直接成本：0.136-0.242 元 / 度（中国西部光照充足地区低至 0.136 元 / 度，东部地区约 0.18-0.24 元 / 度）。
综合成本（含系统平衡成本）：0.21-0.30 元 / 度，因需配套储能和调峰服务，系统平衡成本占比约 15%-20%。
技术驱动：N 型电池（TOPCon、HJT）量产效率突破 26%，组件价格降至 0.7 元 / 瓦，三北地区电站单位千瓦投资降至 3200-3800 元。
陆上风电：0.123-0.253 元 / 度（三北地区约 0.15 元 / 度，南方丘陵地区 0.25-0.3 元 / 度）。
海上风电：0.335-0.453 元 / 度，近海项目成本约 0.5-0.7 元 / 度，深远海漂浮式技术尚未完全成熟。
成本优化：10MW 以上机组普及、碳纤维叶片应用及 AI 运维使陆上风电成本较 2020 年下降 30%。
直接成本：0.07-0.20 元 / 度（大型水电站如三峡已进入低折旧期，成本仅 0.07-0.1 元 / 度；新建项目因移民和环保成本上升，可达 0.15-0.25 元 / 度）。
系统价值：具备调峰能力的水电站可通过辅助服务市场获得收益，综合成本可降至 0.10-0.25 元 / 度。
综合成本：0.25-0.32 元 / 度（直接成本 0.30-0.40 元 / 度，但作为基荷电源可获得容量补偿，系统价值部分抵消高成本）。
技术瓶颈：三代核电（如华龙一号）单位造价约 1.6 万元 / 千瓦，建设周期长，成本下降缓慢。
综合成本：0.42-0.62 元 / 度（直接成本 0.35-0.50 元 / 度，碳捕集（CCUS）增加 0.1-0.2 元 / 度，灵活性改造成本 0.02-0.04 元 / 度）。
成本压力：煤炭价格波动（2025 年约 900-1000 元 / 吨）和碳价（80-100 元 / 吨 CO₂）导致火电经济性显著下降。
光伏发电：2021 年全球 LCOE 约 43 美元 / 兆瓦时（约 0.27-0.34 元 / 度），2025 年下降 31%-59%，中国西部部分项目已低于 0.15 元 / 度。组件价格从 2021 年的 1.7 元 / 瓦降至 0.7 元 / 瓦，效率提升和规模化生产是主因。
陆上风电：2021 年全球 LCOE 约 43 美元 / 兆瓦时（约 0.27-0.34 元 / 度），2025 年下降 26%-30%，中国三北地区成本降幅超 40%。16MW 机组和数字化运维推动成本下降。
海上风电：2021 年全球 LCOE 约 85 美元 / 兆瓦时（约 0.54-0.68 元 / 度），2025 年下降 20%-35%，中国近海项目成本接近 0.5 元 / 度。
水电：2021 年成本约 0.1-0.2 元 / 度，2025 年维持低位，但新建项目因环保和移民成本上升，区域差异扩大。存量电站（如三峡）因折旧完毕，成本仅 0.07-0.1 元 / 度。
核电：2021 年成本约 0.3-0.4 元 / 度，2025 年受技术迭代（如小型堆）和规模化影响，成本微降至 0.25-0.32 元 / 度，但仍显著高于风光。
2021 年成本：约 0.3-0.4 元 / 度（煤价约 650-850 元 / 吨，碳价未完全内部化）。
2025 年成本：升至 0.42-0.62 元 / 度，煤价波动、碳成本（80-100 元 / 吨 CO₂）及灵活性改造成本推高总成本。火电从基荷电源转向调峰，盈利模式从电量收益转向容量补偿。
光伏：钙钛矿叠层电池中试效率达 28%，2026 年系统成本或再降 15%。
风电：16MW 海上风机和碳纤维叶片降低设备成本，陆上风电单位千瓦投资从 2021 年的 4723 元降至 2025 年的 3000-4300 元。
碳价与补贴：欧盟碳关税（CBAM）和中国碳市场倒逼火电成本上升，而新能源通过绿证（0.02-0.05 元 / 度溢价）和容量补偿获得收益。
电力市场化改革：136 号文要求新能源承担系统平衡成本（光伏 0.03-0.05 元 / 度，风电 0.04-0.06 元 / 度），但也通过辅助服务市场释放水电、核电的调节价值。
风光资源优势区：中国三北地区光伏 LCOE 比东部低 30%-40%，陆上风电成本比南方低 20%-30%。
火电成本差异：东部地区因环保标准高和碳价传导，火电成本比西部高 10%-15%。
上一篇：无
