光伏电站的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。当电站的地点和规模确定以后，前两个因素基本已经定了，要想提高发电量，只能从“系统效率”上下功夫了！
那光伏电站的系统效率应该是多少呢？引用王斯成老师ppt中的一个表格来说明一下。
然而，大量的实际调研数据证明，我国建成的光伏电站的系统效率都处于一个非常低的水平。分布式电站由于之前大部分是以金太阳工程的形式建设的，装有防逆流装置，弃电情况较多，暂不讨论；据介绍，我国西部大型地面电站的平均系统效率仅能达到74%左右。
哪些因素影响了电站的系统效率，动了我们的发电量？我把这些因素分为三类：自然因素、设备因素、人为因素。
一、自然因素对系统效率的影响
1、温度折减
我觉得，对系统效率影响最大的自然因素就是温度。温度系数是光伏组件非常重要的一个参数。一般情况下，晶硅电池的温度系数一般是 -0.35～-0.45%/℃，非晶硅电池的温度系数一般是-0.2%/℃左右。而光伏组件的温度并不等于环境温度。下图就是光伏组件输出功率随组件温度的变化情况。
除了光伏组件，当温度升高时，逆变器等电气设备的转化效率也会随温度的升高而降低。
温度造成的折减，可以根据光伏组件的温度系数和当地的气温进行估算。
2、不可利用太阳光
我们获得的总辐射量值，是各种辐射强度的直接辐射、散射辐射、反射辐射的总和，但并不是所有的辐射都能发电的。比如，逆变器需要再辐照度大于50W/m2时才能向电网供电，但辐照度在100W/m2以下时输出功率极低。
即使在阳光好的西部地区，这部分虽然算到总辐射量数据中、但无法利用的太阳能辐射，也能达到2~3%。
二、设备因素对系统效率的影响
我觉得设备因素是影响光伏系统效率的最主要原因。
1、光伏组件的匹配度
标称偏差也是光伏组件一个重要参数，一般±3%内是可以接受的。这说明，虽然组件的标称参数是一样的，但实际上输出特性曲线是有差异的，这就造成多个组件串联时因电流不一致产生的效率降低。目前，像天合、英利等组件厂家，一般采用正偏差来降低由于功率的不匹配性带来的损失。
2、逆变器、箱变的效率
虽然逆变器技术规格书中的欧洲效率是考虑了不同负载率后的加权转换效率，但实际使用中，很少有逆变器能达到现在普遍使用的98.5%。逆变器在DC变AC的过程中，加权效率能达到97.5%应该就不错了。
不同逆变器的MPPT跟踪效果也是不一样的。当最大功率点电压随着辐照度变化时，逆变器需要不断改变电压值以找到最大功率点电压，由于跟踪的滞后性也会造成能量损失。另外，一个500kW的逆变器，要跟踪大约100路组串的MPPT，组串之间的差异会影响跟踪的精度。目前，有的逆变器厂家采用多路MPPT的方式，来减少此项损失。
在最大直流输入电压范围内，尽量的多串联组件提高电压、降低电流，可以提高逆变器的转化效率，同时降低线损。
箱变将在将升压的过程中，必然会有能量损失，这项根据箱变的参数来确定，一般1.5%左右。
3、直流线损、交流线损
一个1MW单元的面积大约3.5~4公顷。要将这么大面积光伏组件发出的电送到一处地方，就需要很长的直流线路。减少线损的办法有两个：选用好的电缆，提高电压。一般情况下，直流线损可以按2~3%来估算。
交流线路短，线损相对较少，一般可以按1%来进行估算。
4、设备故障
设备故障和检修时造成系统效率低的一个重要原因。下图统计了光伏电站故障原因，其中一半都是来自于设备。
1、设计不当
设计不当造成发电量损失最严重的一项就是“间距设计不当”。由于目前光伏电站大都采用竖向布置，下沿的少量遮挡往往会造成整个组串输出功率极具下降。据统计，在一些前后间距偏小的电站，前后遮挡造成的发电量损失甚至能达到3%。另外，山地电站除了考虑前后遮挡以外，还要考量东西方向高差所带来的遮挡。在坡度比较大，而东西间距较小的电站，此项折减可达到2%。
除了间距以外，我还经常看到在光伏电站场区内，设计有较高的建（构）筑物，对周围的光伏阵列造成遮挡。
2、清洁不及时
在西北地区，一次沙尘暴可能会造成发电量直接降低5%以上；在东部，严重的雾霾天气时光伏电站几乎没有出力。下图是清洗前后光伏电站的出力对比。
除了灰尘，积雪如果不及时清除，也会对发电量造成较大的损失。
除了上述原因以外，光伏组件的衰减过快也是造成发电量达不到预期的重要原因。一般厂家承诺头两年衰减不超过2%，10年不超过10%，25年不超过20%。10年和20年的情况我不清楚，据了解，头两年衰减在2%的光伏组件比较少。
总结一下，光伏电站系统效率损失的原因可以归纳成以下几条：
自然原因：温度折减、不可利用太阳光；
设备原因：光伏组件的匹配度、逆变器、箱变的效率、直流线损、交流线损、设备故障
人为原因：设计不当、清洁不及时
光伏组件衰减速度超出预期
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