系统造价下降是推动光伏度电成本快速下降的主要原因。根据IRENA的统计，2010-2018年光伏系统造价累计下降了74%，年复合降幅达15.4%；而受制于日照时长的天然限制，光伏年发电小时数仅增长28.6%，其中还有相当大比例的提升是最近几年日照丰富区域装机容量占比提升所致。
由于光伏发电的边际成本几乎为零，成本中最主要的部分来自固定资产折旧，因此系统造价的下降是光伏快速实现平价上网的主导因素。
组件：大硅片+大版型，组件大型化成为当前降本利器
从统一再到多元化，硅片尺寸之争再起波澜。回溯光伏硅片的尺寸发展，大致可以分为四个阶段：
1）2013年以前，硅片尺寸从100mm、125mm增大至156mm（M0），产品较为多元化；2013年底，隆基、中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克5家企业联合发布156.75mm硅片（M1和M2），约一年半以后实现统一，市占率达85%，成为标准化选择；
2）2018H2起，随着电池效率天花板日趋明显，部分企业开始通过158.75mm（G1）、161.75mm等尺寸的硅片提高组件功率，硅片的合理尺寸话题重新回到台前；
3）2019年，隆基以存量电池产线能接受的最大尺寸为逻辑推出了166mm（M6）硅片，随后中环参考半导体经验，推出终极解决方案210mm（M12,G12）硅片；
4）2020年6月24日，隆基、晶科、晶澳等七家企业联合发布标准尺寸倡议，提议将182mm（M10）硅片作为标准，意图重新统一硅片尺寸；紧接着7月9日，中环、天合、东方日升等39家企业组建“600W+光伏开放创新生态联盟”，意图更快推进210规模化；尺寸之争重新发酵。
大硅片带来通量价值，产业链配套是短期瓶颈，未来将多尺寸并行。硅片尺寸不断变大背后的推动因素在于大硅片能够摊薄从硅片-电池组件生产过程中的设备、人工等成本，以及节约组件的边框、焊带等相关辅材成本，实现更低的每瓦成本。根据我们的测算，当硅片尺寸从156.75mm增加至210mm时，从硅料-电池片的成本会从0.473元/W下降至0.406元/W，降幅约为14%。但210组件目前面临产业链电池组件产线、辅材、运输等配套问题，因此东方日升首发的210组件采用了5*10的板型，但从组件效率来看并未充分发挥大硅片的优势。我们认为，未来一段时间内，166、182、210等尺寸组件将会并行，但整体往大尺寸演化的趋势基本确定。
此外，大版型（72/78片电池）组件取代过去的小版型（60片电池）成为目前地面电站的主要选择；大硅片+大版型共同推动了主流单晶组件功率从2019年初的310W左右到目前的400W以上，远超电池效率提升速度。今年6月底，隆基推出540W/72型组件 HI-MO5，组件效率超过21%，市场认可度较高。
但组件并非可以无止尽大型化，组件过大一方面对制造环节的一致性、碎片率等提出了要求，另一方面也对设计、运输和安装过程提出了挑战，因此预计72版型210组件可能是未来很长一段时间的上限。
总的来说，组件在子方阵的成本占比已降至40%以下，且组件中辅材成本占比超过50%，继续降价难度较高，且对系统成本的边际改善趋弱；系统端，通过提高电压等级、提高容配比，采用大组件等方式仍能有所摊薄BOS成本，但也难及历史十年74%的系统成本下降幅度，且存在明显天花板。因此，未来系统端成本绝对下降幅度将会显著趋缓，降低度电成本或需依赖提高发电量。
双面：性价比优势日益明显，适用绝大部分地区
双面组件即利用电站的地面反射光和折射光，在组件正背面实现同时发电，通常能提高单位面积的发电量10%以上（视具体地形）。目前，处于稳定性和实证效果考虑，双面组件主要采用双玻结构，即将3.2mm玻璃+有机背板均换成两块2.0mm的玻璃。从初始投资来看，双玻系统的成本比常规单面要高0.15元/W，主要集中在组件、支架和人工成本上。
发电侧，双面组件的增益取决于地形的对光的反射情况，如在雪地则能实现20%以上的增益，因此日本、北欧等地区尤其青睐双面组件，而在草地增益约为8%。光伏组件经过多年的降价，其成本占比也快速下降；而由于组件效率的提升，且双面发电量增益按比例放大特性，因此双面带来的绝对增益在增大；根据我们的测算，最低等级的8%发电量增益即可实现比常规更低的LCOE和IRR，这意味着绝大部分环境的地面电站目前采用双玻组件已经能够实现LCOE的降低和收益率的提高。
长期看，一方面随着薄玻璃的生产工艺日趋成熟，各大龙头也持续提高薄玻璃产能占比，预计薄玻璃的溢价会逐步消除，即双玻组件相比常规组件的溢价将会继续收敛；另一方面，随着双玻组件的规模化和成熟化，在组件生产、搬运、安装和设计各个环节成本仍将继续下降。我们认为，双面组件将加速渗透，并在两三年内成为地面电站的标配选择，以及部分资源较好的分布式电站选择。
双面+跟踪：1+1>2，地面电站标准解决方案
由于大多数时候太阳光并非直射组件表面，因此组件并未持续处在最大功率点工作；而跟踪支架的作用就是让组件跟随太阳角度转动，增加单位面积的高辐照强度的持续时间，从而提高发电量。
从支架类型看，除了主流的固定支架，还有固定可调、单轴跟踪和双轴跟踪支架；固定可调支架一般只在一年调整1-2次，效果较差；而单轴跟踪和双轴跟踪支架跟随阳光实时转动，为真正的跟踪支架。
单轴跟踪系统的装机成本增加约0.37元/W，主要来源于支架成本的增加。此外，由于跟踪支架对运营稳定性、算法要求更高，电机电控零部件更换周期更短，预计还增加少量运维成本。
根据我们的测算，中性假设发电量增加15%，运维成本增加10%，单面跟踪系统（LCOE=0.399元/kWh，IRR=7.44%）性价比略低于常规系统（LCOE=0.394元/kWh，IRR=8.11%）。这意味着，若仅采用跟踪支架而不叠加其他高效技术，则需要太阳能资源好，且厂商运营经验非常丰富，技术成熟才具备性价比。
双面+跟踪系统经济性优势明显。双面是组件技术，跟踪是系统技术，两者可叠加；但两者并不是简单的相加，其原理是发电量增益的乘法关系，最多可增加发电量30%-40%。根据实测数据，三个项目夏季增益在35%以上，冬季增加15%以上。
叠加双面后，系统全年增加发电量30%，我们测算的系统LCOE=0.367，相比常规系统度电成本下降7%；IRR=11.01%，相比常规提高2.9pct，显著缩短资金回收期。
双玻组件+跟踪支架将成为下一个风口。根据我们的不完全统计，第三期国电投、中广核、华能中标的多个基地子项目均采用了平单轴跟踪支架+双面的技术方案，其中内蒙古昭君项目中标电价低至0.27元/kWh，低于当地脱硫煤上网电价（0.29元/kWh），实现低价上网。根据中信博周石俊总的公开分享发言，跟踪系统从第一批的不认可，到第二批的小规模应用，再到第三批的30%左右的占比，也充分证明了跟踪技术在平价上网进程中的重要地位。
双面+跟踪才能最大化发挥跟踪的效果，随着实证场景和数据增加，将成为未来光伏地面电站的标配。以双面为例，技术并非新概念，而2019年才迎来爆发的原因之一就在于过去背面的额外功率难以量化，直接导致投资者在计算投资收益时趋于保守，影响其性价比判断。而对于跟踪支架来说，其可靠的发电数据更少。考虑到新技术的市场接受节奏一般从性价比具备理论优势——少数项目率先试水（跟踪支架当前阶段）——区域性类似项目大规模采用（双面组件当前阶段）——全球大量项目采用——成为常规技术，预计爆发时点相对双面略晚。此外，跟踪支架项目设计经验的丰富，稳定性的提高，地面电站占比的持续提高，国内投资者对其的印象在逐步转变都有助于其快速成长。
总的来说，通过双面+跟踪系统，光伏的平均度电成本能实现7%以上的降幅，项目IRR提升3pct，增益幅度在组件降价空间越来越小，项目IRR普遍只有8%-10%的地面电站建设背景下尤其明显。同时，随着双玻比例的提高，地面电站比例的提高，光伏公用事业属性增强，跟踪支架系统正面临一个绝佳的产业链同步配套机会，光伏系统降本增效的大旗也将交到跟踪支架手上，成为未来地面电站的标准解决方案。
