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實落地。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。為享有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、效率高化運維。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較早考慮的問題。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，投入資金收益仍然非常可觀。與此同時，Ⅲ類地區也是能源消耗比非常大的地區，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較集中的地區，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、晶硅電池生產線投入資金均有下降，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%；光伏發電系統投入資金成本由約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。