集中式光伏電站主要利用大規模太陽能電池陣列把太陽能直接轉換成直流電，通過防雷匯流箱和直流配電柜，把多路直流匯入到光伏逆變器，光伏逆變器把多路直流電變換成交流電，再通過交流配電柜、升壓變壓器和高壓開關裝置接入電網，向電網輸送光伏電量，由電網統一調配向用戶供電。集中式光伏電站不能直接接入電網，需要通過110KV升壓站接入電網。
集中式與分布式光伏的對比。過去幾年，我國以集中式光伏發電系統為主，其主要原因是我國政策推動方面以國家主導為主，這種自上而下的政策和運行方式，更容易迅速推動集中式光伏系統的建設。直接導致現有光伏裝機中，集中式光伏發電系統占比較高。中國分布式光伏發電系統的規模化應用起于2009年的“金太陽示范工程”和“光電建筑應用”， 分布式受到國家重視，除了它靈活多變的形式外，分布式光伏主要在用戶側的優點越發凸顯。
棄光限電有所改善，西北五省依然嚴峻。2017上半年，我國光伏發電量518億千瓦時，棄光電量37億千瓦時，棄光率約為7.14%，同比下降4.5個百分點。總體來看，2017上半年我國棄光限電現象好轉。棄光比重出現明顯降低。 我國的棄光限電現象呈現明顯的區域化差異的特點。西北五省依然是棄光限電的重災區，2017年上半年，西北五省光伏發電量186.34億千瓦時，占全網總發電量的5.61%；利用小時數620小時，棄光電量34.29億千瓦時，棄光率15.5%。西北及五省（區）棄光率依次為：陜西9.7%、甘肅24.1%、青海5.3%、寧夏5.6%、新疆26.5%。其中陜西和青海棄光率出現了回升，雖然被列為棄光重災區的新疆（含兵團）、甘肅地區，其棄光率分別同比下降6%和10%，但仍有高達25%的棄光率，西北五省的棄光限電現象依然嚴峻，并未有實質好轉。 
分布式有助于促進消納。雖然我國上半年總體棄光現象有所改善，但與歐美發達國家，尤其德國1%的棄光率仍有較大差距。從國家相關部門制定的計劃來看，力爭2017-2018年，棄光矛盾得到有效緩解，到2020年，根本解決新能源消納問題，棄光率控制在5%以內。
標桿上網電價持續下調，分布式收益優勢凸顯。近幾年，國家逐步降低了對光伏發電的補貼力度。在2013年，一類至三類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別為每千瓦時0.90元、0.95元、1.00元。2016 年12 月的《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》顯示，2017 年1 月1 日之后，一類至三類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.65 元、0.75 元、0.85 元，相比于2013 年電價每千瓦時下調0.25 元、0.20 元、0.15 元，下降幅度分別為27.78%、21.05%、15%。但是對于分布式，國家補貼維持0.42元不變。 
