黑河南滩一期50MW、二期30MW光伏电站，张掖佳讯南滩20MW光伏电站，2013~2014年间并网，20台佳讯逆变器、19台颐和逆变器以及149台汇流箱升级改造；
黄河格尔木、特许共和、河南托叶玛、乌兰、德令哈蓄积光伏电站，206台逆变器及附属设备采购更换：
嘉峪关49.5MW光伏电站，2014年并网发电，94台逆变器升级改造，满足电网高低穿及快频要求……
从2012年的四百余家到如今的数几十家，90%以上光伏逆变器厂家已消亡的惨烈洗牌之下，是运行已超十年的电站规模的不断扩容。由此，缺失的运维、难寻的备件以及效率的衰减共同驱使逆变器技改“箭已在弦”。
此前，北极星已连续聚焦了光伏“以大代小”市场（“以大代小”真的来了，国能、国电投、中广核等技改启动）以及光伏组件“以大代小”（百GW存量电站陷低效困境，光伏组件“以大代小”要来了？）。而作为电站“大脑”，据阳光电源旗下专业化数智运维企业阳光智维透露，逆变器技改市场正以27%的年复合增长率爆发。
政策力推
“以大代小”，市场熟知的莫过于风电领域。2021年底，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，风电“以大代小”“以优代劣”的技改热潮就此拉开。
光伏行业，2024年8月国家发改委、能源局印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》，明确提出将推进光伏设备更新和循环利用，鼓励通过高效光伏组件、逆变器等关键发电设备更新，提升光伏发电系统单位面积能量密度和光伏电站土地使用效率。此外，在北极星光伏技改的开篇文章中也统计了浙江、福建、广东、陕西、山西等地出台的推动能源领域大规模设备更新工作方案，纷纷鼓励老旧光伏电站关键设施及配套设备的改造升级。
事实上，虽无风电技改的规模轰动事件，但光伏技改早已开启，主要在于光伏规模飙升对电网的影响，因此连接光伏方阵与电网的“桥梁”——逆变器也成为技改重点。“因早期逆变器功能单一，随着电网压力越来越大，存量逆变器无法满足智能电网建设需求，电网新规开始逐步向存量电站渗透，目前国内逆变器改造市场绝大部分改造原因均是基于电网要求。”阳光智维指出。
追溯市场，2022年河北、甘肃、宁夏、青海等地已陆续下发了文件要求对本区域内并网新能源场站开展频率、电压耐受能力改造工作，其中青豫直流与陕武直流更是对该地区存量光伏电站项目逆变器涉网性能的要求进一步提升，强化了高穿有功稳定性、高低电压穿越能力、频率适应性等电网适应性要求。
而随着新能源向主力能源迈进，电网安全要求也必然持续升级。据悉，从2024年起并网新规要求新改造电站需具备100%无功补偿能力，在此老旧设备往往仅有30%左右；安全方面强制要求逆变器具备AFCI电弧故障保护，旧设备达标率不足20%等。
值得重视的是，电网要求进一步向分布式光伏领域延伸。年初官宣的《分布式光伏发电开发建设管理办法》要求，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力，新老项目均需具备“可观、可测、可调、可控”功能。对此，多地省份已在有序推进，如江西能监办发文要求接入10kV及以上电压等级的新能源和新型并网主体应于2025年9月底前完成“四可”能力改造；接入10kV以下电压等级的一般工商业分布式光伏原则上应于2027年6月底前完成“四可”能力改造；全额上网的分布式光伏原则上应于2030年底前完成“四可”能力改造。
经济性拐点
除了政策考量外，成本更为核心推动力。在业内企业看来，光伏逆变器技改已迎来经济性拐点，正从“被动维修”迈入“主动增值”新阶段。
一方面在于技术代差。阳光智维介绍，早期逆变器效率约98.5%，最新逆变器效率普遍超过99%，对应到1000h的电站，更换逆变器后可提升5h发电小时数。早于2009年成立并历经逆变器惨烈厮杀而仍站于市场中心的正泰电源更是深有感触，以“四可”要求为例，老旧逆变器大多缺乏智能化监测、高精度MPPT或高温不降额等能力，面临市场淘汰。
另一方面具体至成本测算，据阳光智能不完全统计，十年以上逆变器平均维修频率达0.6次/年/台，单次平均维修成本超5000元/次，厂商已退出市场的逆变器维修成本更高。况且老旧逆变器备件采购周期普遍较长，逆变器修复周期普遍较长，由此故障损失远高于质保期内的逆变器，故障损失导致年发电量损失达3~10%。如文章开头提到的黄河水电电站，部分逆变器生产线已停产，另受环境影响逆变器IGBT模块故障频发、维修难度大，备品备件无法采购，严重影响设备正常运行。
而逆变器更换之下，拆除的老旧逆变器的核心零部件，如接触器、PCB板等一般可用于同类机型的备品备件，以节省未更换机器的备件采购费用，并且机柜及其他零部件二手市场回收价约0.02元/W，可折抵部分逆变器更换投资。
在阳光智维看来，更为重要的是，当下光伏逆变器的功能升级已超越“直流转交流”，正演变为电站智能化、电网交互化、收益多元化的核心枢纽。如新型逆变器具备构网型功能，黑启动、虚拟贯量等，直击依赖电网电压频率被动跟随痛点；逆变器直流配储，节省储能投资，提升电力交易下的电站收益等。
“当新型逆变器的收益超过其改造成本时，设备价值逻辑将彻底重构——逆变器不再是成本中心，而是兼具发电、调频、交易等多重收益的‘能源路由器’。”
部分技改or全技改？
众所周知，于光伏电站系统中，组件、逆变器为两大核心部件，前者负责转化电能，后者将直流电转为交流电，两者的协同配合也决定了系统的效率。
因此聚焦技改，实际上也存在着部分技改，即仅更换逆变器，以及全部技改，组件、逆变器全部更换的两种模式。
对此，正泰电源介绍，部分技改和全部技改的技术要求存在显著差异，尤其在设备兼容性、系统匹配性以及性能优化等方面。
在部分技改（仅更换逆变器）的场景下，对逆变器的适配性要求较高。正泰电源以北美市场为例解释，大多老的电站原先使用600Vdc集中式逆变器，部分技改更换成CPS的1000Vdc 50/60kW组串式逆变器，这需提前验证原先的组串电流、电压是否匹配兼容，根据原有组件的功率调整逆变器容量，避免超配比过高。在正式确定方案前，还需评估原有支架、电缆等配套设备是否满足新逆变器的安装要求，部分DC（直流）线缆或需要进行一些小改动。
全部技改则需根据场景需求进行系统级优化，选出最适配的组件和逆变器产品。倘若新设备尺寸或重量变化，需调整支架结构，同时需优化直流侧线缆和汇流箱配置。
一言以蔽之，部分技改更关注逆变器与现有系统的兼容性，重点在于电气参数匹配和局部性能提升，技术复杂度更高，但成本较低，约1~3年可回本，效率提升10~20%。
全部技改则需结合最新产品和技术设计最优的解决方案来提升系统整体效率和客户收益，技术复杂度低但成本更高。正泰电源测算，全部技改通过组件效率提升以及系统优化，效率可提升30%~50%，但相比部分技改无需重新备案，全部技改可能需要重新审批备案，成本回收周期达5~8年。
方案面前的现实则是，截至2024年底，中国光伏累计装机超887GW，其中2018年前并网的老旧电站达174GW，占比接近20%。特别是增速放缓下，光伏产业正从“增量扩张”转向“存量焕新”，技改市场将成为光伏第二增长曲线的核心引擎。根据行业预测，2025-2030年间，2018年以前的存量电站技改将催生超千亿级市场空间。从业内企业反馈来看，存量光伏电站技改也不仅仅是设备更新，而是一场涉及技术革命、资产重构与能源治理模式创新的深刻变革。
原标题：90%以上厂商消亡，光伏逆变器技改爆发！
