所以虽然光伏在发电侧的补贴强度还是非常高，接近0.3元，但是在用户侧光伏标杆电价已经跟用户电价非常相当，那到明年随着我们光伏标杆电价进一步下降，基本上，大部分省份的大工业电价也应该会跟光伏的标价相当。
另一方面在发电侧，国外已经有很多低价中标的项目，比如说晶科和天合，在国外的报价都是不足0.2元/度电，同时在今年上半年刚刚结束的领跑者项目中，中标电价也都非常低。
如白城项目，最低中标电价0.41元，仅比白城脱硫煤标杆电价高出0.037元，其实当时最低的投标电价应该是0.39元，也就是比标价高出了0.017元。
最高的一个地方就是陕西的渭南，因为渭南建设条件比较差，所以资源也比较差，最低中标价是0.48元，比当地的最低脱硫煤标杆电价0.35元高了0.12元。
领跑者的最低中标电价，已经比当地的脱硫煤标杆电价仅仅高出几分钱到一毛二之间。
现在第四批领跑者项目工作正在积极的推进，那么中标电价中会不会出现低于当地脱硫煤标的价这种情况?
也许会发生，因为从2015年到目前为止，每年的中标电价大概都会降低一毛钱左右。
同时，补贴强度已经非常低，按照领跑者中标电价补贴强度大概是在10%--20%，未来第四批领跑者的中标电价，有可能会比第三批的中标电价下降20%。为什么呢?
下图中，一些大型项目的中标价格，因为531政策是6月1号出来的，所以6月份的投标，价格受531政策影响比较少，这九个项目地平均中标价格是5.25元，但是到了8月份，531政策的影响就比较大，一共总结了七个项目(其中有一个项目不含组件的价格)，剩下六个项目平均的价格是4.1元。
看出受531政策的影响，EPC的中标价格降了1元，也就降幅是达到20%。最近一些小规模项目，就是100--400KW能够以380伏并网，不需要建升压变电站，也不需要建输出系统的这样一些项目，总投资可以做到4元钱以内，这里总投资是包含EPC和非技术成本，EPC可以做3.5元以内，非技术成本可以做到五毛钱。
EPC的中标电价以均价是4.1元来算，再加一些非技术成本按照4.5元考虑。
以4.5元来算，那我们全投资税后按照8%的收益率进行反算，请看左边这张图：
首年发电小时数(这并不是25年平均发电小时数)，因为25年平均数值要在这个基础上打一个九折，其实一类资源区大部分地方的首年发电小时数，完全可以做到1600往上，对应的8%收益率的反算进价就是0.4元。
二类资源区，应该是都可以达到1300小时以上，对应的8%的反算价就是0.5元，同样的三类资源区基本上是可以达到1100小时以上，对应的就是0.6元。
所以我觉得今年年底出台的2019年电价，非常有可能会降到0.4、0.5、0.6的这样一个水平。
到今年底，300W的组件会成为主流，组件价格保守估计是2-2.2元(甚至会降到2元钱以下)，电站造价是完全可以实现4.5元的水平，从而完全可以实现大工业品价，因为目前大工业电价都基本上都是在0.6元以上，东部地区基本上是可以实现在0.6元以上。而西部地区因为资源好，可以实现在0.5元以上。
东部地区要实现8%的收益率，光伏电价要在0.6元以内就是可以实现，西部地区价格在0.5元以内就可以实现8%的收益率，实现了大工业平价。到2019年底，可能320W的组件也会非常常用。
爱旭从Q3开始，315W的组件已经开始全面量产，到2019年底，320W组件应该成为一个主流，1.8元的价格应该也是一个相对保守估计。
这样我们的总成本可能会做到3.5元-4元之间，这样再发电侧的很多地方就可以平价上网试点(电价可以做到四毛钱以内)。
三、光伏平价上网的最可能出现的地区
如果我们要实现这样一个平价上网，会优先在哪些地方实现?
首先我们看一下用户侧，因为用户侧电价高，最高的就是工商业电价。我这里做了一个测算，就是用电价乘上发电小时数。
我们的收益是根据发电量和电价这两个数值来判断(就是我们一度电的收益)，有的地方电价高，但是发电量差，而有的地方发电量好，但是电价低，所以电价乘上发电小时数就代表1KW的收益，从左图看，全国范围内中部地区的收益会相对比较好一些。
但是关于分布式光伏项目，在中部地区和东部和西部地区项目很少，主要还是分布在东南沿海地区。图中取了全国分布式光伏装机最大的十个省份再加三个直辖市(右图)，收益最好的是北京、天津、河北北部、山东、江苏北部、浙江、广东的部分地区，(备注：不考虑地方补贴)。
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