关于“看不见”的损耗：除了天气和组件衰减，还有哪些因素会影响光伏系统的实际发电量？例如灰尘遮挡、线路损耗或逆变器效率等。
光伏系统中的“隐形损耗”全景
| 分类 | 典型损耗机理 | 参考损耗比例（年平均） | 主要缓解措施 |
|---|---|---|---|
| 光学/遮挡 | ①灰尘、沙尘、鸟粪、落叶 <br>②雪、霜、结冰 <br>③组件玻璃镀膜老化、表面反射增加 | 0 %‒7 %（地区差异大） | 定期清洗、疏水/自洁镀膜、合理倾角、雪推或融雪 |
| 遮阴 | ④树木/建筑物移动阴影 <br>⑤支架排布不当（行间遮阴） <br>⑥云边效应剧烈变化 | 0 %‒5 % | 精细化遮阴模拟、优化排布、使用组串优化器、微逆 |
| 组件自身 | ⑦LID、LeTID、PID <br>⑧隐裂、焊带腐蚀、EVA 黄变 <br>⑨热斑导致局部失配 | 0 %‒3 %/年（较新的组件一般 <1 %） | 选用抗 PID 电池片、加强质检、红外/EL 例行巡检 |
| 温度 | ⑩温度系数（-0.3 % ~ -0.45 %/°C） <br>⑪组件背板散热不良 <br>⑫逆变器高温降额 | 1 %‒8 %（盛夏峰值更高） | 通风背板、浅色屋顶、逆变器加装散热或空调 |
| 失配 | ⑬制造公差、不同批次衰减差 <br>⑭方位/倾角差异 <br>⑮线缆长度差异导致的压降 | 0 %‒3 % | 同批次并串、适量分组、使用功率优化器 |
| 直流侧电阻 | ⑯组串电缆、汇流箱、接头 I²R 损耗 | 0.5 %‒2 % | 加粗导线、缩短线路、压接/防松设计 |
| 交流侧电阻 | ⑰交流母线、箱变、升压站、并网线缆 | 0.5 %‒2 % | 提高电压等级、选择低损耗变压器、定期测温 |
| 逆变器 | ⑱转换效率（98.5 % ➔ 固定 1.5 % 损耗） <br>⑲轻载效率、夜间待机 <br>⑳MPPT 跟踪精度 | 1 %‒3 % | 选高效逆变器、合理 DC/AC 比、降低夜间耗电 |
| 直流剪切 (Clipping) | ㉑组件峰值功率 > 逆变器限额 | 0 %‒4 %（取决于超配比例） | 优化超配比，分时段限功率 |
| 并网/电网 | ㉒电压过高导致限发 <br>㉓频率偏差/调度弃光 | 0 %‒10 %（与地区电网状况相关） | 升压并网点调压、储能调频、主动功率因数控制 |
| 运行维护 | ㉔计划检修停机 <br>㉕故障停机（保险丝熔断、接地、通讯） | 0 %‒2 % | 24 × 7 监控、快速检修、冗余设计 |
| 其它 | ㉖计量误差、盗窃、雷击、动物咬线 | 0 %‒1 % | 计量校准、围栏、SPD、防鼠套管 |
注：表内比例为经验区间，具体项目需结合气候、组件品牌、系统架构进行测算。
利用“损耗清单”做收益预测的建议流程
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基准输入
• 地面或卫星辐照度数据（≥10 年）
• 组件名义功率、温度系数、衰减曲线
• 逆变器效率曲线、降额曲线 -
光学-热工模型
建立 POA（Plane Of Array）模型 → 温度模型 (NOCT or Sandia) → 得到理想直流产出。 -
分步扣减各类损耗
a. 常年固定损耗：反射 2 %、逆变器 2 %、电缆 1 % …
b. 可变损耗：温度、遮阴、空中灰尘；按月/小时分辨率迭代计算。
c. 年递增损耗：组件衰减、PID 等设为函数。 -
情景分析
• “最优维护” vs “常规维护”
• “无电网限发” vs “5 % 限发”
通过蒙特卡罗或 P90/P50 统计给出 IRR、LCOE。 -
运营期闭环
SCADA 实际发电量对标 → 快速定位损耗来源 → 迭代更新模型与运维策略。
结论
光伏电站的年总损耗往往高达 10 %‒20 %，远不止天气和组件自然衰减。通过系统化识别“隐形损耗”并采取针对性措施，通常可额外提升 3 %‒8 % 的发电量，对 LCOE 和 IRR 影响显著。
除了天气变化（如日照强度、时长、云量）和组件本身的长期衰减（如每年0.5%左右的功率下降）之外，光伏系统的实际发电量还会受到多种“看不见”的因素影响。这些因素通常被称为系统损耗，主要包括以下几类：
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光学损耗 (Optical Losses)
- 灰尘遮挡（Soiling/Dust）：光伏组件表面会积聚灰尘、沙土、鸟粪、花粉、工业污染物等。这些污垢会阻挡阳光到达电池片，降低组件的透光率，从而直接减少发电量。在干燥、多尘或污染严重的地区，这种损耗尤为显著，可能导致数个百分点甚至更高的发电量损失。
- 阴影遮挡（Partial Shading）：建筑物、树木、电线杆、烟囱、相邻组件，甚至组件自身边框或积雪等，都可能在一天中的某些时段在组件上投下阴影。部分阴影遮挡会导致被遮挡的电池片发热（热斑效应），并通过旁路二极管激活，使整个串联支路的电流受限，造成严重的发电量损失。
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电气损耗 (Electrical Losses)
- 线路损耗（Cabling/Line Loss）：光伏系统中的直流（DC）和交流（AC）电缆都存在电阻。电流流过电缆时会产生热量，导致能量损耗。电缆的长度、截面积（线径）、材料质量以及连接点的紧固程度都会影响损耗大小。线径过细或电缆过长都会增加损耗。
- 逆变器效率（Inverter Efficiency）：逆变器负责将光伏组件产生的直流电转换为可供电网或负载使用的交流电。这个转换过程并非100%高效，总会有部分能量以热量的形式散失。不同型号和品牌的逆变器效率不同，通常在95%到99%之间。此外，逆变器在不同功率输出下的效率也不同，通常在额定功率附近效率最高。
- 组件失配损耗（Module Mismatch Loss）：即使是同一批次生产的光伏组件，其电气特性（如最大功率点电压和电流）也存在细微差异。当这些组件串联或并联组成阵列时，性能较差的组件会限制整个串或并联支路的输出，导致整体发电量低于所有组件单独输出的总和。
- 最大功率点跟踪（MPPT）效率（MPPT Efficiency）：逆变器内置的最大功率点跟踪（MPPT）功能旨在实时追踪并保持光伏阵列在最佳工作点运行，以获取最大功率输出。然而，MPPT算法的精度和响应速度并非完美，尤其是在光照快速变化或部分阴影条件下，MPPT可能无法始终精确锁定最佳点，从而产生微小的效率损失。
- 连接器和接线盒损耗（Connector and Junction Box Losses）：光伏系统中的各种连接器（如MC4连接器）和组件背后的接线盒内部的二极管、汇流条等，都存在接触电阻。如果连接不牢固、氧化或质量不佳，会增加电阻，导致能量损耗和局部发热。
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温度相关损耗 (Temperature-Related Losses)
- 高温效应（High Temperature Effect）：光伏组件的发电效率会随着温度升高而下降。标准测试条件（STC）下的组件温度为25°C，但在实际运行中，组件表面温度往往远高于环境温度，尤其是在炎热的夏季或通风不良的安装环境下。组件温度每升高1°C，发电效率通常会下降0.3%至0.5%。
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系统运行与维护损耗 (System Operation & Maintenance Losses)
- 电网限制/质量问题（Grid Curtailment/Quality Issues）：在某些情况下，如果电网电压过高、频率不稳定或电网容量不足以接纳所有光伏发电量时，逆变器可能会根据电网指令降低输出功率甚至停机，以保护电网稳定。这被称为限电或弃光。
- 系统故障与维护不足（System Faults & Insufficient Maintenance）：光伏系统在运行过程中可能出现各种故障，如组件损坏、接线松动、逆变器故障、接地故障等。如果缺乏有效的监控系统和定期的维护检查，这些故障可能无法及时发现和修复，导致系统长期处于非最佳运行状态，造成持续的发电量损失。例如，组件清洗不及时、杂草遮挡等也属于维护不足。
- 初始光致衰减（Initial Light-Induced Degradation - LID/LeTID）：某些类型的光伏组件（特别是P型晶硅组件）在首次暴露于阳光下后的最初几天或几周内，会经历一个小的、不可逆的功率下降，通常在1%到3%之间。这与组件的长期缓慢衰减不同，是组件材料特性决定的。
综合来看，这些“看不见”的损耗因素在实际运行中对光伏系统的发电量影响巨大，是评估和优化系统性能时必须考虑的重要方面。