在石化能源日益枯竭、環境危機日益嚴重的今天，取之不盡用之不竭、以及清潔高效的太陽能是最引人注目、開發利用最廣泛的新能源。根據歐洲、日本等國預測，2020年光伏發電將占全球發電的1%；2040年將占到全球發電量的21%；2050年左右，太陽能將成為全球主力替代能源。
　　2011年, 全球光伏并網系統裝機量增至27.7GW，全球累計光伏裝機量逾67.4GW。這意味著光伏已成為僅次于水電和風能的第三大可再生能源。
　　在2011年27.7GW 的總裝機量中，將近21GW 的系統安裝在歐洲， 其中意大利和德國市場占全球裝機增長量的60%。在裝機的系統類型上，小型商用系統特別是屋頂電站是主要方向，這是由于歐洲等國主要考慮光伏發電的實際應用性、可并網性。

　　國內政策利好屋頂項目
　　截至2010年，國內市場屋頂光伏電站的裝機規模約30 萬千瓦，僅占國內光伏裝機總量的28.8%。但這一格局很快將會改變，隨著國內政策更加鼓勵分布式光伏發電的發展，國內屋頂光伏將會大幅擴容。
　　今年，財政部已經宣布啟動新一批1.7GW 金太陽示范項目。“金太陽工程”的核心是“自發自用”，這對用戶電價較高的地區，例如浙江、上海、廣東等有吸引力，對電價水平很低的西部地區吸引力較小。

　　屋頂電站的優勢
　　中國光伏產業鏈完整，隨著組件及逆變器的價格下降，系統安裝成本還將大幅下降，目前屋頂電站安裝成本已可以控制在10元/W左右。屋頂電站符合分布式發電的大方向，可以用戶側并網，并節約配電費用，提高投資回報率。
　　屋頂光伏電站規模非常靈活，從幾千瓦到幾兆瓦都可以。屋頂本身所具有的分散性與太陽能分散性也非常相匹配，是資源與能源系統最理想的一種配置。同時，屋頂光伏電站不需要遠距離的輸送，比遠離負荷區的能源利用形式更具優勢。
　　屋頂光伏電站系統是未來重要的一個發展方向。
　　國家發改委能源研究所研究員胡潤青介紹，一直以來，德國、美國、日本等國始終將扶持的重點放在屋頂光伏電站項目。在德國，屋頂光伏電站系統一直是最主要的光伏項目，2006年，德國在開闊地帶的大型荒漠地帶光伏項目僅占到10%，屋頂光伏電站則從幾千瓦到上百千瓦的規模占據90% 以上的比例。
　　2012年德國政府下調15% 的補貼，但屋頂上網電價仍明顯高于地面電站的上網價格，并根據規模的大小給予電價補貼，規模越小的光伏電站享受的補貼電價反而越高。在2012年開始實施的《德國可再生能源法》對于自發自用的光伏項目給予了更優惠的能源政策，自發自用的比例超過30% 的項目可多享受4 歐分的補貼。該政策意在鼓勵用戶自發自用，就地生產消化，不要通過電網遠距離的輸送再給予分配。

　　屋頂電站的成本分布
　　光伏發電站的建設成本組成，大致可以分為光伏組件、逆變和輸配電、電站建設安裝、土地價格幾個部分。其成本分布見表1：

 
 
　　截至目前，光伏組件的價格已經由年初的每瓦12元左右降到了每瓦4.8元至5.2元。逆變和輸配電的價格則由2008 年的每瓦12元左右降到了約每瓦0.8元至1.4元。
　　對于屋頂電站，由于屋頂可以直接固定組件，因此基建和支架費用可以降低到每瓦1元至2元，土地成本也可以省去。
　　但是，由于屋頂電站通常規模較小，因此逆變并網部分的成本則有所增加。這樣，屋頂光伏的成本應當在每瓦9.4元至11元之間。
　　下面以某公司屋頂200KW 并網電站實際投資列表（表2）分析：

 
　　屋頂電站的經濟效益分析
　　仍以上述200KW 屋頂電站為例：
　　本項目總投資199.28萬元：政府補貼7元每瓦，補貼資金139.496萬元，其余59.784萬元該公司自籌。
　　根據系統的安裝地點、光照情況、方案設計、設備選型等綜合因素，綜合發電效率為80%， 年發電量為199.28×3.6×365×80%＝209483KWh。
　　若考慮太陽電池組件效率按壽命期內累計折損20%，且每年衰減的百分比相同進行計算，25年內總發電量為418.9萬KWh。
　　目前該公司白天08:00-17:00 時段電價為1.2元/度，按照系統年衰減0.4%，通貨膨脹率按照0.4%計算，3年可收回投資，具有良好的經濟效益，本項目經濟分析可行。
　　如果沒有國家補貼，整個項目投資回收期將會在8-9年之間。（表3）

　　本項目在光伏組件壽命內節約標準煤約167.5 萬噸，減少污染氣體排放如下表：（表4）

 
　　從表4可見，太陽能發電不僅節約能源，而且不會產生有害氣體，屬于清潔、環保、經濟的新型能源。
　　目前太陽能光伏發電的投資回收期還是比較長，主要依靠國家相關產業政策扶持和刺激。但隨著太陽能光伏發電效率的不斷提高和電站系統建設成本的不斷下降，自主型投資資本會加速進入建筑光伏發電領域，推動屋頂電站的廣泛應用。