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。
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