2017年，随着可再生能源发电技术的加速部署，其竞争力水平不断提高。生物质能发电、水电、地热和陆上风电项目的成本降低到可与化石燃料发电成本相竞争。事实上，这些技术的平准化电力成本（LCOE）处在更低的分布区间内。
注：指定技术的平准化电力成本为生命期成本与生命期发电比，这两个值都是使用能反应平均成本的某一年的贴现率。在本报告中，除非明确提及到，所有的平准化电力成本以经合组织和中国的7.5%、世界其余国家10%的固定假设值来计算。平准化电力成本计算排除了财政支持。
2017年，化石燃料发电成本估算为0.05-0.17美元/千瓦时，依燃料和国家而有所不同。
全球新建投产水电厂的加权平均平准化电力成本大约为0.05美元/千瓦时，陆上风电为0.06美元/千瓦时左右。新建的地热能和生物能项目为0.07美元/千瓦时。
从2010年起的公共光伏项目的电力成本显著下降。受到从2009年末光伏模组价格81%降幅的作用，以及系统平衡成本的下降，全球公共光伏项目的加权平均平准化电力成本在2010-2017年间下降了73%，至0.10美元/千瓦时。这些技术使得公共光伏项目在没有财政支持的情况下也具有与传统电力资源竞争的实力。
离岸风电和聚光太阳能虽然还处在起步期，在2010-2017年这两者的成本也在下降。2017年全球现役离岸风电和聚光太阳能的加权平均平准化电力成本为0.14美元/千瓦时，聚光太阳能为0.22美元/千瓦时。此外在2016年和2017年的聚光太阳能和离岸风电项目的拍卖结果显示，至2020年以后的电力成本将会降低到0.06-0.10美元/千瓦时。
可再生能源发电的成本降低驱动因素有三个：技术改进、竞争性采购、大量的国际化的有经验的项目开发商。
技术进步对于性能提升和安装成本的降低（除了行业工业化水平和经济规模）至关重要，这驱使了太阳能和风电技术的相互竞争。融入全球化可再生能源市场的竞争性采购是另一个重要的驱动因素。此外还有大量的具有丰富经验的致力于中到大型的项目开发商在全球范围内寻求新的市场商机。这些因素会使得可再生能源电力成本在未来持续下降。
持续的技术革新是可再生能源发电市场的常驻驱动力。在现今的低成本设备时代，技术革新提升制造业的效率，对于发电设备也是如此（如性能提升和安装成本降低）。大规模的风力发电机将会在相同资源水平下产生更多电力，新的光伏电池架构也会提供更好的效率。实时数据和大数据增强了预测性维护并减少了运营和维护成本。这只是技术革新驱动成本降低的一部分例子。同时，可再生能源技术会降低项目风险，大幅度降低资本成本。
这些趋势大范围的分布在电力行业中，推动产业升级转型。许多地区的可再生能源发电技术能提供发电所需的最低廉的成本资源。在过去，还需要相关政策提供直接的财政支持，并针对不同的技术（如光伏）或子行业（如针对于住宅、商业、公共电力行业，其他还有建筑一体化的因素等）。现在，一个有效的监管和政策框架为可再生能源电力的竞争性采购提供了舞台，并满足一个国家在能源、环境和发展方面的政策目标。在世界范围内，中型、大型的可再生能源项目开发商正以此为目标需求全球化的商业机遇，推动国际资本市场发展以及持续化成本降低。
近期的可再生能源拍卖结果显示至2020年及以后的成本将持续下降。
IRENA的成本数据库包含了15000个公共项目的项目级成本数据，同时基于7000个项目的拍卖和竞争性采购数据编制了数据库。尽管这两个数据库的数据需要慎重对待，拍卖价格是不需要与平准化电力成本相比较的，数据分布体现的是未来数年内的电力成本分部态势。然而，加权平均资本成本（WACC）并不是相同的，对于平准化电力成本的计算，加权平均资本成本是一个固定的已知值，而在一个拍卖项目中，加权平均资本成本是一个未知值，这会归入到影响单个项目开发商报价范围的价格因素中。
2016年光伏拍卖价格创新低，2017年在迪拜、墨西哥、秘鲁、智利、阿布扎比、沙特阿拉伯的数据显示，0.03美元/千瓦时的平准化电力成本在2018年以后是可行的，前提是给予合适的条件。这包括：有效监管和政策框架满足可再生能源发展，低排放和低政策、社会环境风险，区域基础设施完善，有激励效果的税收制度，项目开发成本低廉，资源丰富。
同样的，陆上风电的拍卖结果在巴西、加拿大、德国、印度、墨西哥和摩洛哥也同样走低，这显示了陆上风电具有十分强的竞争力。对于聚光太阳能和离岸风电，拍卖结果预示了未来成本的下降趋势。事实上，在2016年和2017年的拍卖结果显示了到2020年以后，这两种技术的成本将会下降到0.06-0.10美元/千瓦时。竞争性采购，特别是拍卖会促使太阳能和光伏技术成本持续下降。然而，这还需要低成本融资、良好的政策环境和拍卖市场制度设计等支持因素。
可再生能源电力将会很快的比化石燃料电力更便宜。至2020年，现今商业化应用的所有可再生能源发电技术将会与化石燃料的发电成本处在可比的成本竞争力分布区间中，其部分成本更加低廉并会削弱化石燃料地位。
到2020年，通过竞争性采购签订的项目只是反映出新增发电容量的一部分状况，而拍卖显示的数据趋势也不能完全反映平准化电力成本在项目层级上的趋势。然而近期的拍卖数据显示，至2020年及以后，聚光太阳能、光伏、陆上风电、离岸风电的成本将持续下降。此外，个别项目的平准化电力成本和拍卖价格必须慎重对待。可获得的有效数据以及IRENA现有两个数据库的一致化趋势对总体状况的分析是有效果的。
从项目的平准化电力成本趋势和拍卖结果显示了至2020年的走势，陆上风电的平均成本将会从2017年的0.06美元/千瓦时跌至2020年的0.05美元/千瓦时。近期的2016年和2017年的在比利时、丹麦、荷兰、德国、英国的离岸风电拍卖结果显示，对于至2020年及以后预投产的项目，其成本可降至0.06-0.10美元/千瓦时。事实上，在德国，有两个项目将会在2024年投产，另外一个2025年投产的项目在没有要求市场利率补贴的情况下赢得了竞标。聚光太阳能也有类似的案例，2020年在南澳大利亚投产的项目成本为0.06美元/千瓦时，而在迪拜，2022年或延期投产的项目成本为0.07美元/千瓦时。
光伏拍卖数据的分析则要更谨慎一些，这是由于重视容量的项目部署分部在太阳光照射比较强烈的区域内。即便有这种影响项目分部的不利因素，如果拍卖数据能够有效且准确的代表全球项目部署趋势，至2019或2020年，光伏的平均平准化电力成本将会降低至0.06美元/千瓦时，略高于陆上风电的0.05美元/千瓦时。
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