的输出功率，一般很难达到组件的标称功率，这是因为组件的功率是在天气条件非常好，组件温度也比较低的情况下测试的，正常的天气是无法达到该条件，光伏组件不一定全都能接受到太阳能，因为不一定都一直在最佳角度。并且光伏系统都有损耗：组件上的灰尘、遮挡、阴影等，电缆、开关、接头等线路损耗;逆变器、变压器、配电柜等设备损耗。一般大型电站，系统输出最高功率可能只有组件额定功率的85%-90%左右;小型分布式电站，系统输出最高功率可能只有组件额定功率的90%-95%左右。
1/太阳辐照度因素
我们常说340w光伏组件，最大功率pmax/w，代表在标准测试环境其峰值功率为340w。只有在标准测试条件(辐照度为1000w/m2，电池温度25℃)时，光伏组件的输出功率才是“标称功率”(340w)，辐照度和温度变化时，功率也会变化。在非标准条件下，光伏组件的输出功率一般不是标称功率，如下图：
stc(标准测试环境standard test condition)：辐照度1000w/m2，电池温度25℃，光谱am1.5。noct(电池片标称工作温度条件normal operating cell temperature)：辐照度800w/m2，环境温度20℃，光谱am1.5，风速1m/s。从表中可以看到，当条件由理想的stc环境转到现实中noct环境时，组件的功率发生很大变化，如330w的组件，变成249w。
2/系统损耗因素
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：组件上灰尘、阴影遮挡引起的效率降低，组件温度引起的功率降低，直流电缆引起的阻抗匹配损失，组件串联电压和逆变器电压不匹配产生的效率降低，逆变器的mppt追踪损失，逆变器本身的功率损耗，交流线缆功率损耗、变压器功率损耗等等多个因素，
系统损失是综合发电量的损失，数值根据条件在变化。影响最大功率输出的因素是组件和直流电缆，为了提升输出功率，必须尽量减少各种损耗。光伏安装地点确定后，组件的安装角度、组件温度，逆变器本身的损耗、mppt跟踪效率等因素，改变较困难。但直流电缆损失、直流电缆阻抗匹配、组件和逆变器电压匹配等因素，则是可控制的。
1)尽量减少直流电缆的长度，从组件到逆变器，要用到直流电缆，这个电缆的长度对系统发电量的影响非常大，一方面是直流电缆本身的损耗，另一方面是是阻抗匹配，逆变器尽量靠近组件，直流电缆控制在20米以内，每一个mppt的直流电缆尽量一致。
2)组件串联后的工作电压尽量靠近逆变器的额定电压，降低逆变器的损耗。
那怎么判断光伏系统发电是否正常呢?首先看逆变器的输出功率，在天气特别好时，如果能达到组件功率的90%以上，说明系统的设计没有什么问题，再者算一下发电量，查看当地的日均发电量小时数，用小时数乘以365，再乘系统效率就是年平均发电量，一般系统效率算0.8，如在广东地区，日均发电量小时数是3.5，一个40kw的电量，平均一年的发电量是40*3.5*365*0.8=40880度，如果发电量在这个范围内，就说明系统的设计和安装都没问题。