一、研究背景

随着光伏电池及组件封装技术的发展，晶体硅电池的转换效率逐年提升，以HJT、TOPCon为代表的N型技术路线陆续取得重大突破，逐渐成为光伏市场上主流的产品技术。由于N型电池素有“高效”之称，与PERC电池相比，N型电池制作的组件量产转换效率可达到22%以上，在电站端应用后，对土地、支架、电缆等非组件成本产生了巨大的影响，对整个系统端的BOS成本将带来大幅降低。

以下分析以AC容量100MW 的地面电站作为研究对象，通过技术方案审核与财务收益对比，分别对N型182TOPCon、P型210PERC组件、P型182PERC组件进行技术及经济性分析，主要内容有：

①基于特定应用场景，比较项目初始投资成本，尤其是 BOS成本的差别，并从支架、桩基、电缆等进行精细化分析。

②在电站25年运行周期内，比较损耗、发电小时数、度电成本。

在本项目所有方案的设计和测算中所使用的软件有：Candela3D光伏电站三维设计软件、光伏电站发电量仿真软件PVsyst7.2版本、PKPM结构计算软件。

二、项目地及光资源简介

为了客观评估不同类型光伏组件应用于项目的表现，分析时选取同一个项目场地，作为研究对象，旨在体现在相同地理位置及气象条件下，不同组件产品的性能表现。

海南为典型的湿热气候特征，场址经度为110.1956°，纬度为20.0462°，海拔为15m，根据气象软件数据，全年水平面总辐射量为1408.1kWh/m²，散射辐射量为890.42kWh/m²。

下表为海南海口的项目基本信息，不同组件方案均采用集中式逆变器SG3125KW，逆变器数量均为32台，交流侧的总容量为100MW，电站类型为地面电站，安装方式为固定式支架，每个支架单元上组件纵向双排安装。

三、系统端设计

系统设计假定光伏电站地面平坦，适合大型电站建设（忽略电站环境和生态影响），且场地附近有高压电网便于并网。同一项目地的不同方案，均假定容配比一致，系统端的设计信息如下：

系统配置包括阵列设计、逆变器和汇流箱配置等，不同方案的所有组件均保持相同的安装角度、朝向及安装方式，组件的最低点距地高度均设置为1m。单个支架单元组串数均为2串。

在海南特定地面电站应用场景下，由于组件开路电压数值、电压温度系数的不同，在不超过逆变器最大电压的条件下，组件的串联数存在一定差异。组件串联数越多，单串的组件功率越高。210-PERC-665W组件的组件串联数为30块，而182-TOPCon-570W组件为26块。182-PERC-550为28块。

当交流侧容量确定后，直流侧的容配比均控制在1.29左右，确保超配损失率一致。在AC容量和容配比基本一致的情况下，组件功率越高，组件数量越少，支架套数也同时减少。光伏阵列的前后间距均按照冬至日上午真太阳能时9时至下午15时前后左右互不遮挡为计算原则，当组件长度越长，阵列前后间距越大。

光伏组串接入直流汇流箱进行汇流，每个逆变器单元接入11或12台直流汇流箱，汇流箱的路数根据汇流箱断路器的额度电流值进行配置，由于210PERC组件的工作电流相对较高，故配置20进1出的汇流箱规格，而182-PERC或TOPCon组件的工作电流相对较低，配置24进1出的汇流箱规格。

四、初始投资成本估值对比

根据设备和配置信息，结合对于市场上现有项目的类比分析，考虑相同地理位置、电站类型、气象条件、地面覆盖率、电站设计原则，可预估推导出不同组件方案对应的初期投资成本。

4.1 支架成本分析

使用专业的PKPM结构分析软件对支架用钢量进行评估，进而对成本进行计算。具体支架的用钢量与当地的风压、雪压、支架安装角度、单个支架单元的组件串联数、组串数、支架立柱类型、立柱东西间距、立柱南北间距、立柱长度、檩条规格等因素有关，组件串联数越多，支架横梁的长度越长，单套支架的重量将有一定增加。成本如下表所示。

182-TOPCon570W与182-PERC550W相比，支架桩基总成本下降0.0222元/W。
210-PERC-665W与182-TOPCon-570W相比，支架桩基总成本下降0.028元/W。

4.2 电缆用量、损耗和成本分析

光伏电缆使用量需要根据电站的设计排布图进行精细化计算。在本案例中使用专业的三维设计软件Candela3D进行方案排布，并统计出每一串电缆的长度、每个汇流箱到逆变器的电缆长度。

不同技术路线组件在系统端的BOS及LCOE分析（TOPCon与PERC篇）

图单个3125kW逆变器单元-DC容量4029.9kW（210-PERC-66-665W）

图单个3125kW逆变器单元-DC容量4031kW（182-TOPCon-570W）

图单个3125kW逆变器单元-DC容量4034.8kW（182-PERC-550W）

光伏电缆的总使用量与组串的数量有关，组串的数量取决于组件的串联数。直流电缆的使用量取决于汇流箱的数量以及阵列的前后距离。如下表为光伏电缆长度和直流汇流箱输出电缆长度比较。由于电缆在STC条件下的损耗由组串至汇流箱、汇流箱至逆变器两端构成，而前者的损耗占比较高。实际计算损耗时，需要同时考虑电缆的截面积、电缆的长度及组串的电流。

从以上结果可知，182-PERC-550电缆损耗最低，但是电缆成本与210-PERC相比有所增加。182-TOPCon组件由于组件串联数较少，故电缆成本最高。

182TOPcon-570W与182PERC-550W相比，后者组件串联数增加，单串电流下降，因此电缆的损耗下降约0.1%；而由于光伏及直流电缆长度增加，成本增加0.0096元/W。
根据电缆成本大小，由低到高分别为：210PERC-665W＜182-PERC-550W＜182TOPCon-570W。

4.3 可变BOS成本分析

BOS成本包括可变成本和不可变成本，前者主要由支架桩基、土地、逆变器、电缆、安装费用等组成。而箱变、高压电缆、升压站等为不可变成本，故暂未列出，仅对可变的部分进行比较。在所有可变BOS里面支架桩基的占比最高，其次为组件支架安装、电缆、土地成本等。

TOPCon组件由于组件串联数略少，组串数量增加。在电缆、汇流箱成本上有所增加。

210-PERC-665W与与182-TOPCon-570W相比，下降0.0427元/W。
182-TOPCon-570W与182-PERC-550W相比，下降0.0155元/W。

注意：以上BOS成本的下降仅针对于该项目设定的场景，不适用于其他项目。

五、发电量分析

将上述组件方案的参数带入到 PVsyst软件中，可仿真模拟计算出每个方案的首年发电量。其中TOPCon组件双面率设置85%，PERC双面率70%。

根据首年模拟仿真结果，由于TOPCon低温度系数，全年温升损失为4.48%，比210PERC下降0.67%。

基于上述条件，在不考虑首年LID的影响下，182-TOPCon系统效率为87.37%，比210-PERC-665W增加1.75%。182-PERC全年直流线损为0.44%，182-TOPCon组件全年直流线损为0.49%，210-PERC组件直流线损为0.6%。

由于TOPCon组件背面的高双面率，背面有效辐射增益为3.974%，比182-PERC增加0.69%，比210-PERC增加0.8%。

基于上述电站设计场景和组件首年P50发电量（不含LID）计算，首年发电小时数考虑了首年的最大衰减率，如TOPCon为1%，PERC为2%。

那么TOPCon570W组件的首年发电小时数为1242.8h，比182-PERC-550W提升了2.63%，比210-PERC-665W提升了2.83%。

基于上述电站设计场景和组件线性衰减计算，182-TOPCon组件的25年发电小时数29.481千时，比182-PERC-550W提升3.86%，比210-PERC-665W提升3.98%。

六、度电成本LCOE对比

LCOE，全称为平准化度电成本，就是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。

参考行业相关资料，LCOE 的计算公式如下：

其中：C：项目总投资额，

n：电站运行年限，一般为25年；

Lt：第t年的土地租金费用；

Mt：第t年的运维成本费用；

Tt：第t年的发电征收税费；

R：电站残值；

r：期望折现率；

It：第t年的还贷利息；

Et：第t年的上网电量；

计算得不同组件方案的LCOE，其中：

182-TOPCon-570W与210-PERC-665W相比，下降0.0035元/度。
182-TOPCon-570W与182-PERC-550W相比，下降0.0074元/度。

七、总结

以上结合具体项目案例，对TOPCon及PERC技术路线的光伏组件从BOS成本、LCOE等方面进行了分析。

结果表明，TOPCon组件与PERC相比，前者由于高双面率（85%）、低温度系数（-0.25%/℃）、高转换效率（22%以上）、低衰减率（-0.4%/年）等优势，使得光伏组件在系统端的BOS成本有所下降，同时全生命周期的发电增益达3%以上。

当TOPCon组件与PERC组件差价0.05元/W时，TOPCon组件系统的整体度电成本优势较为明显，与PERC550W相比，发电成本约下降0.0074元/度。