前言：光伏發(fā)電項目一般可按照項目規(guī)模分為集中式與分布式電站兩種形式，前者通常接入高電壓等級輸電網，后者通常接入配電網或直接連接用戶，其“平價”標準分別對標傳統能源發(fā)電成本與用戶購電成本，即通常說的發(fā)電側平價與用戶側平價。

發(fā)電側平價定義為：光伏發(fā)電即使按照傳統能源的上網電價收購(無補貼)也能實現合理利潤。目前國內成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，因此光伏在我國實現發(fā)電側平價的條件可以理解為光伏發(fā)電成本達到煤電水平。

用戶側平價的實現則要求光伏發(fā)電成本低于售電價格，根據用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側平價。

2018 年應用領跑者項目中標電價已開始觸及發(fā)電側平價，青海省兩個基地最低中標電價已低于當地火電標桿電價，并全面低于當地風電上網電價。2018年領跑者項目中標電價分析見下圖：

在光伏平價的三項可比指標中，工商業(yè)售電價格>居民售電價格>脫硫煤標桿電價。因此，光伏發(fā)電實現平價上網將依次經歷三個階段：工商業(yè)用戶側平價(分布式)、居民用戶側平價(分布式)、發(fā)電側平價(集中式電站)。各省份工商業(yè)、居民售電均價及脫硫煤標桿電價(元/kWh)見下圖：

度電成本(LCOE)計算方式：平準化電力成本 /度電成本(levelized cost of energy/ levelized cost of electricity，LCOE)，是用于分析比較不同發(fā)電技術成本的常用指標。

公式中指標含義：i 為折現率;n 為系統運行年限(n=1，2，…，N);N 為光伏系統運行期，一般取N=25;I0為初始投資;VR為系統殘值;An為第n年的運營成本。Tn為其他費用;Yn為第n年的發(fā)電量。

成本測算模型的關鍵假設如下：

在假設煤電、光伏單位投資分別為3.55元/W，5.5元/W，利用小時數分別為 4100h 、1200h的情況下，新建煤電廠與光伏電站的平均度電成本(財務利潤表角度) 分別為 0.386元/kWh、0.397元/kWh;對應的LCOE分別為煤電 0.376元/kWh，光伏 0.51元/kWh(差異主要由折舊和運營年限的不同造成)。

用戶側平價已經基本實現。在用戶側方面，除蒙西、新疆、云南、寧夏等地，全國其他省份售電價格已低于光伏LCOE 測算結果，考慮到這些地區(qū)日照時間長，光照資源豐富，土地成本低，實際光伏LCOE 會更低，因此光伏在用戶側基本實現平價。

光伏LCOE下降，煤電LCOE上升，發(fā)電側平價近在眼前。對LCOE進行敏感性分析，光伏LCOE隨發(fā)電利用小時數的上升、單瓦投資成本的下降而下降，煤電LCOE隨煤炭價格上升、發(fā)電利用小時數下降而上升。光伏方面，隨著材料成本下降和效率提升帶來的單位投資下降，以及雙面發(fā)電、跟蹤支架等技術帶來的利用小時數提升，光伏LCOE將持續(xù)下降。煤電方面，我們預計其發(fā)電利用小時數將保持近年來緩慢下降的趨勢(未來可能大部分煤電都將成為調峰電源)，因此預計煤電LCOE將緩慢上升，燃煤與光伏發(fā)電的成本差距將逐步縮小。