黑河南灘一期50MW、二期30MW光伏電站，張掖佳訊南灘20MW光伏電站，2013~2014年間并網，20臺佳訊逆變器、19臺頤和逆變器以及149臺匯流箱升級改造；

黃河格爾木、特許共和、河南托葉瑪、烏蘭、德令哈蓄積光伏電站，206臺逆變器及附屬設備采購更換：

嘉峪關49.5MW光伏電站，2014年并網發電，94臺逆變器升級改造，滿足電網高低穿及快頻要求……

從2012年的四百余家到如今的數幾十家，90%以上光伏逆變器廠家已消亡的慘烈洗牌之下，是運行已超十年的電站規模的不斷擴容。由此，缺失的運維、難尋的備件以及效率的衰減共同驅使逆變器技改“箭已在弦”。

此前，北極星已連續聚焦了光伏“以大代小”市場（“以大代小”真的來了，國能、國電投、中廣核等技改啟動）以及光伏組件“以大代小”（百GW存量電站陷低效困境，光伏組件“以大代小”要來了？）。而作為電站“大腦”，據陽光電源旗下專業化數智運維企業陽光智維透露，逆變器技改市場正以27%的年復合增長率爆發。

政策力推

“以大代小”，市場熟知的莫過于風電領域。2021年底，國家能源局發布《風電場改造升級和退役管理辦法》，風電“以大代小”“以優代劣”的技改熱潮就此拉開。

光伏行業，2024年8月國家發改委、能源局印發《能源重點領域大規模設備更新實施方案》，明確提出將推進光伏設備更新和循環利用，鼓勵通過高效光伏組件、逆變器等關鍵發電設備更新，提升光伏發電系統單位面積能量密度和光伏電站土地使用效率。此外，在北極星光伏技改的開篇文章中也統計了浙江、福建、廣東、陜西、山西等地出臺的推動能源領域大規模設備更新工作方案，紛紛鼓勵老舊光伏電站關鍵設施及配套設備的改造升級。

事實上，雖無風電技改的規模轟動事件，但光伏技改早已開啟，主要在于光伏規模飆升對電網的影響，因此連接光伏方陣與電網的“橋梁”——逆變器也成為技改重點。“因早期逆變器功能單一，隨著電網壓力越來越大，存量逆變器無法滿足智能電網建設需求，電網新規開始逐步向存量電站滲透，目前國內逆變器改造市場絕大部分改造原因均是基于電網要求。”陽光智維指出。

追溯市場，2022年河北、甘肅、寧夏、青海等地已陸續下發了文件要求對本區域內并網新能源場站開展頻率、電壓耐受能力改造工作，其中青豫直流與陜武直流更是對該地區存量光伏電站項目逆變器涉網性能的要求進一步提升，強化了高穿有功穩定性、高低電壓穿越能力、頻率適應性等電網適應性要求。

而隨著新能源向主力能源邁進，電網安全要求也必然持續升級。據悉，從2024年起并網新規要求新改造電站需具備100%無功補償能力，在此老舊設備往往僅有30%左右；安全方面強制要求逆變器具備AFCI電弧故障保護，舊設備達標率不足20%等。

值得重視的是，電網要求進一步向分布式光伏領域延伸。年初官宣的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》要求，提升分布式光伏發電接入電網承載力和調控能力，新老項目均需具備“可觀、可測、可調、可控”功能。對此，多地省份已在有序推進，如江西能監辦發文要求接入10kV及以上電壓等級的新能源和新型并網主體應于2025年9月底前完成“四可”能力改造；接入10kV以下電壓等級的一般工商業分布式光伏原則上應于2027年6月底前完成“四可”能力改造；全額上網的分布式光伏原則上應于2030年底前完成“四可”能力改造。

經濟性拐點

除了政策考量外，成本更為核心推動力。在業內企業看來，光伏逆變器技改已迎來經濟性拐點，正從“被動維修”邁入“主動增值”新階段。

一方面在于技術代差。陽光智維介紹，早期逆變器效率約98.5%，最新逆變器效率普遍超過99%，對應到1000h的電站，更換逆變器后可提升5h發電小時數。早于2009年成立并歷經逆變器慘烈廝殺而仍站于市場中心的正泰電源更是深有感觸，以“四可”要求為例，老舊逆變器大多缺乏智能化監測、高精度MPPT或高溫不降額等能力，面臨市場淘汰。

另一方面具體至成本測算，據陽光智能不完全統計，十年以上逆變器平均維修頻率達0.6次/年/臺，單次平均維修成本超5000元/次，廠商已退出市場的逆變器維修成本更高。況且老舊逆變器備件采購周期普遍較長，逆變器修復周期普遍較長，由此故障損失遠高于質保期內的逆變器，故障損失導致年發電量損失達3~10%。如文章開頭提到的黃河水電電站，部分逆變器生產線已停產，另受環境影響逆變器IGBT模塊故障頻發、維修難度大，備品備件無法采購，嚴重影響設備正常運行。

而逆變器更換之下，拆除的老舊逆變器的核心零部件，如接觸器、PCB板等一般可用于同類機型的備品備件，以節省未更換機器的備件采購費用，并且機柜及其他零部件二手市場回收價約0.02元/W，可折抵部分逆變器更換投資。

在陽光智維看來，更為重要的是，當下光伏逆變器的功能升級已超越“直流轉交流”，正演變為電站智能化、電網交互化、收益多元化的核心樞紐。如新型逆變器具備構網型功能，黑啟動、虛擬貫量等，直擊依賴電網電壓頻率被動跟隨痛點；逆變器直流配儲，節省儲能投資，提升電力交易下的電站收益等。

“當新型逆變器的收益超過其改造成本時，設備價值邏輯將徹底重構——逆變器不再是成本中心，而是兼具發電、調頻、交易等多重收益的‘能源路由器’。”

部分技改or全技改？

眾所周知，于光伏電站系統中，組件、逆變器為兩大核心部件，前者負責轉化電能，后者將直流電轉為交流電，兩者的協同配合也決定了系統的效率。

因此聚焦技改，實際上也存在著部分技改，即僅更換逆變器，以及全部技改，組件、逆變器全部更換的兩種模式。

對此，正泰電源介紹，部分技改和全部技改的技術要求存在顯著差異，尤其在設備兼容性、系統匹配性以及性能優化等方面。

在部分技改（僅更換逆變器）的場景下，對逆變器的適配性要求較高。正泰電源以北美市場為例解釋，大多老的電站原先使用600Vdc集中式逆變器，部分技改更換成CPS的1000Vdc 50/60kW組串式逆變器，這需提前驗證原先的組串電流、電壓是否匹配兼容，根據原有組件的功率調整逆變器容量，避免超配比過高。在正式確定方案前，還需評估原有支架、電纜等配套設備是否滿足新逆變器的安裝要求，部分DC（直流）線纜或需要進行一些小改動。

全部技改則需根據場景需求進行系統級優化，選出最適配的組件和逆變器產品。倘若新設備尺寸或重量變化，需調整支架結構，同時需優化直流側線纜和匯流箱配置。

一言以蔽之，部分技改更關注逆變器與現有系統的兼容性，重點在于電氣參數匹配和局部性能提升，技術復雜度更高，但成本較低，約1~3年可回本，效率提升10~20%。

全部技改則需結合最新產品和技術設計最優的解決方案來提升系統整體效率和客戶收益，技術復雜度低但成本更高。正泰電源測算，全部技改通過組件效率提升以及系統優化，效率可提升30%~50%，但相比部分技改無需重新備案，全部技改可能需要重新審批備案，成本回收周期達5~8年。

方案面前的現實則是，截至2024年底，中國光伏累計裝機超887GW，其中2018年前并網的老舊電站達174GW，占比接近20%。特別是增速放緩下，光伏產業正從“增量擴張”轉向“存量煥新”，技改市場將成為光伏第二增長曲線的核心引擎。根據行業預測，2025-2030年間，2018年以前的存量電站技改將催生超千億級市場空間。從業內企業反饋來看，存量光伏電站技改也不僅僅是設備更新，而是一場涉及技術革命、資產重構與能源治理模式創新的深刻變革。