1. 现在光伏市场基本情况
1.1国家对光伏产业的政策
开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，在2007年《可再生能源中长期发展规划》中提出了到2020年全国建设180万千瓦太阳能光伏电安装容量的目标，目前，我国正在抓紧制定新能源产业振兴规划，其中太阳能光伏发电到2020年，其规模将由2007年初定的180万千瓦调整到2000万千瓦，这都几倍于现有《可再生能源中长期发展规划》的新目标，将成为正式的长期目标。由此可见，我国政府对可再生能源开发利用的高度重视，太阳能资源的开发利用是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。
自“十一五”开局以来，国家出台并颁布了一系列关于新能源发展相关政策、法规和办法，其初衷是鼓励各级政府、主管部门和企事业单位加快新能源的开发利用，减轻我国目前对煤炭、石油等化石能源的依赖程度，从而调整我国能源结构，其具体颁布的法律、规划、办法如下：
1）《可再生能源法》和国家发改委关于印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（实施细则）发改价格【2006】7号明确了全额收购、合理上网电价和全网分摊的三项原则；
2）发改能源【2007】2174号：《可再生能源中长期发展规划》，2007年8月31日发布；
3）国家电力监管委员会2007年第25号令：《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，2007年9月1日生效；
4）国务院办公厅2007年8月2日转发：国家发改委、国家环保总局、电监会、能源办《节能发电调度办法（试行）》（国办发【2007】53号）；
5）国家发改委发布：《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改委价格【2007】44号）提出了配额交易的概念；
6）发改办能源【2007】2898号：《关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》，明确了大型并网光伏电站的上网电价通过招标确定；
7）发改能源（2008）610号：《可再生能源发展“十一五”规划》，2008年3月3日发布；
8）财建【2009】129号：《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》；
9）财建【2009】128号：关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见；
10）财建【2009】397号：关于实施太阳能示范工程的通知。
11）现行国家有关的规程、规范、规定。
1.2国内外光伏产业的发展
近二十年来，我国太阳能的开发利用取得了巨大成就，太阳能光伏发电的技术水平与实用化程度有了显著提高，应用范围和规模不断扩大，并网光伏技术也获得了相当大的发展。国家科技部在“十五”期间，将并网光伏技术列为重要研究方向，对并网光伏发电的系统设计、关键设备研制、光伏与建筑一体化等方面都进行了研究和示范，并相继在深圳和上海建设了多个兆瓦级太阳能光伏示范发电站。2008 年，我国光伏发电新增安装容量40MW，是历史之最，比2007 年增长1 倍。到2008 年年底，我国光伏发电累计安装容量为140MW。根据2007 年发布的《可再生能源中长期发展规划》，到2010年，太阳能光伏发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。
目前国际上对太阳能资源已经十分重视，20世纪70年代以来，世界上许多国家掀起了开发利用太阳能和可再生能源的热潮。20世纪80年代，美国建成抛物面槽太阳能发电站，俄罗斯、澳大利亚、瑞士也相继建立了太阳能发电厂，1992年日本太阳能发电系统和电力公司电网联网，2000 年有7万家庭安装了太阳能家庭发电设备，光伏发电比例占到全世界的一半以上。2007年总安装量为230MW，预计到2010 年日本国内安装太阳能组件容量将达482万千瓦，到2030年累计安装太阳电池组件容量将达1000万千瓦，届时预计日本所有住宅所消耗的电力中的半数将来自太阳能。2004 年德国首次超过日本成为世界太阳能发电第一大国，截止2007 年底德国太阳能总装机容量达340万千瓦，居世界第一。近两年来美国以加利福利亚州等州为代表，出台了各类对包括太阳能在内的可再生能源的扶持政策。其2007年的安装量从2006年的141兆瓦上升到了259兆瓦，年增长率近乎83%。
近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业发展很快，光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电逐步转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，并且发展十分迅速。美国、德国、日本、加拿大、荷兰等国家纷纷制定了雄心勃勃的中长期发展规划推动光伏技术和光伏产业的发展，世界光伏产业以56.8％的平均年增长率高速发展。2008年世界光伏组件的产量是7900MW，比前年增长了近1倍。近年来我国光伏产业的增长速度也较快，2008年国内光伏组件的产量已达2600MW，比前年增长了140%左右。据资料预测显示，到2010 年，全世界光伏产业将累计达到14-15GW，这表明世界光伏产业发展有着远大的发展空间。勿容置疑，开发太阳能资源，已经成为全球解决能源紧张的战略性计划。
综上所述，发展光伏产业符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是保护环境、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。
1.3国内光伏电站的接入方式
目前，国内的光伏电站主要以并网光伏电站为主，但光伏发电及并网还缺乏相应的管理规定，技术标准不完善，国家政策和激励措施也未考虑对电网企业综合经济效益的补偿，因此对光伏发电产业和电网企业的健康有序发展产生了一定的不利影响。同时，光伏电源出力的间歇性、周期性和随机性，加上逆变器并网、孤岛效应等因素，也会影响电网电能质量、电量计量计费、供电可靠性。随着大容量并网光伏电站和分布式，光伏建筑一体化电源的大规模接入电网，给电网的规划、运行控制和管理带来了一系列挑战。
为应对大规模光伏电源接入给电力系统带来的冲击，保障光伏电源接入后的电网能安全稳定运行并可靠地向电力用户提供优质电力，国家电网公司关于分布式光伏电源接入配电网的规划设计和运行控制技术进行研究。
1.3.1典型设计研究的主要内容
并网光伏系统多以分布式电源形式接入配电网。研究光伏电源并网对配电网的影响主要从以下两方面考虑：一方面，光伏电源属于间歇式电源，具有显著的不连续性和受天气影响的群发性；另一方面，由于分布式光伏电源的接入，配电网由传统的单端辐射型网络发展成为复杂的多端系统。因此，通过对光伏电源准入容量和接入位置、光伏电源配电系统可靠性评估、光伏电源引起的备用需求等重点课题的研究，形成通用、全面、典型接入系统设计方案，以指导今后光伏电源的接入系统设计。
（1）光伏电源准入原则和并网电压等级
目前的配电网接线模式主要有电缆网络的双电源双Π接线、双电源单Π接线及架空线路多分段多联络网。综合考虑光伏电源并网后的区域配电网可靠性、电压质量、电压稳定以及谐波注入量等方面的要求，通过合理控制接入电源的电压等级和安装容量，有效降低光伏电源对区域配电网的冲击。经多次仿真计算，初步确定光伏电站接入公用电网的总安装容量应控制在上级变电站最小单台变压器额定容量的15%以内；光伏电站T接入10kV公用线路，其总安装容量应控制在该线路最大输送容量的15%以内。
（2）并网点与公共连接点的技术要求
依据电力部门调度管理、保护整定、计量等需求，光伏电源的并网点应设置易于操作、可闭锁且具有明显断开点的并网总断路器，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。光伏电站与电网之间的连接点即并网点，也称为公共连接点，只能有唯一一个，作为解并列点。原则上公共连接点就是电能质量考核点。当光伏电站采用400 V并网且只有单台逆变器时，逆变器出口处作为并网点，并装设并网断路器；当光伏电站采用400 V并网且有多台逆变器时，逆变器通过400V交流母线汇接，汇接点作为并网点，然后在并网点装设并网断路器。光伏电站采用高压并网时，光伏电站升压变高压侧作为并网点，如果有多台升压变压器，变压器高压侧可并列运行，高压母线作为并网点设置并网断路器。
（3）保护及安全自动装置
目前，国内投产的光伏电源数量较少，相关运行经验还不成熟。特别是光伏电源受光照、温度等天气、气候因素的影响较大，对其性能变化情况不够了解。传统辐射状配电网的潮流是从电源到用户单向流动的，且配电网大多数故障具有瞬时性，所以传统配电网的保护设计通常是在变电站安装反向过流继电器，主馈线装设自动重合闸装置，支路装设熔断器。接入分布式电源后，必须在系统侧和光伏电站侧配置一定的保护装置，使配电网能保持保护装置原有的协调性，避免原有保护设备误动。
a)系统侧保护
公用电网接入光伏电站后，电网保护应保持可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。光伏电站接入公用电网的供电线路（专线），电网侧应配置一套线路保护。35 kV并网线路一般配置距离保护，系统有稳定要求或短线路整定配合困难时，应装设光纤电流差动保护。10 kV并网线路一般配置方向过流保护（方向元件可投退），如有电网稳定要求，需配置全线速动保护。光伏电站采用T接方式接入公用电网10 kV或35 kV纯架空线路或电缆、架空混合线路时，电网侧线路保护应具备重合闸功能，重合闸应具备检测线路无压功能。
b)并网断路器保护
一般情况下，并网总断路器配置速断、过流保护，如距离及过流保护、带方向的过流保护以及光纤差动保护。同时，光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。对于非计划孤岛，应能保证从孤岛发生到并网断路器跳开（光伏电站与电网断开）的时间不大于2 s。并网断路器一般应具有低周、低压及高周、高压解列功能。
由于光伏电站的接入，系统变电站主变应设置间隙零序电流保护和零序电压保护。当并网光伏电站接入企业（用户）内部电网，且设计为不可逆并网方式时，应配置逆功率保护。
（4）通信与监测
并网光伏电站应安装能够自动采集、记录、远程传输光伏电站各类电气参数和气象环境参数的采集装置。光伏电站向电网提供的监测信息至少应包括以下内容：
①光伏电站并网状态信息、太阳板倾斜面辐照度。
②光伏电站并网点有功功率、无功功率；有功电量、无功电量；功率因数。
③并网点的电压、电流。
④变压器分接头档位、断路器和隔离闸刀位置信息等。
采用10 kV或35 kV线路并网的光伏电站能接受的电网远方调度控制指令应包括：有功功率、有功功率最大变化率、电压无功调节方式、参考电压、光伏电站停机指令等。数据通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及电能信息和有关状态信息的传输要求。
光伏电站可考虑接入电力系统SCADA系统或负控终端。采用10 kV或35 kV线路并网的光伏电站，其通信通道应采用光缆通信方式接入电力调度通信网，并具有双光缆路由，光缆线路结合并网线路建设；采用400 V线路并网的光伏电站，其通信通道可选用专用通道、以太网络以及GPRS等。
（5）电能计量
计量关口设置原则为资产分界点。关口表应采用双向计量装置，具体设置在双方协议中进一步明确。光伏电站采用专线接入公用电网时，计量点设在产权分界点；光伏电站采用T接方式接入公用线路时，计量点设在光伏电站进线侧；光伏电站接入企业（用户）内部电网的，计量点设并网点。
计量装置至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。电能计量装置的配置和技术要求应符合DL/T448《电能计量装置技术管理规程》和DL/T5202《电能量计量系统设计技术规程》，以及相关标准、规程要求。
1.3.2光伏电源接入系统典型设计方案及应用
对典型设计方案的研究，是以配电网网架结构和历史数据为基础，围绕光伏电源的出力特性进行深入分析，并对光伏电源在不同电压等级、不同接线方式下，就光伏电源的接入位置、设备选型、保护自动化配置方案、通信及计量计费方式进行研究，形成光伏电源通过35kV专线、10kV专线、10kVT接线及400V线路并网等8种接入电网典型设计方案。研究成果为大量光伏发电接入系统做好理论和实践准备。接入方案详见表。
通过编制《分布式光伏电源接入系统典型设计》，使接入系统典型化、规范化，为光伏电源有序、可控接入提供指导意见。参照典型设计，目前已完成多个光伏电站接入系统设计，其中杭州能源与环境产业园6 000kWp光伏发电站并网项目已于2009年10月并网投运。该项目根据典型设计的技术标准和管理要求，通过收集光伏电站的安装容量、逆变器参数和配电升压站的设备参数，详细论证了接入系统方案、保护配置方案和监控监测方案，最终确定通过1回10kV专线接入110kV渔桥变，在系统和光伏电源侧配置带方向的过流等相关保护，在并网断路器侧配置解列装置，确定了通过2回光缆线路接入余杭SDH环网的通信方案。
该工程成功并网运行后，年平均发电量达200万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可节约用煤700t，减少排放二氧化碳1000t、二氧化硫近10t、氮氧化合物6.2t、烟尘2.9t，此外还可节约大量的水资源。在接入系统的设计过程中，严格遵循了典型设计方案，确保了杭州第一个用户光伏示范项目安全可靠并网，为光伏电源的有序、可控接入积累了真实可信的实践经验。
 
2. 太阳能光伏产业趋势
（1） 光伏发电光伏电站发电成本
目前，光伏发电有两种形式，一是“光-电”方式，即利用太阳能电池将光能直接转化为电能，二是利用镜面聚光，先将光能转化为热能，再把热能转化为电能，俗称“光-热-电”方式。但无论哪种形式，光能利用效率低、发电成本高、占地面积大、维护困难等问题，都是光伏发电大规模应用的瓶颈。
1.“阵列式”光伏发电是我国最流行的太阳能发电方式，其特点是，系统庞大，占地面积广，光电转换率低，投入资金量大，不能24小时发电。假定有效日照时间为年2000小时，每兆瓦光伏电站平均占地50-60亩地。作为标杆的敦煌光伏电站项目，10兆瓦装机占地面积高达1平方公里，平均每兆瓦占地150亩地，如果使用光电转化率较低的薄膜电池，占地面积、人工成本、BOS均比晶硅电池光伏电站高出三分之一。
2.太阳能塔式热发电技术主要特点是，利用阳光把循环水加热转换为蒸汽推动汽轮机发电，具有安装简单、维护方便，没有环境和水污染，能保证24小时发电，太阳能转化率可达25%，每度电成本可控制在0.5—0.6元，属于低成本、高效率光伏发电方式，也是美国目前最流行的光伏发电方式。
3.模块定日阵聚焦光热技术，采用“光-热-电”方法，通过特殊装置，将阳光转化为热能，通过传输、储存、热交换，在光学聚焦、跟踪及提高光热转换效率方面实现了重大突破，在光热效率与成本方面有较大优势，此技术10万千瓦规模发电成本0.42元/度，100万千瓦发电成本0.29元/度，与最低煤发电成本0.28元/度相当。可实现高压蒸汽发电，其最大的特点是效率高，成本低廉，有望实现24小时可持续、规模化并网发电。从技术特点上看，该技术主要亮点有三:一是采用了廉价有效的二维跟踪技术，使得每个模块都可以一年四季全天候自动追日，从而保证不受气候条件制约的获取太阳能。其次，是独特的低成本超级储热技术，通过数百面小银镜组成的凹面镜体，将太阳能聚焦在光热转换的“太阳能锅炉”上面，几百个模块“锅炉”串、并联形成一个巨大的集热、传热、储热矩阵，使得终端储热器集热温度超过300摄氏度。这种低成本的超级储能技术，可以持续稳定地发电，从而解决了太阳能发电并网调峰难的问题。
4. 高倍聚光光伏也是先进太阳能发电的一种方式。其优点呈综合性分布，例如，发电成本比晶硅和薄膜电池低20-30%；占地面积是晶体硅的60%，薄膜的3成；光电转换率是晶体硅的1.5-2倍，薄膜的2.5-5倍。
5. 太阳能屋顶发电。在屋顶和建筑物立面敷设太阳能电池组件，形成一个不需维护，工作寿命长达30-50年的光伏发电系统。以上海市为例，在2亿平方米屋顶面积的1.5%，即十万个屋顶约合300万平方米上，安装太阳能光伏发电并网系统，每年可发电4.3亿度。资料计算显示，在1000瓦/平方米的标准日照条件下，安装太阳能发电系统，1平方米屋顶可获得130至180瓦电，将城市大大小小的屋顶光伏系统连接起来，就会形成一个巨大的、清洁、高效和永不衰竭的太阳能发电厂。相比屋顶绿化、平改坡以及太阳能热水器，安装“太阳能并网屋顶光伏发电系统”更能让屋顶的价值最大化，还可有效解决城市土地面积狭小，无法推广阵列式和塔式等光伏发电方式问题，亦将催生大城市“零能建筑”“产能建筑”诞生，在经济发达的大中城市具有无限的发展潜力。当然，屋顶产权问题和太阳能屋顶建成后管辖权等问题需要立法给出解决方案。屋顶光伏由于屋顶面积狭小，对电池组件的光电转化率要求甚高，以节约宝贵面积。所以屋顶太阳能几乎都采用高转化率的晶体硅电池，极少使用低转化率的薄膜电池。
太阳能发电能否大规模应用，关键取决于成本和政策。我国虽是全球太阳能电池生产第一大国，但由于光伏发电成本过高，无法在国内市场大规模应用。目前传统的阵列式太阳能发电，光电转换率只有6-18%，8成以上的太阳能都以热能的形式散失掉。光伏发电占地面积过大问题，严重制约了太阳能发电的大规模使用。现有地方政府要打造一个陆上三峡，按照目前的技术水准，建造一个与三峡装机容量1820万千瓦相当的光伏发电站，占地面积1820平方公里，合270万亩土地，实际就是每万千瓦占地1平方公里，目前全国的总装机量容量不到10亿千瓦，即使假设未来全国建设40亿千瓦的太阳能电站，所需用地也只有40亿除以1万＝40万平方公里。我国有960万平方公里的国土面积，其中约840万平方公里为非可耕地，40万平方公里的面积只点其中的5％还不到，但是这在土地资源紧缺的东南沿海经济发达地区几乎是不可能的事情。即使是在地广人稀的西部地区，荒漠、滩涂也是一件非常困难的事情。一是偏远地区太阳能电力输送成本较高，其次，无论是荒漠、废弃地还是滩涂，光伏电站大规模“吃地”必将引起政府高度重视，零地价政策难以为继，国家很有可能出台限制性、有偿用地政策，那将是光伏电站建设难以承受之重。直接发电的阵列式光伏技术过于依赖太阳能电池的光电转化率，而忽略采用其它技术的综合手段提高发电效率，降低电池比重的作用。当大型储能技术突破之前，阵列式光伏电站只能白天发电，无法保证24小时供电。第三，在西北部荒芜但光照充足的地区建设光伏电站，沙尘导致的光伏电池透光性下降问题，給维护提出更高要求，虽然纳米荷叶自净技术可用于电池表面处理，但是自洁只是相对的，最终解决问题还要依靠人工处理，恶劣的工作环境和大量的人工，都是光伏发电成本必须面对的严峻问题。
“光-热-电”发电方式，利用逐日跟踪、高倍聚光、介质加热、高效蓄能等多种先进技术，有效的规避太阳能电池光能利用率过低的软肋，而这类多种技术的综合将光电转化率轻松提高至25%以上，超过晶体硅电池的理论极限。这种光伏电站具有结构简单，占地面积小，投资少，不受季节气候影响，可24小时稳定持续发电，维护成本大幅度降低的特点。高倍聚光光伏发电站，建设成本与阵列式电站相似，但发电效率高出一筹。在占地面积上，据笔者向高倍聚光和模块定日阵聚焦光热技术专家请教结果，1GW太阳能电站，如用高倍聚光技术占地20平方公里、模块定日阵40平方公里，塔式太阳能发电80平方公里，薄膜太阳能电池280平方公里。
（2） 随着太阳能市场升温，逆变器价格有望走低
新兴市场的崛起，往往意味着新机会的诞生。太阳能作为一种新能源，为电池制造、电源转换等相关企业提供了发挥的新舞台。对于家庭及商业环境来说，未来的省电节能策略是使用智能电网及智能家电，而且进一步使用太阳能技术来发电。由于光伏发电系统产生的电流为直流电，但民用电力以交流供电为主，而且太阳能发电最终将走向并网运行，这就意味着太阳能发电必须通过逆变器将直流电转换为交流电来驱动家用电器等负载。因此，逆变器在太阳能发电系统中具有举足轻重的作用。
逆变器的主要功能是将电源的可变直流电压输入转变为无干扰的交流正弦波输出，既可供设备使用，也可反馈给电网。除了实现交直流的转换之外，逆变器还能执行其它功能，如将电路断开，避免电路因电流突波而损坏，此外还能为电池充电、对数据的使用和性能进行存储，以及跟踪最大功率点等，以尽可能提高发电的效率。提高中大功率太阳能发电系统能源效率，逆变器是一个重要环节，它是保证太阳能转换效率和投资回报的关键因素。尽管近年来太阳能电池制造企业一直致力于提高太阳能电池的光电转换效率，但是就2010年2月太阳能电池的最高光电转换效率来看，15cm×15cm厚200μm的太阳能电池也只能实现19.3%的转换效率。由于太阳能面板的光电转换效率相对低，所以，从太阳能面板尽可能多获得输出功率的重任就落在了逆变器身上。
“随着单机功率增大，太阳能逆变器受技术和器件限制，电路形式就比较单一，主要还是三相逆变桥，提高能源效率的重任就落在了功率器件上，其器件本身的性能和设计使用是关键。”
对于熟悉功率管理的工程师而言，设计太阳能发电系统的逆变器有什么要点需要额外注意？首先，就现有光伏系统逆变器的使用情况来看，它们一般只能使用5到10年，而光伏电池板的使用寿命长达25年，逆变器成为光伏系统中可靠性最低的组件。设计师必须考虑光伏系统逆变器的使用寿命。“太阳能逆变技术业界对于产品寿命有很高的期望，一般都能保证20至25年的使用期，因此特别着重每种元件的可靠性。”尽管半导体元件通常都达到这种可靠性水平，但对于无源元件来说却有可能是一个挑战，特别是电容器。
其次，太阳能发电受制于建设成本高而发展迟滞，从经济帐上来看总发电成本也并不环保。提高太阳能逆变器的效率可以节约电流转换中所损失的能量，进而降低太阳能发电的生产成本。“对于一个100kW太阳能发电系统，提高效率0.1%就能节省将近1平方米的电池板，所以效率是第一位的。”
传统逆变器与多个太阳能电池模块串联的结构，存在因日照不均、电池性能不均等原因导致输出效率下降的弊端，进而导致整体的输出功率大幅降低的问题。为了解决这一问题，出现了各个太阳能电池模块配备逆变器及转换器功能的新架构，即“微型逆变器”及“微型转换器”。此外，与通信功能组合的话，还可用于监视各个模块的状态，检测出出现故障的模块。简而言之，微型逆变器是在各个模块上全部配备上现有的逆变器功能。也就是说，从输出功率的优化到DC-AC转换均由模块来进行。从模块输出的功率为交流，可直接并入电网。IR也拥有满足微逆变器和直流-直流解决方案需求的特殊产品，这些设备正代表着一种足以影响大阳能逆变器的破坏性技术。
2009年全球经济经历了一次阵痛，随着进入2010年的到来，半导体产业迎来了复苏的曙光。2010年全球光伏系统装机容量将增长68%，达到8.6GW。在未来几年中，太阳能工程的市场每年的增长率将达到20%到30%。相应地，太阳能逆变器的价格也会随之下降。由于逆变器的成本占整体太阳能系统成本的15%到20%，因为存在更大的市场需求而得到价格支持，所以他认为半导体价格的下降并不会造成行业的压力。
“尽管未来难以预测，然而在每个工业化国家中，人们对于可再生能源政策的态度都有很大的改变。这种情况将会持续，更会延伸至更广阔的范围，力度也会加大。现在光伏市场将保持增长势头，而太阳能逆变器业界对功率产品的需求也将持续。
（3） 随着太阳能市场升温，逆变器价格有望走低
目前的光伏电池组件价格还在走低，当前的光伏组件价格降速，要比前一阵子有所趋缓。有些大厂的报价在0.95~1欧元/瓦，而有些小厂把价格降到0.8欧元。
目前整个光伏产业链市场价格全线下跌已是不争的事实。截至目前，太阳能级多晶硅现货价格月度环比下降了28%至53.4美元/公斤，6英寸的多晶硅硅片价格6月份下降了23%，达到2.39美元/片的新低，更下游的多晶硅电池价格则下降15%到0.92美元/瓦。尽管该指数显示光伏组件价格在月度只下滑了6.5%（达1.68美元/瓦），现在若把欧元折算成美元来看，组件价格实际跌到了1.3~1.35美元/瓦了。组件价格的月度跌幅较少，也因为其上半年的前3~4个月已经跌了很多，而上游的多晶硅产品则是在5月初才开始整体下滑的。如果按照上半年（5个半月）的跌幅来做比较，组件价格已经下滑了总计30%以上。
下半年光伏组件价格是否会继续下调，取决于一个重要的因素——德国电价补贴削减计划。原先德国政府计划在7月和8月对屋顶电站、地面电站的电价补贴削减，但现在该政策的实行时间，可能会向后延期。有媒体报道称今年3月到5月，该国新增的光伏安装量不到1GW。因而，政府官员很担心：如果年中的两个补贴削减计划再履行的话，将对萎靡不振的光伏产业形成新的打击。
一般来说，3月到5月的光伏安装情况会成为整年度的安装量重要参考指标，这期间天气不热、工人工作效率高、一些当年年初的项目延迟交货等也都会集中在此时。今年上半年，德国整体的安装量不到3.5兆瓦，低于市场预期，如果下半年政府对电价削减计划继续搁置，或许会稳住目前光伏组件价格下探的势头。2010年，全球光伏市场新增15.8GW，年增速超过100%，而德国的光伏装机新增量为6.7GW。
不过一些行业人士对于光伏组件价格的下探也持乐观态度。就算现在价格不高，但是海外的电站项目投资回报率仍然可以维持在8%到10%左右，这已经是较不错的回报了。但德国政府也会走一步看一步，假设电池组件价格提高，那么政府将继续执行削减电价补贴的规定，“如果下半年的某个时刻出台这类规定，电池组件很有可能又会下降。”
3. 甘肃、青海和宁夏的自然条件及特点
（1） 基本情况
甘肃省。甘肃省气候干燥，气温日较差大，光照充足，太阳辐射强。年平均气温在0～14℃之间，由东南向西北降低；河西走廊年平均气温为4～9℃，祁连山区0～6℃，陇中和陇东分别为5～9℃和7～10℃，甘南1～7℃，陇南9～15℃。年均降水量300毫米左右，降水各地差异很大，在42～760毫米之间，自东南向西北减少，降水各季分配不匀，主要集中在6～9月。甘肃省光照充足，光能资源丰富，年日照时数为1700～3300h，自东南向西北增多。河西走廊年日照时数为2800～3300h，敦煌是日照最多的地区，所以敦煌的瓜果甜美，罗布麻锁阳等药材非常地道；陇南为1800～2300h，是日照最少的地区；陇中、陇东和甘南为2100～2700h。
青海省。青海属于高原大陆性气候，具有气温低、昼夜温差大、降雨少而集中、日照长、太阳辐射强等特点。但各地区气候又有明显差异，东部湟水谷地，年平均气温在2至9℃，无霜期为100至200天，年降雨量为250至550毫米，主要集中于7至9月，热量水份条件皆能满足一熟作物的要求。柴达木盆地年平均温度2至5℃，年降雨量近200毫米，照长达3000小时以上。东北部高山区和青南高原温度低，除祁连山、阿尔金山和江河源头以西的山地外，年降雨量一般在100至500毫米。
宁夏。宁夏回族自治区远离海洋，深居内陆，南端（固原地区南半部）属南温带半干旱区，中部（固原地区的北部至盐池、同心一带）属中温带半干旱区，北部（银川平原）则为中温带干旱区,南北气候悬殊较大，是典型的大陆型气候。全年平均气温在5－9℃之间，引黄灌区和固原地区分别为全区高温区和低温区。宁夏降水量南多北少，大都集中在夏季。干旱山区年平均降水400毫米，引黄灌区年平均157毫米。1995年引黄灌区年降水量203.7毫米，干旱山区年降水量317.8毫米。西海固：位于中国西部宁夏回族自治区南部，是黄土丘陵区的西吉、海原、固原、彭阳、同心等七个国家级贫困县的统称。这里长年干旱，年降雨量在300毫米左右，蒸发量却在1000毫米以上，且多发各种自然灾害。
（2） 特点
1）领导高度重视  领导重视和政府引导是当地光伏电站取得较快发展的重要基础。当地为推动地区光伏电站发展，均成立了光伏电站领导小组，并积极研究出台光伏电站发展规划和相关政策措施，积极为光伏电站的发展营造良好的软硬环境等。
2）自然条件  气温日差大，日照时间长，太阳辐射强，大部分地区昼夜温差一般可达12—15°C。气温变化起伏大，全区年降水量在150毫米至600毫米之间。无霜期短，日照充足，蒸发强烈，昼夜温差大，全年日照达3000小时，无霜期260天左右，是中国日照和太阳辐射较为充足的地区之一。太阳资源分布属于三类地区，也是适合利用太阳资源的地区之一。
4. 甘肃建设光伏电站的问题
（1） 上网电价不明确
近期光伏上网电价和补贴政策还很难出来。并且光电产业并不是产能过剩，现在光伏行业最需要的可能就是国家的扶持政策。目前还是一直争论上网电价的相关事宜，并且现在也没有一个明确时间点，现在只能说是走一步看一步。政策迟迟未能推出，主要是在制定过程中存在两方面原因，“第一，就是产业的发展问题，第二，是技术的问题。”
实际上，国家对于光伏产业的态度并不坚决，此前工信部曾经将光能列入产能过剩的行业中去，这一举措一度让光伏行业陷入限制发展的泥潭。不过随后，《金太阳示范工程》等相关扶持政策的出台让人们又看到了光伏行业的未来。国家发改委能源研究所副研究员胡润青也同时指出，要设定近期和中长期的发展目标，并且还要积极开展试点示范项目，尽快出台光伏发电的定价体系。
其实在上网电价之中谈论最多的就是薄膜和多晶硅电池哪一个将是今后发展的趋势，此前也曾经有传言称，上网电价的出台将会就薄膜和多晶硅的不同而产生不同的定价策略。现在两种都是技术上问题，目前两种技术都在不断发展，现在确定哪个为主为时尚早。
光伏企业一直盼望着在全国推广的一个鼓励政策，因为中国光伏产业是一个制造大国还并不是一个市场大国，我们也希望国内的市场能够先启动把市场做大，从而在成本方面在扩大规模的基础上通过技术手段尽量把成本降低到国际水平。据了解，同样面积同样日照的多晶硅电池能够发更多的电，但是这样下来多晶硅电池的成本就要比薄膜电池要贵一些，薄膜电池就是转换效率较低，成本较低一些。所以可能最后给出的补贴也相对较低。