發(fā)電側平價定義為：光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網(wǎng)電價收購(無補貼)也能實現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)則要求光伏發(fā)電成本低于售電價格，根據(jù)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?shù)鼗痣姌藯U電價，并全面低于當?shù)仫L電上網(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)將依次經(jīng)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(levelizedcostofenergy/levelizedcostofelectricity，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(xiàn)率;n為系統(tǒng)運行年限(n=1，2，…，N);N為光伏系統(tǒng)運行期，一般取N=25;I0為初始投資;VR為系統(tǒng)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(shù)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(jīng)基本實現(xiàn)。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(xiàn)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(shù)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(shù)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(shù)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(shù)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。
