1977年，我國太陽能電池發電成本高達200元/千瓦時；20世紀80年代，我國光伏工業開始起步，太陽能電池發電成本降至40元/千瓦時至45元/千瓦時；到2000年底，我國單晶硅太陽能電池發電成本為42元/千瓦時至47元/千瓦時，非晶硅太陽能電池發電成本為23元/千瓦時至25元/千瓦時。2008年，我國太陽能電池的成本為10元/千瓦時至75元/千瓦時。到2010年，我國太陽能光伏電池的發電成本將會降到1元/千瓦時左右，達到或接近常規發電成本價格。
國內最大兆瓦級太陽能光伏電站——上海崇明前衛村太陽能光伏電站等多個太陽能光伏和風電項目的上網電價于2008年8月中旬獲得國家發改委批復核定。核定內蒙古鄂爾多斯伊泰集團205千瓦太陽能聚光光伏電站和上海崇明前衛村太陽能光伏電站上網電價為每千瓦時4元（含稅）。據稱，崇明縣前衛村兆瓦級太陽能光伏發電站的年上網電量，以三口之家每年用電1500千瓦時計算，可供約715戶市民家庭使用1年。不過，價格仍是太陽能發電普及的一個瓶頸。上海市電力公司2007年表示，太陽能發電成本約為每度7元，是普通電力的10倍。但隨著國產光伏電池技術水平提高，成本下降，太陽能發電可望在上海郊區和長三角地區逐步推廣。而此次發改委核準的該項目上網電價為每千瓦時4元，顯示該項目的發電成本亦在逐步降低。國家發改委還發布了《關于核定黑龍江馬鞍山、遼寧阜新等風電項目上網電價的批復》，根據有關法規及各地區風電項目投資平均成本和風資源狀況，核定并公布黑龍江馬鞍山、遼寧阜新一期、吉林大崗子一期、河北滿井三期、山西左云五路山、湖北九宮山一期、內蒙古赤峰克旗達里四期、河南南陽方城、甘肅白銀撿財塘、山東中電長島、福建平潭長江澳二期等風力發電項目上網電價水平。上述項目的上網電價水平最低每千瓦時0.51元，最高每千瓦時0.61元。顯然，風電項目仍大大低于光伏項目，顯示后者成本壓力巨大。
我國自上個世紀80年代光伏工業起步以來，太陽能電池成本持續下降，到2010年，我國太陽能光伏發電成本有望降至1元/千瓦時（KWh）左右，達到或接近常規發電成本。隨著世界電子技術的突飛猛進，太陽能電池的產量逐年遞增。
我國最早在海外上市的太陽能企業——無錫尚德公司于2008年7月宣布，計劃在5年內將太陽能發電成本降至1元/千瓦時。目前尚德表示，其“冥王星”技術的光電轉換效率已經提升到18%以上，這也使整個光伏產業水平提高1個百分點以上。從目前的發展情況來看，風電發展最為迅速，成為可再生能源發展的主力軍。太陽能卻因為發電成本高的制約難以推廣。目前國內太陽能發電成本在2~3元左右，而火力發電上網電價僅有區區幾毛。因此，分析人士指出，如果無錫尚德能將太陽能發電成本降至1元，將會打破目前太陽能發電成本過高的格局，促使太陽能發電產業發展提速。
財政部2009年對太陽能光電建筑應用示范的補助標準確定為20元/瓦，占目前系統成本的近50％。補助后發電成本降低至1元/度，大大增強光電競爭力。2009年補助標準原則上定為20元/瓦，具體標準將根據與建筑結合程度、光電產品技術先進程度等因素分類確定。以后年度補助標準將根據產業發展狀況予以適當調整。政策扶持重點是太陽能光電建筑一體化應用等，不與建筑結合利用的光伏電站等光電利用形式不在此政策扶持范圍之內。
太陽能光電建筑應用系統成本主要包括兩個部分，一是太陽能電池組件成本。近年來，隨著國內光電企業技術進步與產業規模擴大，太陽能電池成本迅速下降，目前已降至20元/瓦以內；二是安裝應用成本，包括設計施工、平衡系統、電網接入等。根據與建筑結合利用程度的不同，實際安裝應用成本差異較大，一體化程度較高的安裝應用成本也較高，目前安裝應用成本平均在20元/瓦左右。
據國家發改委能源研究所預測，中國并網光伏發電未來20年中在增長速度和總容量方面前途最大的是光伏建筑并網發電，占國內市場光伏累計裝機份額由目前的不到10%上升到2020年的60%以上，增長空間巨大。
2009年4月15日，總部設在上海的南通強生光電科技有限公司發布了六項薄膜太陽能電池組件及光伏發電的全球前沿技術和成果。業內專家分析，這些技術將使太陽能發電成本在3年時間內接近火電成本，從而打破其高成本瓶頸，可望使我國太陽能光伏發電進入商業化。專家指出，太陽能光伏產品的國內市場尚未啟動的原因主要是光伏發電的成本過高。目前，光伏電每度5~6元，和普通火電價格相比，相差十余倍，國內市場還不能承受。強生光電薄膜電池造價僅為同類引進設備的25%。其組件生產成本有望在兩年內降為每瓦0.5美元，這將使光伏發電上網電價每度達到0.65元人民幣。據介紹，國際上能夠制造第五代薄膜電池設備的企業和生產工廠屈指可數。強生光電和美國第三大真空設備制造公司合作，共同研發、改進和制造了全新技術的薄膜電池核心裝備，整條生產線處于世界領先地位，第五代大面積薄膜電池已在強生光電投入批量生產。同時，強生光電生產的薄膜電池轉換效率也一舉超過6.5%。目前強生光電已經取得兩大技術突破，能夠提高太陽能的轉換效率0.4%~0.5%，有望使強生光電組件轉換效率從目前的6.5%提升到7%~7.5%的水平。目前我國太陽能光伏發電累計僅100兆瓦，強生光電的產能有望在2010年底達到500兆瓦。目前，其位于蘇州吳江的第二工廠計劃2009年建成6條生產線，2010年再建9條生產線，屆時強生將成為中國最大的非晶硅薄膜電池生產基地。
在原材料價格驟降與技術進步兩大因素推動下，截至2009年5月，我國光伏行業已具備發電上網電價成本降至1.5元/千瓦時的實力。此外，我國光伏發電上網電價成本還有較大的下降空間，很有可能在兩至三年內突破1元/千瓦時。而1元/千瓦時恰恰是大多數業內人士認為的國內光伏發電市場大規模啟動的臨界點。敦煌10兆瓦光伏電站特許權招標項目中，13家最后入圍的投標者報出的次低價為1.09元/千瓦時，最高價也只有1.67元/千瓦時。敦煌光伏電站投標統計結果是平均報價低于1.5元/千瓦時。
敦煌光伏發電項目競標結果已顯示，目前光伏發電成本與5年前德國政府制定光伏上網電價補貼政策時，完全不可同日而語。目前中國的光伏產業已經借助德國、日本、美國的市場形成了初具規模的加工制造能力，制造裝備和多晶硅這兩個長期依賴進口的環節也已經在政府和投資者的支持下開始蓬勃發展。
2009年3月26日，財政部發布了《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》，決定有條件地對部分光伏建筑進行每瓦最多20元人民幣的補貼。這個政策，在行業內引起了強烈的反響，為中國政府對光伏產業進行補貼拉開了序幕。
地面光伏發電站的成本組成大致可以分為光伏組件、逆變和輸配電、電站建設安裝、土地價格幾個部分。2009年5月，光伏組件的價格已經由2008年的每瓦35元左右降到了每瓦15元至18元。蘇州阿特斯作為光伏組件的龍頭企業，其生產成本已降到每瓦約10元。逆變和輸配電的價格則由2008年的每瓦12元左右降到了每瓦4元至6元。兆瓦級地面光伏電站的建設安裝(含土建、支架和布線)和土地價格，合計約為每瓦7元左右。如果增加追日跟蹤系統，則每瓦還要再增加約2元的成本。可見，兆瓦級地面光伏電站每瓦的總成本應該在26元至33元左右。但是，這個成本還未包括站外的道路和輸電線路成本。而對于屋頂電站，光伏組件的價格同樣為每瓦15元至18元，由于屋頂可以直接固定組件，因此基建和支架費用可以降低到每瓦2元至3元，土地成本也可以省去。但是，由于屋頂電站通常規模較小，因此逆變并網部分的成本則有所增加，大約在每瓦5元至8元。這樣，屋頂光伏的成本應當在每瓦22元至29元之間。對于計劃投資光伏電站的投資者來說，除了上述成本外，還必須考慮電網接入費用(外線費用)、道路費用、財務費用、運營費用。對于兆瓦級以上的地面光伏電站，如果能夠拿出投資額的1%至2%作為每年的運營費用就足夠了。蘇州阿特斯公司對兆瓦級地面光伏電站的建設成本可以控制在每瓦26元左右。至于合理的上網電價，則還取決于發電上網的收費期限，10年、20年、30年等不同的投資回收期，上網電價都會不同。假設貸款利率為4%至5%，年通脹率為3%，那么兆瓦級地面光伏電站1.5元/千瓦時的上網電價，回收期應當在20年以內。
目前我國的光伏產業雖然擁有了世界第一的光伏電池制造能力，但由于發展時間短，光伏產業的配套體系尚未完全建立，如果國內光伏市場能大規模啟動，光伏發電成本還有較大的下降空間。光伏電池組件的生產流程由多晶硅、硅片、電池片、電池組件等組成。2009年以前，光伏電池組件的制造成本主要是受多晶硅成本的制約。2008年10月前，多晶硅現貨價格高達400多美元/公斤。2008年10月前，多晶硅占光伏電池成本的70%左右。但2009年4月初，多晶硅價格已跌破100美元/公斤，在光伏電池成本中所占比重已降到40%以下。業內人士分析，多晶硅價格有望進一步大幅下降，畢竟國內廠家的生產成本約為50美元/公斤，并且產能已出現過剩。因此，多晶硅將不會再成為太陽能電池發展的瓶頸。在逆變和輸配電部分，由于過去國內光伏市場沒有大規模啟動，因此這是我國光伏產業最為薄弱的環節，也是價格下降空間最大的一個環節。
據介紹，現在國內光伏電站的并網逆變器絕大多數從德國采購，產品價格高于德國企業在本國的售價。由于光伏逆變與常規的備用電源和電氣傳動變頻在技術上相通，而后者的國內制造商已經頗具規模。只要國內光伏市場大規模啟動，必將有許多原來的電氣設備制造商大舉進軍該領域，屆時逆變和輸配電環節的設備價格將大幅降低。
上網電價一向是制約整個新能源行業發展的瓶頸，今后將有望以統一參考價格解決該難題。國家能源局可再生能源處2009年6月初表示，中國正計劃采取每千瓦時（即每度）1.09元的太陽能發電優惠上網電價。目前太陽能發電仍然比火力發電的行業平均價0.3元/千瓦時仍要高出5~10倍。此次上網電價的推出，是為了推動采用太陽能發電的電廠與采用煤炭等傳統燃料發電的電廠展開競爭。
現已決定批準將每千瓦時1.09元的價格定為敦煌太陽能發電項目的上網電價。如果近期推出更多項目，則可能采取類似價格。在2009年3月底，國內最大的光伏電站工程甘肅敦煌10兆瓦發電場項目正式招標，該項目造價估計為5億元，初始發電能力為每年10兆瓦，遠遠大于常規建筑一體化太陽能項目的50千瓦平均發電能力。也有電力公司和太陽能電池供應商聯合報出0.69元/千瓦時的超低價。而2008年底，太陽能發電的保本價須在3元/千瓦時以上。業內人士表示，新能源發電每年的成本均會下降，但是上網電價至少要達到每千瓦時1元，太陽能發電才能盈利。每千瓦時1.09元的上網電價是最后入圍的投標者報出的次低價。
2009年4月28日，在2009年中國(洛陽)太陽能光伏產業年會上，包括無錫尚德、天威英利、晶澳太陽能、賽維LDK等行業內最主要13家企業已發布《洛陽宣言》，重申在2012年實現光伏發電上網價格1元/千瓦時的目標。眾所周知，光伏發電雖具有綠色環保的優勢，但電力成本明顯高于傳統的水電、煤電，甚至是核電。所以，近年來大力發展光伏發電的德國、西班牙、日本等國都實行政府補貼政策。長期以來，光伏發電在國內一直沒有得到認可和發展，這主要是因為其高電價與我國的國情不相符合。
鑒于更便宜的原材料和光伏技術創新，2006~2008年中國太陽能發電的成本估計下降了50%，使得太陽能發電成為重要的能源競爭者。
來自廣東中國招商證券有限公司的數據表明，中國多晶硅光伏系統成本在2008年12月已下降到每W為31元，比2006年10月下降50％，這是由于多晶硅價格便宜，更好的加工和有更高的電池的效率之故。據中國招商證券2008年的報告，部分因為有了較廉價的光伏系統，估計國內太陽能光伏發電發電場成本下降了43％，從2006年約4元/KWh（0.593美元）下降到2009年2.28元/KWh
（0.33美元）。中國太陽能富足的西北地區年日照1560小時，成本甚至可達到1.93元/KWh，超過政府降低中國太陽能發電成本目標：至2010年達3元/KWh。預計這一趨勢由于繼續提高生產規模和有更好的基礎設施而會使成本有所降低。