“十三五”太陽能光伏裝機目標為150GW，其中包含70GW的分布式光伏電站以及80GW的集中式光伏電站。若需達成此目標，則中國未來五年內平均每年的光伏設備需求量將突破20GW。
　　近期，新能源領域政策暖風頻吹。“可再生能源發電全額保障性收購管理辦法”即將出臺，財稅優惠政策持續推進。在國家大力發展低碳綠色經濟的背景下，“政策利好+技術利好+環境利好”，對于光伏產業而言，可謂天時地利人和。
　　2015年12月15日，國家能源局下發了《太陽能利用十三五發展規劃征求意見稿》。意見稿提出，到2020年底，太陽能發電裝機容量達到1.6億千瓦，年發電量達到1700億千瓦，年度總投資額約2000億元。這次“光伏十三五”規劃意見稿的提出，無疑將給光伏企業帶來巨大機遇。
　　意見稿中明文指出，“十三五”太陽能光伏裝機目標為150GW，其中包含70GW的分布式光伏電站以及80GW的集中式光伏電站。若需達成此目標，則中國未來五年內平均每年的光伏設備需求量將突破20GW。若上述目標達成，那么到2020年底，太陽能發電裝機規模將在全國電力結構中占比7%，在新增電力裝機結構中占比15%，在全國發電量結構中占比2.5%。而在整體太陽能裝機量中，光伏發電占94%、太陽光熱占6%；西部地區占太陽能發電裝機量35%，其他65%則分布在中、東部地區。
　　2015年12月22日，中國人民銀行發布公告，在銀行間債券市場推出綠色金融債券，其中，光伏被列入《綠色債券支持項目目錄》。隨著金融支持力度加大，光伏產業的融資難題獲得一定程度緩解。另外，近日，國家發展改革委發出《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，適當降低新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價，調整后的標桿電價政策將對新能源產業保持較強的支持力度。
　　光伏裝機持續增長
　　數據顯示，我國的光伏裝機持續增長，2014年光伏發電新增裝機容量10.6GW，約占全球新增裝機的五分之一，預計2015、2016年國內光伏裝機分別為17.8GW、20GW，增長率分別為57%、41%。
　　“十三五”期間，光伏行業將繼續保持較快發展，尤其要擴大分布式規模，并重點提高轉換效率，降低成本，提高全產業鏈競爭力。此外，“十三五”光伏規劃《意見稿》中也指出了各地區到2020年的規模布局。
　　根據2020年底光伏累計并網規模布局，西北部與西部主要仍以光伏電站為發展重點，其中到2020年，西北地區光伏電站達到48.5GW，分布式電站為3.95GW。華東與中東部地區將力推分布式電站，到2020年華東地區分布式累計并網預計達到24.4GW。值得注意的是，中東部地區是全國光伏規劃量最高的地區。
　　光伏發電已呈現東中西部共同發展格局。截至2014年年底，中東部地區新增裝機容量達到560萬千瓦，占全國的53%。其中，江蘇省新增152萬千瓦，僅次于內蒙古自治區；河北省新增97萬千瓦，居全國前列。西部省份中，內蒙古、青海、甘肅和寧夏均較大。
　　根據國家光伏發電的整體規劃，與地面電站相比，分布式電站的發展空間和彈性均較大。根據規劃，到2020年分布式要達到70GW，而截至2014年分布式累計裝機容量為4.67GW，每年平均需新增裝機容量達13GW。
　　根據國家能源局統計，全國建筑物可安裝光伏發電約3億千瓦，僅省級以上工業園區就可安裝8000萬千瓦，市場潛力巨大。相比于大型電站，分布式解決了大型電站的長距離傳送問題和并網壓力。目前，隨著國家電改政策頒布以及能源互聯網的發展，中國有越來越多的公司從電力消費側涉及商業模式，能夠讓電力供給側互聯網化，有望實現能源需求側管理和能源互聯網的真正落地。隨著技術的發展，能源互聯網的落地，分布式存在的弱點比如業務模式不清、電費收繳難度大等都將得到解決。
　　光伏標桿電價下調
　　從2016年1月1日起，光伏上網電價調整方案正式施行，三類光照資源區的上網價格分別由2015年的0.9、0.95、1.00元/千瓦時下調至0.8、0.88、0.98元/千瓦時。對于已經投運的電站和2016年1月1日之前備案且2016年6月30日之前并網投運的電站，仍執行原上網電價。為享受上網高價補貼的余溫，2016年上半年或將迎來一輪大規模的裝機潮。
　　目前，Ⅰ類資源區由于當地消納能力不足、外送條件有限，存在較為嚴重的棄光限電現象。2015年1~9月，全國累計光伏發電量306億千瓦時，棄光電量約30億千瓦時，棄光率10%，主要發生在甘肅和新疆地區。Ⅲ類資源區主要包括東部沿海地區，盡管該地區光照條件不及中西部，但電網接入條件較好、區域電力消納能力較強。在空氣污染日益嚴重、Ⅰ類和Ⅱ類資源區2016年光伏上網電價大幅下調、中西部土地資源愈發緊張的情況下，未來裝機或將向Ⅲ類資源區傾斜。
　　從下調電價造成的影響來看，雖然此次光伏標桿電價下調屬于引導行業成本下行的常規舉措，但對于光伏I類資源區來說，超過10%的下調幅度仍超出原來市場預期，尤其是在新疆、甘肅大幅限電以及補貼拖欠的大背景下。今后的地面電站裝機比拼的不再是快，而將是精細化裝機、高效化運維。在何地裝機不會限電，如何運維以提高發電量，這是開發運營商需要最先考慮的問題。此外，Ⅲ類地區迎來發展良機。光伏標桿電價從1.00元到0.98元，下降幅度小，對于Ⅲ類地區影響較小，投資收益仍然非常可觀。與此同時，Ⅲ類地區也是能源消耗比較大的地區，將分布式光伏電站建設在Ⅲ類地區能夠減少電的遠程輸運損耗與成本。
　　2015年，國家能源局副局長劉琦主持召開華東、華中片區能源發展“十三五”規劃銜接座談會。會上明確提到新能源發展，華東和華中我國能源消費最集中的地區，隨著技術進步，這些地區的風資源和光資源具備了開發價值，因此未來華東和華中等靠近負荷區的新能源將快速增長。
　　成本下降與利潤上升
　　國家新能源政策與光伏十三五規劃意見稿的出臺顯示了國家對于發展光伏產業的決心，2015年光伏行業自身也交了一份漂亮的答卷，行業凈利潤率大幅提升，技術進步與成本下降帶來了產業鏈的升級和調整。
　　2015年上半年，光伏行業整體營業收入20億元，同比增長22%；實現凈利潤14億元，凈利潤大幅增長192%；上半年行業毛利率20%，與去年同期持平。利潤的提高除了是行業整體業績增速較為穩定之外，主要是成本和費用的降低，以及資產減值損失的減少。
　　與2014年同期相比，多晶硅、晶硅電池生產線投資均有下降，多晶硅生產平均綜合能耗、每瓦電池耗硅量分別下降約10%。骨干企業單晶及多晶電池平均轉換效率分別由18.8%和17.3%升至19.3%和17.8%；光伏發電系統投資成本由約10元/瓦降至9元/瓦以下。
　　據中國光伏行業協會理事長高紀凡計算，過去10年間，光伏成本已降至原來的1/8，未來短期內可繼續降低30%。未來隨著政策的支持，光伏裝機量持續增長，行業盈利預計還將持續增長。