臨土地面積不夠、電網公司驗收通不過等問題。那是否可通過其他設計方式實現“擴大容配比”?
   在此過程中，由于每個地方的電網、土地等政策差異及不同業主、設計院對于容配比設計思路的理解不一樣，在容配比的具體設計思路上會根據不同項目進行調整，目前一般有以下三種典型的容配比設計思路。
   以某三類光資源區，100MW電站為例進行說明。
   典型方案一：直流側增容
   舉例：交流側容量為100MWac，直流側容量為140MWp，容配比為1.4。
   該設計思路針對電站容量按照交流側統計，且直流側有足夠土地滿足超配組件的安裝面積要求。
   增加容配比將使100MW電站實際配置100MWp以上組件，在組件容量增大過程中，逆變器及后端升壓線路仍然按照100MW配置，總成本始終不變。
   以某三類資源區為例，容配比考慮1.4，直流側容量為140MWp，由于交流側投資(逆變器、35kV箱變、35kV集電線路、升壓站)等均按照100MW設計，這部分單瓦價格下降將帶來整個電站系統成本下降約0.24元/W。具體如下表所示。
   典型方案二：交流側減容
   舉例：直流側容量為100MWp，交流側容量為71MWac，容配比為1.4
   該設計思路針對電站容量按照直流側統計。
   增加容配比的措施為減少交流側容量配置，主要是減少方陣數量及對應交流側投資下降。
   以某三類資源區為例，采用3.125MW集中式逆變器，單個方陣容量為3.125MW，100MW需要配置32個方陣。容配比為1.4，僅需配置71MW交流系統，從而減少了9臺3.125MW逆變升壓一體機設備及9個設備基礎施工成本，將帶來整個電站系統成本下降約0.09元/W。具體如下表所示。
   典型方案三：直流側增容結合交流側減容
   舉例：直流側容量為110MWp，交流側容量為79MWac，容配比為1.4
   該設計思路針對電站容量按照交流側統計，但直流側沒有足夠土地安裝超配組件。
   此時，可依據土地面積先確定直流側容量，再根據不同光資源條件選擇最佳容配比，降低交流側容量配置，從而降低投資成本。
   以某三類資源區為例，容配比選擇1.4，假設土地面積可以安裝110MWp組件，增加容配比將使100MW電站實際配置110MWp組件，交流側投資降低到79MW，升壓站仍按照100MW建設也可攤薄10%成本。這部分價格下降將帶來整個電站系統成本下降約0.14元/W。具體如下表所示。
   三、對比與結論
   適當提高光伏電站組件容量與逆變器容量比例，即容配比設計，已成為提高光伏系統綜合利用率、降低系統度電成本(LCOE)、提升收益的有效手段。
   通過以上三種不同的容配比設計思路可以看出，采用直流側增容的設計思路可降低5%以上初始投資成本，將是未來光伏電站擴大容配比的最優選擇，也是目前行業呼吁依據交流側容量管理光伏電站指標、放開直流側容量限制的最核心目的。
   當然，當容配比超過一定比例，系統整體效率還需要考慮限功率損失，所以不同地區需要根據當地光資源條件及投資成本，借助PVsyst仿真工具和財務模型，對不同容配比進行發電量和經濟性分析，找出最佳容配比。