光伏系統的發展方向在哪裡？是大型電站，還是民用或工商業分散式？
感謝邀請，第一次被邀請回答問題，有點小興奮。話不多說，我來講講從事光伏行業好幾年來的一些心得體會吧，像小凱說的一樣，現階段我過光伏行業以地面大型電站為主，分散式雖然技術早就有了，但是近幾年才剛剛興起，所有這些類型都離不開一項，那就是國家補貼。我做過國家金太陽項目，金太陽項目的國家補貼非常的高，示範工程嘛~~但是正是因為如此之高的國家補貼，才造就了如此亂的國內光伏市場。下面我從技術角度，經濟角度來具體分析一下國內光伏市場的現狀。
國內大型地面電站多採用集中併網發電，電站主要集中在新疆，甘肅，內蒙等地廣人稀地區，光伏有一大特點就是白天發電晚上沒電，對於電網來說頻繁的入網離網切換對於電網及用電負荷的衝擊很大，所以國家電網和各地方電網實際上是不願意接入光伏發的電。現階段有兩種解決方案可以解決這種問題，一是採用風光火水多系統互補方式來達到晝夜不停發電，另外就是採用大型蓄電池組將白天發的電存起來一部分，晚上靠電池組像電網供電。現在多地都採用第一種解決方式，但是效果卻不如人意，第二種方式造價成本太高，如果蓄電池技術能有所突破的話（比如飛輪儲能技術普及），將會大大刺激光伏市場的繁榮。
近幾年興起的分散式發電主要分布於東南沿海地區，比如新興的產業園區廠房上面，都可以用來做光伏發電。這種碎片化式的光伏發電大大節約了土地成本，同時也為企業能創造一定的經濟效益，又達到了某些政府部門節能減排的政績，何樂而不為呢？但實際情況確是，各園區的老總並不願意承擔這個風險，眾所周知，東南沿海一帶經常有颱風等惡劣天氣，一旦在屋面安裝上光伏組件，由於大風等因素造成屋頂破損，進而造成廠房內工業設備的損壞，這個責任誰也說不清，最後造成的損失要遠遠大於建設分散式電站所預期的收益，這還不算20年下來電站的維護成本等等。
無論國內國外的光伏組件，都存在著一個致命的缺點，那就是組件光電轉換效率低，如果將來能發明出轉換效率在50%以上的組件，那麼光伏市場將進入真正的蓬勃發展的時期。
再來從經濟角度分析下。以前我國的補貼政策是，只要電站建成驗收通過，就將補貼款一次性打到賬戶上，這種做法大大的刺激了國內光伏行業的熱情，導致許多良莠不齊的廠商紛紛拚命建電站，拿補貼，但是等補貼一到手，好多電站就棄而不用，造成資源浪費。為改善這種現狀，國家今年出台了新的補貼政策，就是發多少電，補貼多少錢。這種做法的好處就是企業不會大躍進式的建電站，更注重發電質量與發電效率，而缺點就是前期需要墊進大量資金，如果企業運作不好，可能造成資金鏈斷裂，從而企業也相繼破產。這就導致了像國電、中廣核等大型國企吃肉，中小型民營企業喝湯的局面。還有現階段國內光伏行業最大的問題就在於國企老大長期拖欠工程款，造成企業資金迴流不到位的問題，每年過年，我在的原單位就組織各個項目經理去各大國企那去討債（個人吐槽，請無視）。
洋洋洒洒寫了這麼多，總結一下吧，在現有技術條件下，光伏行業還離不開國家補貼這個拐棍，只有當技術成熟，政策明朗的時候，光伏行業才可能走向正軌。至於樓主提問的問題，我在補充一句，民用光伏都是土豪們自己玩的玩具，平常人家想做一套真正的光伏發電系統，算算口袋裡的錢~還是算了吧~以後分散式發電是大勢所趨，但是地面電站也有其存在的必要性及合理性。
在這個行業六年了，國內外市場都做過，淺談一點拙見。
本質上當前的光伏市場還是取決於政府的政策（新能源比例政策與補貼方式政策），從市場上來說取決於投資者根據政策的反饋的興建意願，各國的政策不同，融資和回報的模式不同，就決定了市場的容量和模式不同。
簡而言之，根據容量不同，分為戶用（residential）一般系統小於10kW，商用(comercial ),一般系統在10-1000kW和電站（central ）&>1000kW三個等級。
就2013年各大主要市場情況簡介如下：
1.歐洲市場，今年預計10-12GW（去年17.6GW），德國3-3.5GW（去年7.6GW），然後是英國、法國等國各1GW左右。這其中因為德國補貼政策改變，&>10MW電站補貼為0,1-10MW之間的補貼低於0.1歐元/kWh,所以代表著整個德國市場加速在向戶用型轉型。英國因為採取2套補貼系統，因此今年和明年是大電站和中小型電站並行，希臘今年主要裝大電站，法國也是大型電站和小型系統都有，總體而言，隨著空地（free land）越來越少，同時大型電站的融資越來越困難，整體市場一定是向戶用型和商用型加速轉化，2014年會延續這個趨勢。
2.北美市場，北美要分為2塊，加拿大和美國，加拿大就一個安大略省有補貼和本地化要求（雖然WTO裁定其本地化要求違規），所以加拿大是中型和大型項目並存，主要就2-3家大的投資商，在開發50-100MW級的大型電站；北美情況複雜，各個州,所謂的sunbelt states各有各的政策，其中加州佔據了30%以上的份額，而加州是小型和大型電站並舉，整個美國今年預計4.3GW，其中戶用型三季度同比增加45%，而大型電站保持平穩增長，在未來幾年，也是類似的趨勢，就是大型平穩，中小型快速發展。
3.亞太市場，總體不太成熟，澳洲主要是小型系統（&<10KW），已經累計安裝了3GW；新加坡、印尼、馬來西亞、菲律賓沒有全國的補貼，但都在建設一些MW級示範項目，泰國今年發展迅速，主要也是集中於中小型系統，大型電站不多；印度市場巨大，主要是大型電站為主，在古吉拉特邦。日本是大型電站和中小型同步開發。
4.其餘市場，南非、智利都有GW級的市場，全部集中於單個項目接近60-100MW的大型項目。
5.最後說一說中國，前幾年全部是大型電站，集中於西北地區，後來國家今年推動分散式發電，實際是今年主要還是大型電站為主；而隨著近期鼓勵分散式（此處主要是指工廠和公共設施的屋頂，戶用型系統在中國因為不像國外獨門獨戶的房屋，因此只有在農村有部分市場，可能還帶有一定的扶貧性質）的政策密集發布，預計明後年將會蓬勃發展，可能在未來2-5年每年的安裝量在總量10GW中間佔到40%-50% ，但需要解決融資模式、運維、併網困難等問題，還需要國家的細則進一步落地。
總體而言，有實力的大國都會先進行大型電站的安裝，然後向戶用型和分散式轉型，但是因為世界各國經濟、政策和光伏發展水平不一致，因此處的階段各有不同，但整體看，分散式是大趨勢。
因為大電站補貼越來越低，融資越來越難，空地越來越少，同時，無法解決發電站與負載不在同一地點的問題，需要大量的電力基礎建設投入，綜合效費比偏低。
兼而有之。就模式而言，兩者各有優劣，互有補充。說到底，就是在哪兒為人發電（加一些其它附加價值）。新的領域參與者會更多一些，這是自然歸律-競爭的機會多一些。但是這不能說明一個模式就會勝出，畢竟新模式也存在不確定因素。對於光伏行業而言，不管是哪種，首先就是降低發電成本即系統LCOE。把度電成本降到6美分，光優就真得可以成為支柱產業了。
未來1-2年來看可能還是以大型地面電站為主，因為目前大型地面電站都是五大電力以及中廣核、中節能這樣的央企來投資建設並持有，這些企業信用等級較高，容易從國開行和商業銀行拿到貸款，有充足的資金用於投資光伏電站，及時出現可再生能源電價補貼不能夠及時到位的問題（據說目前電網結算及時性還不錯），他們也能夠承受這種現金流的壓力。但是國企+大型地面電站的問題在於目前煤的價格最近下跌嚴重，火電的收益率顯著提高，太陽能光伏發電在集團內部的地位更加被邊緣化，再加上剛剛更換領導，發展思路不同，可能近期會比較保守。
分散式的核心問題在於1、項目比較分散，大型國企一來看不上，二來也沒有那麼多的人力去落實工作；2、自發自用模式可以產生比較高的收益率，但是投資方和用電消納方如何談好電價並保持每月電價能夠及時回收，也是潛在風險；3、電力消納方企業是否能夠保持20年穩定運營，及時消納光伏發電也很成問題。4、最重要的是，目前光伏電站資產流動性很差，以目前分散式的0.42元度電補貼的扶持政策，可能對於投資方來說前期投資壓力太大，不能自己完全投資建設，而又難以從銀行拿到項目融資，所以會非常難。
總體來講，大型地面電站未來的發展模式很可能會想現在的風電格局，每年有大約8-10GW（或更多）的穩定裝機容量，而分散式潛力巨大，但需要解決融資渠道、資產流動性、20年長期穩定電力消納、電費及時回收等問題。
分散式近期出了很多政策，確實讓人有些期待，但是真正落地（包括18個分散式示範區），還需要再觀察。
個人淺見，請大家指正。@David Chang
謝邀
上面各位回答的非常詳細，也很全面，我就僅僅表述下自己所知道的一些事實以及自己的一些想法。
以下回答僅僅針對中國市場。
1. 國內光伏市場的發展情況
2013年之前的金太陽項目，國家初衷是為了鼓勵刺激行業發展，可惜由於政策設計漏洞---事前補貼，以及執行過程中的偏差，重事前補貼，輕事後維護，更嚴重的早起騙補現象，導致部分金太陽項目成了套取補貼的遊戲。
部分業主通過緩建，延建，通過使用不合格品的方式建設電站。
由於採用事前補貼方式驅使業主通過降低建設成本，大量的等外品組件等不合格品原材料使用在電站項目中。
比如2011年金太陽補貼額度為7.5元/瓦，部分企業將2011年的項目拖延至2012年下半年開工建設，而此時EPC建設成本已下降至8元/瓦左右，單就此項，申請到補貼的業主獲利不菲，第一：降低了建設成本，企業僅需支出1元/瓦的建設成本，第二：通過金太陽項目，消化了企業內部的庫存以及一些無法在國外市場銷售的組件得以有使用之地。
所以，如果有心人通過歷年審批項目的目錄會發現一些金太陽饕客的身影。
所以，大家也就理解了某些企業甚至通過google earth來尋找屋頂的舉動。
說了那麼多的金太陽項目的不足，但是還是要談談金太陽項目對行業發展的推動性
即使一個最絕望的事件，也會有閃光的一面。
①金太陽有力的推動了光伏應用的發展
②金太陽項目為處於野蠻增長與危機增長下的光伏產業提供了一個避風的港灣，如果沒有金太陽項目，08年那波危機中，絕大多數光伏企業就已經倒下，金太陽項目為行業增長有到穩定器的作用。
但就國內市場的情況而言，目前是以西部地區，尤其是西北的甘肅，青海的大型地面光伏電站為主，東部地區存在少量屋頂金太陽項目。
大型地面光伏電站的建設業主主要分為2類
第一、五大電力，由於國家政策限制，常規能源建設時候，需要配建一定份額的可再生能源，所以五大的電站基本都是基於此目的建設，
第二、光伏行業公司，大部分通過項目帶動銷售的目的，而投資建設的電站。
目前大型地面電站存在問題
由於我國工業發展的不均衡，導致西部地區電力大量富餘，所以西電必須東送，才能被消奈
同時又由於光伏發電的不穩定性，以及光伏電的諧波問題，光伏電力並不被電網所歡迎，其的存在對電網的穩定性造成影響。
所以光伏電站雖然大多數都看上起都併網發電了，但是由於電網調度原因以及工程質量問題，缺乏外送通道等原因，在網發電時間的不穩定，導致大量電站在網但不能併網發電，所以有些時間大量地面電站在曬太陽。
2.國內光伏市場的未來發展
由於西部無法消納那麼的電力，所以未來的光伏電站必然不會是大型地面電站佔主要份額。
東部屋頂電站，分散式電站才是行業發展的未來，尤其是工業屋頂，商業屋頂的應用。
國家的相關政策也在向這方面推進。
但是由於缺乏融資渠道，缺乏屋頂（有屋頂的不想建，想建的沒屋頂，擁有屋頂的坐地起價，要求電費6折，甚至更低）導致分散式推廣進度緩慢。
電站資產本身來講是一種低風險穩定回報的產品，但是行業人員在操作的時候，往往想把它包裝為回報驚人的項目，這個本身就是對於光伏電站的一種誤讀，也是電站資產證劵化存在的阻礙。
所以根據判斷未來2年內（14-15年）國內市場依然是大型電站佔據主角，分散式電站只是看起來很美。
而整個行業依然看起來很美，但是在當前技術條件下，真正做到持續，健康發展，還有點兒遙遠，需要各位從業者靜下心來去打造市場，拋棄過去新能源光環下那種財富增長的快感，回歸現實，注重可持續發展，才是這個行業的未來。
瀉藥！！！
金太陽項目折騰了幾年，現在做第一批分散式，略有點點發言權吧，從以下幾方面來回答
前面各位大俠回答的很詳細，班門弄斧下下
1：過去的金太陽模式，項目一次性補貼投資額一半，從金太陽二期開始到五期結束，只要核准項目，利潤均不錯，至於補貼的費用是否真的只有一半，估計圈內人都懂吧。不過好處是極大的促進了光伏行業的爆發，為洗牌做好準備。
2：目前進行的分散式，從去年的傳言變成今年的現實，略感欣慰，光伏可以走向正軌了（從瞎拼亂湊容量到關注發電量及系統效率穩定性）
廢話說完，來回答題主問題：光伏系統的發展方向在哪裡？是大型電站，還是民用或工商業分散式？
1、大型電站依舊是未來的正規軍，光熱電站估計也會參與進來，主要集中在西北地區光照資源一二類地區，按目前的造價及補貼力度收益率可達10%以上。
其中造價約為7元/w，電費補貼則為標杆電價+0.42元補貼，各地略有不同，部分地區也有地方補貼，詳情可以度娘下。當然前提是配套的電網得到位，上不了網曬太陽是資源浪費。
2、民用或者工商業分散式，也是未來光伏行業重要組成部分，主要會集中在城市群如東南沿海一帶光照資源二三類的城市，例如我所在的深圳地區，峰值時間約為1100小時，即每W平均每年發電量約為1kwh左右。按目前成本7元/w來計算，企業大工業用電峰平平均電費0.9元左右，如果自發自用，項目全部利用自有資金的話，每年1MW發電約為110萬kwh，對應收益電費為（0.9+0.42），則一年收入約為145.2萬元，總投資約為700萬，回收期約為5年左右，剩餘設計壽命20年以上，收益率值得期待。
3、分散式在城市應用也有一個好處，可以申請地方一些節能減排補貼或獎勵，也可以樹立企業節能減排綠色形象，以及分配的節能減排任務。
4、目前的政策逐步發布中，如落實到位較給力，審批大全依舊在FGW、NYJ。。。o(╯□╰)o
5、民用不是高富帥或者愛折騰的人別玩了，投入和收入不成正比，缺電地方另計。
剩餘是題外話
1、
對於國內商業銀行令人髮指的利率剪刀差，商行基本對光伏這種新生項目無愛，配套的保險公司及其他金融機構也基本沒有花精力研究相應產品，導致項目融資較為困難。
2、
國內瞎搞的項目依舊太多，屁股決定腦袋，每次看到深圳或城市路上應用風光互補路燈都無語，我能吐槽一下嗎？？？？？為了鼓勵晚上用電深圳大工業谷值電價才0.3多！！還在開建抽水蓄能電站！！城市裡鋪設電纜費用很低的好不好！！電池有污染同時使用壽命一般低於5年而且成本比無電池的高很多好不好！！！路燈繼續折騰改造成LED才是正道好不好！！！
3、另據新聞及會議，保利協鑫多晶硅利用新生產技術，成本明年將控制在10美刀一公斤，今天多晶硅報價是22美刀多一公斤，期待多晶硅的血洗O(∩_∩)O
以上吐槽完畢，臨時答題，準備不足如有問題請指正，tks
說一些國外的情況吧，根據目前國外比較火的公司First Solar， Solar City和Sunpower，基本上可以看出未來太陽能的發展方向。
首先，First Solar主做薄膜太陽能，由於薄膜太陽能自身的特點，它比較適合溫度較高的地方並且規模化鋪設，另外就是對於弱光的轉化要強於晶硅太陽能電池；但是同樣也存在轉化效率低於晶硅的問題，其實是在同等強光條件下，轉化率略低，所以在沙漠地區建立大型電站的比較多，優勢更明顯。這也是為什麼近期First Solar能夠拿到沙特的大單子，另外就是在美國市場以大型電站為主。
然後是Sun Power，他們家的技術是單晶硅，走的跟First Solar完全不同的技術路線，他們產品的特點是單位電池的轉化效率高，適合屋頂鋪設。他們家的商業模式比較全面，大型電站的設計和建設，分散式產品的生產和安裝，另外就是融資租賃也做，跟Solar City的商業模式也重合。不過最近First Solar收購了一家生產單晶硅的廠子叫SunTech，技術也是很牛的，應該在明年能夠進入市場開始銷售，因此First Solar基本上能夠覆蓋Sun Power能做的市場。
第三個就是比較熱門的Solar City，Musk的公司除了Tesla和X-Space，就是Solar City了。他們家主要做的是商業模式。貸款做分散式太陽能，擴展速度非常快。主要做屋頂分散式太陽能和太陽能充電站，也就是給Tesla充電的電站。
這三家公司代表了三種不同的發展方式，但是說白了大型電站和分散式電站每家公司都在積極主動地去做，因為在城市內部，沒有大的空間，分散式太陽能就地生產，就地使用，直接帶來清潔能源；大型電站配合調峰的火電或者天然氣發電，能夠大規模產生可再生能源，前景也很光明。所以我的結論是，這兩個並不存在孰好孰壞的對比，將會長期並存。
從世界範圍來看，肯定是以分散式接入或離網為主，大型電站也將存在並佔有一定的份額。
適合分散式或離網接入的理由如下：
- 太陽能能量密度太低，建立大型電站佔用太多土地；而分散式光伏，如建築光伏對生活環境影響小（不像風機有雜訊），離負荷近，可就地消納。
- 隨著微網技術的發展和成熟，光伏系統分散式接入條件越來優越；在中國，政策允許分散式光伏接入並且接入手續簡單（這一點很關鍵），山東、湖南、陝西等地都有家庭光伏系統併網的報道。
大型電站肯定也會存在並有所發展的，在地廣人稀光照條件好的地方（如我國西藏高原地帶、新疆沙漠地帶）建立光伏然後外送也是可行的方法。當然，所有的建設趨動力都是利益（政府政績，財政補貼）。
最近兩年，中國光伏出口受挫產能過剩，光伏產業非常不景氣，政府鼓勵發展光伏以拯救光伏產業，所以中國最近幾年光伏裝機猛增，接下來幾年也將面臨爆髮式增長，中國光伏裝機第一隻是時間問題。
機遇和挑戰：家庭光伏、建築光伏產業必將會迎來一個春天，這一方面的需求將會迅速增長，而且有一定科技含量，入門門檻不低；大型電站的建設，純民營資本的機會不多；產伏產業現在的競爭已經比較充分，將漸漸趨於穩定。
光伏板的成本正在不斷地降低，但是轉化率不高仍然是一個瓶頸問題。
以目前的技術水平，光伏算是個騙稅的行業吧！
如果從光伏產業的全生命周期看並不節能。實際是大量的浪費能源。大家應該知道產生多晶硅需要消耗大量的能源。並且產生了大量的空氣和環境的污染。歐美髮達國家通過一定的補貼鼓勵企業用我國產的多晶硅產品。我國企業拿了大量的各級政府的補貼大力出口，還相互壓價。造成行業惡性競爭。實際上造成補貼都給了外國。光伏行業本來就是個高耗能低產出的行業。行業規模必須控制。政府補貼是不可以的。
很多知友回答的很全面了，就題主的問題回答下吧，目前主流大型併網光伏電站，目前中國已經有全世界最大的單體光伏電站，裝機32萬，同時為水光互補示範電站。但是個人認為未來的發展潛力還是分散式電站，資源就地消納，就系統而言，損耗較小。
從實際出發，雖然作為新能源從業者，並且在光伏發電主戰場之一的青海，實際上不看好光伏發電，理由如下:
光伏組件整個生命周期為負能源，也就是說組件壽命內發的電不足以滿足製造時消耗的電。
目前主流組件在西北惡略條件下，以及近兩年大幹快上的條件下，壽命肯定無法達到設計壽命的20年至25年。
目前國內大型地面電站主流國企的目的是為了圈地，私企為了貸款。經此而已。
光伏發電看起來很美，但是在當前技術條件下，真正做到持續，健康發展，還有點兒遙遠。
暑期做過相關社會實踐調查，回答一個大概的認識，高手請輕拍。
首先先說明一下光伏發電≠太陽能發電，對於較大型的太陽能發電廠，還有集熱發電等形式
從大型電站來看，目前其實國內已經有一些了，主要分布在中西部的甘肅等地。長這樣：
之所以主要分布在中西部，除了用地因素以外，還有很大的一個因素就是太陽能資源是否豐富，設想一下在梅雨季的長三角要閑置的太陽能光伏發電設備吧= =
從以上來看，目前國內太陽能光伏發電電廠主要分布在中西部是非常有合理性的吧
所以個人認為大型電廠的發展潛力其實已經被限定了，佔地面積太陽能資源分布決定了適用區域有限
至於分散式光伏發電是目前比較熱的一個方面，國家方面是有相關扶持的，但是個人覺得不看好。雖然國外分散式光伏發電鋪開較多，但是國外的獨棟建築和國內的高層樓房比起來還是情況大有不同。以國內一般的大城市的居民住宅來說，屋頂面積鋪設的光伏太陽能板產生的電能遠遠不夠全樓使用的，而據我所知國內一些獨棟建築的光伏發電設備也經常只是起到補充的作用。所以個人認為分散式光伏發電還有一定的推廣範圍，但是局限性也很大。
話說到底，能否推廣主要還是取決於市場價格因素。目前單晶硅的成本價格趨勢是逐年下降（同時單晶硅的生產存在產能過剩的情況），而燃煤發電成本價格相對上升，預計2023年左右可以達到相近水平（見參考資料）。個人認為分散式在未來的推廣是很有可能的，但是主導的還是政策和市場資源價格因素。在目前的情況下來看，個人覺得還是優勢有限的。
其實太陽能發電根本上是為了以替代性新能源應對傳統不可再生能源（燃煤、石油等）逐漸減少的趨勢，但是如果傳統不可再生能源的緊缺性並沒有超過光伏發電成本的話（體現在價格上），光伏發電的發展前景也有限。其實單晶硅太陽能板在生產過程中產生的污染也挺大的= =大家以後在參觀各種綠色建築等等看到在屋頂上安裝了太陽能光伏發電設備不要覺得一定是綠色環保的哦，如果沒有因地制宜，合理利用，可能既造成了污染又浪費了資源
參考資料：
王斯成 分散式光伏發電和光伏新政
趨勢是分散式，地面優勢資源有限
離開光伏行業已經一年了，基於以前的工作經驗說一說吧。
每個國家的情況都不太一樣，沒有時間去重新整理數據，只是以我做過的英國和美國市場舉個例子。英國主要以民用為主（不知道現在的情況，我工作的2011年和2012年是如此），這主要是因為首先英國的住宅都為house，有發展民用的物理基礎；再則政府的補貼政策支持民用。而美國則主要是大型電站和商業為主，照說美國也有很多house，但是確實是以電站為主，我想主要還是政策和融資的模式與英國有所不同。（至於為何會有這種政策上的差異就不分析了，畢竟離開這個行業一年了。）
而在中國，前期主要是大型電站，但是由於電站與用電地點不在同一處，輸電成本高昂，以及工程質量的問題，大型電站在中國應該是垮掉了。我離開光伏行業前就職的那家公司，2012年全年銷量全國應排在第二、第三，但是後來因電站開發商拖欠工程款的原因，最後現金流很慘。
就我個人而言，我不太看好大型電站的模式，我覺得分散式應該成為主流，在國內因為屋頂少的原因，可能發展商業（商業屋頂和停車場）更可行一些，而在歐美國家則應是民用和商業並行。拋開技術方面的原因不談（如輸送電優勢和成本），我覺得最關鍵的一點是商業和民用分散式的利益鏈條最短，光伏系統的投資人獲取收益最為直接，因此在工程質量方面有最強烈的嚴格把關的驅動力，從而能保證整個光伏市場商業模式完全走通。（或許是因為見過光伏行業太多的產品和工程質量問題，所以覺得質量是光伏行業能否繼續發展的一個很關鍵因素。）利益鏈條越長，參與利益瓜分的人則越多，每個參與者的目的也越不一致，最終越可能導致整個項目走樣。
說實話，如果不是在這個行業做不下去了，實在是不願意離開這個行業，因為光伏行業（在保證產品和工程質量的前提下）是真正對社會的發展有益的事情，而且從長遠來看，當光伏大規模替代傳統能源的時候，這個行業的市場容量和價值是巨大的。感謝David Chang邀請！從感性的角度，個人覺得分散式是趨勢。見過不少光伏電站，還是太占空間了，即使效率再提高很多，一座大型電站也要佔很多的面積。電池板覆蓋下的土地得不到陽光，無論是水上還是陸地上都會對植被影響很大。分散式的電站可以利用很多沒有使用價值建築物表面積等地方，首先滿足自己使用，如果有能力再往電網輸出。互聯網的興起也說明了龐大群體的強大力量，從廣大群體中產生的智慧或者創新才更具生命力。分散式是群體智慧和力量的突出特點。
主要是成本降低點推廣到全民使用，這樣才可以得到廣泛推廣！
從國內的政策和發展來看，分散式光伏在未來應該是主流。12月28日，國家發改委正式下發通知，將2017年光伏一類至三類資源區新建電站的標杆上網電價分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元，比2016年分別下調0.15元、0.13元、0.13元。在改通知中雖未正式的提到分散式，但是有鑒於價格司之前的解讀中已明確表示分散式光伏補貼不做調整，繼續執行0.42元/ kwh的國補標準。這就說明政策繼續偏向分散式，與地面電站補貼的持續下降相比，分散式光伏的國家補助+省內補助+市級補助+縣級補助將更有「錢景」。
如今，國內分散式光伏發展進程依然緩慢，仍在探尋較為成熟的商業模式，且須提防大量併網對電網的衝擊。然而在光伏行業資深人士看來，隨著儲能成本的下降，分散式+儲能將成未來光伏的主流形式。
看了前面的答案，大家都說的差不多了，僅僅談一下自己對國內光伏的看法。就目前的技術而言，地面電站、建築樓頂分散式都不能很有效的利用太陽能所發的電，原因在於太陽能發電取決於自然條件不具備可計劃性，不是按照需求方用電量發電，而是足夠的陽光就有電，強度又取決於光照強度。但是國內一直鼓勵的用戶側併網是不使用蓄電池的，意味著光伏發電功率不夠時用戶還是使用電網的電；電站併網更麻煩，要能根據電網調度計劃發電，而且電站現在基本都建在用電需求少的地區，等它併網輸出來估計也在線路上消耗的差不多了。所以個人覺得太陽能以目前的技術條件還是適合用在偏遠沒有電網的地區或者攜帶型電源之類的小功率應用會比較實用，屋頂電站、地面電站神馬的示範意義比較大。不管是民用還是工商用，蓄電池儲能技術、光電轉換效率（組件材料和封裝技術）、逆變技術（表跟我說98%的轉換效率，前提是你的額定輸入多少，加權平均的效率又是多少）等主要核心技術有了突破，光伏發電才能有更廣闊的應用空間。
說一下我知道的情況。光伏發電在居民用戶上已經有試點。電價有兩部分構成，一部分是電力公司電錶反轉，相當於總用電量減少，另一部分是國家及地方財政的補貼。比如溫州當地的光伏上網補貼：
居民發一度電收入1.162元 企業發一度電收入1.112元
光伏發電國家補貼政策如下：
發一度電國家財政補貼0.42元/度（20年）
居民發一度溫州財政補貼0.30元/度（5年）
企業發一度溫州財政補貼0.25元/度（5年）
余電併網，國網收購0.442/度（永久）
這是計量的電錶。 左面的電錶是電網公司提供的雙向計費用電錶，右面的是政府結算財政補貼的電錶。
這是計量的電錶。 左面的電錶是電網公司提供的雙向計費用電錶，右面的是政府結算財政補貼的電錶。
現在居民用戶安裝光伏系統的成本大概在1W10塊錢。目前來看，光伏發電在成本上來說還不是合算的，即使算上財政補貼，收回成本的周期也過長，從經濟性上來講還不是一項非常好的投資。這還沒有考慮設備的損壞。我認為分散式的發電方式還是一種大趨勢，但是目前來看，光伏發電只在接入電網成本高於架設離網光伏系統的極個別偏遠地區才有實際的意義。隨著器件成本的下降，性能的提高，這種情況未來可能會有所改觀。
在這行業幹了一年多，知道做逆變器廠家錦浪、固得威做得還好，還有家叫三晶的，很垃圾，機器經常出問題，廣告亂投。
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