同样的屋顶，容配比不同，账不同
1MW 的屋顶装 1MW 组件配 1MW 逆变器，还是装 1.15MW 组件配 1MW 逆变器？这就是容配比（DC/AC Ratio）——直流侧组件总功率与交流侧逆变器额定功率之比。它不是拍脑袋的系数，是「辐照资源 × 收益机制 × 负荷曲线」三约束下的设计决策：取低了浪费逆变器与关口容量，取高了白买组件——同样屋顶同样组件，容配比取值不同，全生命周期度电成本能差出几个百分点。
为什么 1:1 不划算
逆变器按交流侧额定功率计价，但它一天里大部分时间并不在额定工况：
- 轻载效率低——逆变器效率曲线在低负载段明显低于 60%~100% 的平台段；早晚低辐照时段，1:1 系统的逆变器恰好在低效区爬坡
- 出力斜坡更陡——同容量的交流关口，超配系统的曲线「更早爬上来、更晚掉下去」，早晚时段的每一度电对自发自用的工商业用户都是实打实的收益
- 低辐照日抬底——阴天与冬季的出力缺口被更高的直流输入部分填平，全年发电分布更均匀，对按月核对的自用比例是稳定器
代价：削峰损失
超配的另一面是削峰（clipping）：正午高辐照时段，直流侧出力超过逆变器交流上限，多出来的部分被直接丢弃。容配比 1.2 在低辐照资源区的削峰损失典型量级 1%~3%/年（具体以逐时仿真为准）——这笔损失必须单列进发电量估算的 PR 分项表，漏掉它，测算就系统性偏乐观；PR 对账时削峰还容易背故障的黑锅（电站健康诊断的归因表里它是「正常项」）。
容配比怎么取：三张牌
| 条件 | 偏低（1.05~1.15） | 偏高（1.2~1.3） |
|---|---|---|
| 辐照资源 | 高辐照区（如东南亚多数地区），正午本就顶格 | 低辐照/多云区（如中国东部），满发小时少 |
| 收益机制 | 余电有兜底电价，正午电量不贬值 | 自发自用为主，早晚出力才值钱 |
| 负荷形态 | 白天负荷平缓 | 早晚高峰明显，出力曲线要「贴」负荷 |
（区间为工程常见口径；具体项目以逆变器规格书与逐时仿真为准。）
与组串、逆变器的两个衔接
- 组串先行，容配比收口——每串块数由电压窗口决定（算例见组串设计详解），组串数汇总出直流容量后，再用容配比校核逆变器台数。顺序反了，组串会被拆得七零八落
- 查直流侧硬边界——逆变器规格书的最大直流输入功率（常见为额定交流功率的 1.1~1.5 倍）与最大短路电流是上限；高温高辐照地区还要核持续工况下的温度降额曲线（机型对比见组串式、集中式还是微型逆变器）
加了储能，上限上移
直流侧耦合架构下，正午本会被削峰的功率可以先充进电池（拓扑取舍见光储协同怎么做）——削峰损失变成「移峰收益」，容配比的经济上限随之上移。这也是光储项目的正确顺序：先定储能策略与容量，再定容配比，而不是反过来（储能定容见工商业储能怎么配）。
容配比没有全局最优解，只有三张牌摸清后的局部最优。任何甩给你一个数、却不问辐照、电价与负荷曲线三件事的方案，都可以让它回去重做。
结语
容配比是把「屋顶资源」翻译成「逆变器容量」的汇率：高辐照与余电兜底取低、低辐照与自用主导取高，削峰损失必须单列进 PR，直流侧边界查规格书。PV-EPC 设计中心的电气引擎按目标容配比自动匹配逆变器台数、输出 DC/AC 比校核与逐时仿真——排布完成后直接看这个数，别等并网后才发现自己「配贵了」或「配少了」。