电站系统效率。
光伏组件虽然使用寿命可达25-30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量。另外，系统效率对发电量的影响更为重要。
1组件的衰减
1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象;
2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下;
3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%,25年的衰减不超过20%;25年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。
2系统效率
个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。
影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。
1)灰尘、雨水遮挡引起的效率降低
大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值：8%;
2)温度引起的效率降低
太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。
3)组件串联不匹配产生的效率降低
由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。
4)直流部分线缆功率损耗
根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR-YJV22-1kV-2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。
5)逆变器的功率损耗
目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。
6)交流线缆的功率损耗
由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算交流部分的线缆损耗约为1%。
7)变压器功率损耗
变压器为成熟产品，选用高效率变压器，变压器效率为98%，即功率损耗计约为2%。
综合以上各部分功率损耗，测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，可以计算得出光伏电站系统效率：
系统效率：η=(1-8%)*(1-3%)*(1-2%)*(1-3%)*(1-2.5%)*(1-1%)*(1-2%)=80.24%。
经过以上分析，可以得出光伏并网电站系统效率通常为80%。
光伏组件虽然使用寿命可达25-30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量。另外，系统效率对发电量的影响更为重要。
1组件的衰减
1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象;
2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下;
3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%,25年的衰减不超过20%;25年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。
2系统效率
个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。
影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。
1)灰尘、雨水遮挡引起的效率降低
大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值：8%;
2)温度引起的效率降低
太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。
3)组件串联不匹配产生的效率降低
由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。
4)直流部分线缆功率损耗
根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR-YJV22-1kV-2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。
5)逆变器的功率损耗
目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。
6)交流线缆的功率损耗
由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算交流部分的线缆损耗约为1%。
7)变压器功率损耗
变压器为成熟产品，选用高效率变压器，变压器效率为98%，即功率损耗计约为2%。
综合以上各部分功率损耗，测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，可以计算得出光伏电站系统效率：
系统效率：η=(1-8%)*(1-3%)*(1-2%)*(1-3%)*(1-2.5%)*(1-1%)*(1-2%)=80.24%。
经过以上分析，可以得出光伏并网电站系统效率通常为80%。
