在此项目中，晶科能源既是投资方，又是太阳能组件的唯一供应商。同时，晶科也负责EPC招标和管理，不仅为项目提供技术的支持，还推动了项目融资的闭合。
据媒体报道，晶科能源对这一规模为1177兆瓦电站的报价为0.0242美元/千瓦时，在所有投标的大型电站项目报价中为全球最低。
按照当时的人民币兑美元汇率换算，晶科拿下的最新阿联酋超大项目(1177兆瓦)上网电价为0.166元/千瓦时，虽然此前也有个别海外地区报价达0.19美元/千瓦时(折合人民币0.13元/千瓦时)，但考虑到电站规模、各方投入等因素，综合而言阿联酋的这一光伏电价依旧是世界级的超低上网价。
虽然近几年来，我国光伏上网电价几乎每年一调。今年5月又下调 RMB 0.05/kWh，但晶科中标阿联酋这一项目价格依旧难以赶上，为什么呢?
一位业内人士曾指出，在造价相当的前提下，为什么在国外做电站价格低?一个很重要的因素，就是中国非技术成本高，这其中就包括融资成本、土地成本、税收成本等：
1海外优惠政策多
国内土地成本较高，而建设海外大型电站项目可根据当地政府的优惠政策，获得较低的用地成本、税收减免政策支持等，这就让低价竞标的可能性增加了许多。
2国外上网电价优势大
拿德国为例，德国建立了新能源市场竞价和政府补贴相结合的市场化消纳机制。电力市场实际是边际成本的竞争，新能源由于其发电边际成本低，在市场竞争中具有绝对优势，新能源参与市场可以实现优先发电。由于风电、光伏发电功率一般只能天前预测，即当天预测次日的发电曲线，因此国外新能源发达国家通常采用日前、日内电力现货市场消纳新能源。新能源按照0电价参与竞价(不足部分由政府补贴)，以保障优先上网。
当新能源出力高时，电力市场的出清电价下降，甚至出现负电价，受电价影响，水电、火电、燃油燃气发电等尽可能降低出力;
当新能源出力低时，电力市场出清价大幅上涨，刺激各类灵活电源尽最大能力发出电力。
而我国却在电价上优势太少，光伏发电的固有缺陷(间歇性和不可预测性)，使得大规模电网将影响电网稳定性和安全性，导致大幅度提高电网成本，也就是说，光伏发电成本降低的同时，其电网接入成本在增长。电网对其的接纳能力和电网成本制约了光伏大规模发展。
中东地区地广人稀但光照充足，为特大型光伏电站创造了有利条件。沙特阿拉伯地区的年均光照强度为2200~2400 kWh/㎡(中国大部分地区在1400~1600 kWh/㎡)。阿布扎比项目地区位于世界上辐照度最高的几个地区之一，拥有极为优渥的光照条件，日照指数约为我国华东的十倍多。
4国内外自然优势有较大差距
我国拥有这样天然优势的地区不多，在光照辐射长的地区新能源产业普及不够，缺乏投资机会。而从运行消纳情况来看，去年全国光伏发电量已经超过1100亿千瓦时，弃光率是6%，就2017年来说，我国弃水、弃风、弃光电量合计达到1007亿千瓦时，虽然较上年下降近100亿千瓦时，但规模仍超过一个三峡电站976亿千瓦时的全年发电量。
以融资为例，墨西哥实行贸易自由化和金融自由化，资本市场对外基本上取消了限制，这就给外国公司可以较低的成本来实现融资。同时，在Enel公司竞价的光伏项目中，其使用了PPA模式(Power Purchase Agreement)，这是一种墨西哥光伏项目中较为常见的融资模式，通过PPA，企业用项目的经营收益偿还贷款，减少了初期投入的成本。
国内却无法做到这点，银行放贷还有层次划分。根据招商银行下发的《光伏发电行业信贷指导意见》，贷款对象是这样划分为三六九等的：对大型国有电力企业“可作为我行主要的目标客群”;对专业的电站开发商“我行可择优介入……部分客户”;对上游光伏制造企业向下游电站行业拓展，“原则上不介入此类客户”。众所皆知，“上游光伏制造企业”实际上主要由民营企业构成的。银行通过这条规定，其实是赤裸裸地表明了“对民企放贷要谨慎”的潜规则。
6国内现有项目规模不够大
之前机构预测，2018年国内光伏装机大幅下滑已成为不争事实，预计2018年国内装机将控制在30-32GW，极度收缩的装机规模，也让市场无法下手，而国外对新能源的重视及电价等多方面因素，让其更加看重新能源的潜在实力，市场巨大，这一点相对国外来说，国内还有很大差距。
当然聚焦光伏行业自身，排除“边界条件”的影响，技术成本仍是改变行业格局的定海神针。高效率才能催生低成本。利用科技创新提升产品效率乃至整体系统效率是光伏行业正在进行的自我革命。
“非光伏成本”有待层层削减，技术进步仍不可偏废。我们相信，唯有内外兼修，光伏平价才有盼头。
