近年，中国发展非常迅猛，从2013年起，中国成为全球最大的光伏市场，市场容量快速增长。中国的光伏市场在快速发展的同时，也凸显出一些问题。下面谈谈中国当前光伏市场模型及限制因素。
中国当前光伏市场的基本模型：确认装机地点，解决融资问题，进行光伏工程，完成并网验收，运营，政府补贴结算。整个模型的核心依然是收益与风险的博弈。
1.确认装机地点
对于分布式光伏发电，主要涉及到建筑物屋顶问题。
对于商用分布式光伏发电业务，存在工商屋顶产权不清晰，以及企业破产或效益不好拒交电费的风险。而民用分布式光伏业务不存在上述问题，但受制于前期投资较大，回收期较长，民众的环保意识不强等因素，因此市场的启动过程比较缓慢。
对于地面光伏发电，主要涉及到土地问题。
目前国家对于光伏征地没有进行统一管理和有效引导，导致有些地方政府坐地起价，胡乱征税，直接影响投资电站的收益，制约了光伏市场的发展;另外，在全国范围内，光伏电站用地土地税存在征收标准混乱，有的地方每平米不足一元，有的地区每平米十几元不等，各地价格差异很大。
2.解决融资问题
最初光伏市场火爆，大家都想进入光伏行业分一杯羹，借助金融工具和杠杆，追求规模效应，从而进行投资赚钱，结果导致很多问题。现在经过反复地试错、纠错，市场开始慢慢地变得理性和成熟。
目前光伏融资主要需要依靠金融机构，包括政策性银行，商业银行，保险，基金、信托等。以运行良好的电站资产作抵押，或资产证券化，都具有可行性。
如果自有资本进入，先开发规模适当的项目，首先实现稳定的现金流，然后在后续项目开发中增加项目规模和融资规模，渐进式放大资金杠杆比例，这样可以将风险降至最低。
3.光伏电站工程
谈到光伏电站工程，主要涉及三方面：设备质量、成本结构以及技术因素。
光伏电站设备主要包括光伏组件、逆变器、汇流箱、平衡系统、配件等，其中比较重要的是光伏组件和逆变器。
设备质量最常见的问题：组件的质量问题包括热斑、蜗牛纹及功率衰减等和光伏产品的电气问题，比如：连接器发生熔断、接线盒内部短路、熔化。另外，施工当中所存在问题，比如线槽进水和绝缘表层被破坏等。
关于光伏成本方面，只有成本降低，并且与传统能源发电相比，显示出竞争力，光伏市场才能实现规模化扩大发展。
另外，国内光伏行业产能过剩，导致恶性竞争。虽然造成资源浪费，但一定程度上，也促进了价格的合理性回归，对价格的降落起到一定作用。
以近两年为例，建设投资成本从过去的10-11元/瓦持续下降到目前7元/瓦左右，光伏设备、工程成本变得透明，并且成本下降趋势清晰可见。
根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，今年上半年，我国国内多晶硅产量为7.78万吨，同比增加21.4%，均价同比却下滑20%以上，超过电池组件的价格10~15%的降幅。
另外，来自美、韩、德三国的多晶硅的低价冲击，今年前五个月累计进口均价为19.75美元/千克。
逆变器价格也出现下滑，ihs资料显示，今年一季度，国内集中式逆变器每瓦单价在0.20元-0.28元之间，而组串式逆变器的每瓦单价在0.40元-0.50元不等。
对于技术方面，太阳能发电能与煤发电竞争，关健在于提高光电转换率的技术开发及规模化应用。光伏发电一直被诟病两点：原材料即99.9999%纯度的硅片成本昂贵，几乎占生产成本的70%;以及生产造成大量四氯化硅，这对环境有污染很大。如果能够从技术上解决这两大问题，光伏发电就会成为真正的绿色能源。
另外，今年上半年中国光伏行业提出新的技术概念：1500v电压。而目前电站及光伏组件、逆变器、汇流箱及线缆等都是基于直流端1000v的电压要求设计和制造。1500v电压技术成为新趋势，可以节约平衡系统，从而达到降低系统成本。从技术方面，1500v电压没有瓶颈，但需要整个市场各个环节的配套发展，形成有效的生态系统。
4.并网验收
对于集中式光伏发电而言，存在以下问题：由于新能源发电富集区域(例如甘肃、新疆等)，电力市场规模小，导致光伏发电运输、消纳不太顺畅，从而产生连锁反应的并网问题。
为解决新能源的送出问题，国家也在积极兴建特高压直流输电工程。
对于分布式发电而言，存在以下问题：分布式光伏发电对配电网电压形态、网损、电压闪变、谐波、短路电流、有功及无功潮流、电路元件的热负荷、暂态稳定、动态稳定、频率控制等方面特性会产生影响。
分布式的快速发展，对于电网的容纳能力极具考验，由于光伏发电受光照影响，尤其发电峰值时，接入电网的光伏电源可能使馈线负荷节点电压被抬高，甚至超上限;另外，光伏发电注入功率会使配电网继电保护范围缩小，不能有效地保护整体线路，甚至在其他并联分支故障时，引起继电保护误动作。对于光伏发电受光照情况影响而产生发电间歇性，可以通过前端的光伏发电预测系统，经过一定的算法，预先介入，进行调整。
随着分布式光伏发电接入点增多，运维方面遭遇挑战，当接入分布式光伏电站的配电网停电检修时，如光伏电站孤岛运行，向系统倒送电，会引起人身、设备安全事故。
5.发电收益运营
对于分布式光伏发电而言：自发自用的消纳比例非常关键，经过计算，自发自用比例超过70%，分布式发电才能有吸引力;如果分布式光伏发电的自发自用比例不高，光伏发电是亏钱的。目前传统能源电价大约0.5元每千瓦时，加上补贴差不多0.9元每千瓦时。
对于集中式光伏发电而言：主要是受开发布局不合理、配套电网建设不同步等因素影响，导致光伏电站消纳矛盾突出，存在弃光限电的风险。
2015年1~6月全国累计光伏发电量190亿千瓦时，弃光电量约18亿千瓦时，弃光率近10%。弃光主要发生在甘肃和新疆地区，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%，新疆弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%，对于光伏电站发生限电情况时，就意味着预期收益降低。例如：某地区配额只有60%，那么意味着剩下的40%的电量和收入就浪费掉;另一方面，国家补贴电费如果不能及时到账，就会造成企业的财务成本较高，对现金流会产生影响。
6.政府补贴结算
2009年，财政部、能源局联手推“金太阳”工程，实行“前端补贴”，国内光伏电站规模化起步，但在发展过程中出现电站建设和运行中的质量问题，无法保障光伏电站的整体效果，造成国家补贴被浪费等问题。
2013年光伏上网标杆电价出台，按实际发电量进行补贴，光伏电站发展渐趋有序，形成实际发电量为王，不再以装机容量作为计算口径。
目前光伏电站补贴面临两个难题：资金缺口和补贴流程周期过长。
关于资金缺口问题，目前我国可再生能源补贴的资金来源为两部分：财政部针对可再生能源发展专项拨款基金(80亿~100亿元)和全国征收的可再生能源电价附加费进行基金扩容。
可再生能源电价附加费从最初每度电只征收4厘，2012年增加到8厘，到2013年9月每度电再加7厘，征收标准提高到每度电1.5分，但是资金缺口依然巨大。
光伏行业协会秘书长王勃华介绍，现阶段很难实现可再生能源补贴应收尽收，2014年应收补贴约为700亿元，实际上缴400亿元左右，征收上来的320亿元。
关于补贴流程问题，光伏电站获取补贴需从地方财政、价格、能源部门开始进行初审，最后财政部、国家发改委、国家能源局进行审批，审批完后进入目录，中央财政再拨付至地方财政，企业拿到补贴的周期过长。
这两个问题导致，如果光伏电站没有及时拿到补贴，就会拖欠供应商货款，供应商进一步挤压上一级供应商，最后形成三角债务，对整个产业链产生不良影响。
综上所述，中国当前的光伏市场处于快速发展阶段，顶层设计需要进行有效引导，光伏行业需要进行自身梳理，逐渐形成良性的生态系统环境。