2018年起，一至三類資源區新建全額上網類分布式光伏電站的標桿上網電價已經分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元，比2017年下調0.1元，自發自用類分布式光伏項目補貼下調每千瓦時0.05元電價，即每千瓦時0.37元補貼。補貼下調無疑是給收益率剛滿足投資要求的光伏電站又一重創，那么，如何保證分布式光伏項目的投資收益率再次滿足投資要求呢?!答案只有一個，就是倒逼成本下降。

分布式光伏電站的成本主要包括組件、安裝成本、電氣設備、輔材以及開發成本等。平均來看組件成本占比最大，約占45%，安裝、開發費用占比14%、8%，相較于集中式光伏電站，分布式電站由于接入低壓電網，電氣成本可以大大縮減。光伏由“補貼驅動型”市場向” 技術驅動型”市場轉變，促使光伏系統成本下降。目前我國光伏組件成本降至3元/瓦，兩年降幅23.8%;光伏系統價格已降至低于6 元/瓦的水平。

未來三年，光伏組件降成本將成為光伏系統成本降低的最主要貢獻力。光伏組件占系統成本的45%左右，BOS成本占系統成本的40%左右。BOS成本下降空間有限，涉及產品勞動等(如線纜，電氣設備等)價格相對剛性，不具備大幅下降的條件。降低系統成本的重任落在光伏組件，光伏組件可以通過提高工藝水平降低生產成本，還可以通過技術進步提高電池轉換效率，從而攤薄單位費用。組件價格下降帶動光伏度電成本降低，但成本的降低需要產業鏈各個環節共同努力，如硅片由多晶向單晶轉變;使用電子級多晶硅料;發展高效電池片，減少銀漿;光伏系統跟蹤器的應用，打造智能組件等等。

組件價格將成為降低系統成本的關鍵。組件含稅價格目前在2.8元/W 左右(多晶)，占比超過50%，也是預計未來系統成本下降的關鍵部分。光伏電池組件成本下降關鍵環節主要在以下四個方面：一是組件轉換效率提升，預計“十三五”期間，晶硅光伏組件每年可保持0.2-0.5 個百分點的絕對效率提升;二是硅利用率的改善，如多線切割技術進步將使硅片厚度從2015年的140微米降到120微米左右，金剛石線切割在2020年可使硅片厚度達到100微米左右，2020年金剛石線切割預期有望占單晶硅和多晶硅切割市場80%和20%的份額;三是硅料成本和價格下降，新的硅料生產技術如多晶硅流化床(FBR)法具有低成本優勢，可達到10美元/千克的成本，預期2020年可占30-40%的市場份額，總體上2015-2020年間顆粒硅成本下降率超過40%;四是其他多個工藝環節技術進步，如降低銀用量、改善鑄錠爐尺寸、細化柵線改進絲網印刷技術等。

根據國內外機構和對國內龍頭企業調研，預期2018年、2020年晶硅組件價格分別降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于組件效率的提升，還有一定的成本下降空間，組件價格有望達到2元/瓦以內。此外，光伏發電逆變器系統向智能化過渡，組串式與集中式逆變器將共存，組串式逆變器價格有望從2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆變器有望從2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏電站通信和監控系統逐漸由賣產品向賣服務轉型，預計2017-2020 年通信和監控的初始投資費用可下降0.2-0.3元/瓦，其它設備如接線盒、匯流箱等設備及線路連接的成本隨著電子技術的提高和材料的改進，預期降幅在0.1元/瓦左右。運維系統將在應用的直觀性和便捷性方面、數據采集和分析的精確性和時效性方面以及遠程維護管理等方面有更多的提升和發展，成本也將有一定程度下降BOS價格下降空間較小。目前BOS含稅價格約為2元/W。BOS中，逆變器雖然有小幅的下降空間，但占比已經較小，整體影響不大。設計、支架、水泥基礎、線纜、橋架、匯流箱、防雷接地、并網柜、二次監控設備等價格不具備大幅下降空間。項目路條(或前期工作)、升壓設備、外線成本在各項目間差異較大，價格也不具備大幅下降空間。屋頂成本日益上升，由于優質屋頂日益稀缺，其成本亦會不斷上升。未來屋頂成本的下降需要大力推動屋頂業主自投的模式。

分布式光伏用電側平價上網：部分地區已經實現。分布式光伏BOS僅1.5元/W，在當前2.8元/W 組件價格及15-18%EPC 毛利率下的系統價格約5-5.3元/W。分布式光伏在組件價格2元/W 及15%EPC毛利率下的系統價格約4.1元/W。在當前的系統成本下，部分用戶電價較高、輻照較好的地區已經可以實現平價上網。以上海地區的分布式光伏項目為例，在無任何國家補貼、地方補貼的情況下，在5元/W 的系統價格下，若用戶側加權電價0.9元/度、自發自用比例為83%、電費折扣率為10%，上海地區“自發自用，余電上網”屋頂分布式項目已經能實現9%以上的IRR，用戶側平價上網已經實現。