近日，国际可再生能源署（IRENA）发布的《2021年可再生能源发电成本》（Renewable Power Generation Costs in 2021）报告显示，相较于2020年，2021年全球太阳能光伏发电的度电成本（LCOE）下降了13%，陆上风电、海上风电的降幅分别达到15%、13%。
2021年全球太阳能光伏与风电成本继续下降
由于存在一定的滞后性，新出现的供应链挑战与不断上涨的商品成本，并未直接推高2021年交付的风电与太阳能光伏项目的总安装成本（total installed cost）。再加上中国市场的成本进一步下降，2021年交付的公用事业规模太阳能光伏、陆上风电、海上风电项目的全球加权平均电力成本延续了此前的下降态势。
在陆上风电方面，2021年交付的项目的全球加权平均度电成本同比下降了15%，从2020年的0.039美元/千瓦时（约合人民币0.263元/千瓦时）降至0.033美元/千瓦时。2021年，中国再次成为全球陆上风电新增装机容量最多的市场，只是其在全球所占的份额降至41%，这导致安装成本较高的市场所占的份额相较于2020年有所提高。不包括中国在内，2021年交付的陆上风电项目的全球加权平均度电成本为0.037美元/千瓦时，同比下降12%。
在中国，风电机组制造商的产能过剩以及国家补贴的到期，导致项目开发商积极寻求降低风电机组价格，这与其他地区的趋势形成鲜明对比。中国之外，在全球排名前二十五的风电市场中，有7个国家的加权平均总安装成本呈上升之势。2021年，风能资源非常好的国家（尤其是阿根廷、巴西、加拿大、智利、挪威、土耳其、瑞典和美国）占据了更大的市场份额，新交付陆上风电项目的全球加权平均容量因数（capacity factor）也实现了提升，从2020年的36%增加到2021年的39%。
2021年，中国和其他重要市场的陆上风电项目总安装成本较低，以及容量因数的提升，推动着全球陆上风电项目加权平均度电成本的下降。
2021年，全球交付的公用事业规模太阳能光伏项目的加权平均度电成本同比下降了13%，从2020年的0.055美元/千瓦时降至0.048美元/千瓦时。一个主要驱动因素是这些项目的全球加权平均总安装成本同比下降了6%，由2020年的916美元/千瓦下降到2021年的857美元/千瓦。6%的降幅明显低于2020年的12%，这主要是由于2020年年底光伏组件价格的上涨似乎对大量项目的总成本产生了影响。然而整体影响有限，在2021年新增装机容量排名前二十五的市场中，只有3个市场的全国加权平均总安装成本有所上升。值得注意的是，总安装成本的增加主要发生在竞争异常激烈的市场中，比如西班牙，该国开发商的利润非常薄，项目成本更易受到材料和设备价格上涨的影响。
2021年，全球公用事业规模太阳能光伏项目的度电成本下降幅度，高于2020年的11%，因为2021年交付项目的全球加权平均容量因数回升至17%以上。导致这一局面的部分原因在于，与2020年相比，2021年太阳能资源更好地区的装机份额发生了变化，以及更多地使用单轴跟踪系统（single axis tracker）和双面光伏组件。
2020年，全球海上风电新增装机容量超过6GW，2021年更是实现了前所未有的扩张，新增装机容量突破21GW。2021年，中国的海上风电新增并网装机容量接近17GW。这使得海上风电新项目的全球加权平均电力成本同比下降了13%，从2020年的0.086美元/千瓦时降至2021年的0.075美元/千瓦时。驱动因素包括：新交付海上风电项目的全球加权平均总安装成本从2020年的3255美元/千瓦下降到2021年的2858美元/千瓦，全球加权平均容量因数从38%提高到39%。
由于中国占2021年全球海上风电新增装机容量的82%，因此，2021年海上风电项目全球加权平均值的数据基本上反映的是中国海上风电市场的状况。在欧洲，新交付海上风电项目的加权平均度电成本从2020年的0.092美元/千瓦时下降到2021年的0.065美元/千瓦时，降幅达29%。这是由于总安装成本在2021年同比下降25%，至2775美元/千瓦，以及新交付项目的加权平均容量因数由2020年的42%提高至2021年的48%。对于欧洲来说，在过去五年中，大型项目的规模经济效益以及供应链与运维优化带来的好处是显而易见的。然而，由于交付周期长，许多正处于建设中的项目将极易受到商品价格上涨的影响。
2021年太阳能光伏和风电项目的成本下降趋势，可能不会在2022年延续下去，因为自2020年年底以来供应链限制所造成的影响不断凸显，大宗商品价格自2021年年底以来也在加速上涨。这两个因素致使设备价格在经历了2020年上半年的低位后持续上涨，彼时新冠肺炎疫情首次出现。
2010—2021年成本走势
2010―2021年，可再生能源与现有化石燃料和核能之间的竞争力平衡发生了翻天覆地的变化。讨论的话题已经从可再生能源需要多长时间才能具有竞争力，变为世界各地的利益相关者如何才能将尽可能多的太阳能和风能整合到电力系统中。随着化石燃料价格危机的持续，太阳能和风能——项目交付周期相对较短——成为各国努力减少使用化石燃料以及降低因此造成的经济和社会损害的重要支柱。可再生能源拥有减少当地污染物和二氧化碳排放方面的额外环境效益。
2010年，在风能与太阳能发电技术中，只有陆上风电的成本进入二十国集团新建化石燃料发电项目的成本范围内。到2021年，聚光太阳能发电（CSP）、海上风电和公用事业规模太阳能光伏也都达到了这一水平。
2018年，全球陆上风电加权平均度电成本低于二十国集团新建的最便宜的化石燃料发电项目，太阳能光伏则在2020年完成了这一壮举。太阳能光伏和陆上风电已经不光在新增装机成本上具有竞争力，它们还正变得越来越便宜，甚至比使用煤炭和化石气体的已建化石燃料发电厂的边际运营成本还要低。在最新一轮化石燃料价格危机爆发之前，便已是如此。
2010年以来，全球太阳能光伏成本经历了最快速的下降，2010―2021年，新交付的公用事业规模太阳能光伏项目的全球加权平均度电成本下降了88%，从0.417美元/千瓦时降至0.048美元/千瓦时。期间，全球太阳能光伏的累计装机容量从40GW增加到843GW。成本降低主要是受益于组件价格的下降，自2010年以来已经降低了91%。这是由组件效率的提高、制造规模经济的增加、制造环节的优化以及材料消耗量的降低所驱动的。
2010―2021年，全球陆上风电项目的加权平均电力成本下降了68%，从0.102美元/千瓦时降至0.033美元/千瓦时。期间，全球陆上风电累计装机容量从178GW增加到769GW。陆上风电成本的下降是由风电机组价格和项目配套设施成本的降低推动的，涉及的因素包括行业规模扩大，平均项目规模增加（尤其是欧洲以外的地区），供应链更具竞争力，资本成本下降（包括陆上风电技术溢价）；以及通过应用当今最先进风电机组所实现的更高容量因数。
随着运维服务提供商之间竞争的加剧、风电场运营经验的积累，以及预防性维护计划的改进，运维成本也不断降低。技术进步大大提高了风电机组的可靠性，增加了其可用性。同时，更高的容量因数意味着单位产出的固定运维成本的下降速度，甚至快于以“美元/千瓦/年”衡量的固定运维成本。
新交付陆上风电项目的全球加权平均总安装成本从2010年的2042美元/千瓦下降到2021年的1325美元/千瓦，降幅达35%。与此同时，风电机组技术、风电场选址和可靠性的持续改进，使得平均容量因数显著增加，新交付项目的全球加权平均值从2010年的27%提高到2021年的39%。技术的进步，如更高的轮毂高度、更大的单机容量和扫风面积，意味着现如今的风电机组可以在相同的风电场中获得比此前应用的较小风电机组更高的容量因数。
海上风电产业在2021年经历了前所未有的增长。虽然欧洲的海上风电新增装机容量不足3GW，与2020年基本持平，但中国的新增装机规模高达17GW。2010―2021年，新交付海上风电项目的全球加权平均度电成本从0.188美元/千瓦时下降到0.075美元/千瓦时，降幅达60%。同期，全球海上风电场加权平均总安装成本下降了41%，从4876美元/千瓦降至2858美元/千瓦。
然而，由于2021年之前每年的海上风电新增装机规模较为稳定，全球加权平均总安装成本、容量因数与度电成本的年度值多年来一直处于波动之中。最近，新市场的增长给统计数据增添了更多的“噪音”。然而，在2020年与2021年的全球海上风电新增装机容量中，中国分别占50%、82%，因此，全球海上风电加权平均成本与绩效指标越来越多地反映的是中国的情况。
新交付海上风电项目的全球加权平均容量因数的变化尤其如此。该因子在2015―2019年上升至42%~43%，但在2020年和2021年分别下降至38%、39%。这不是因技术性能的倒退或个别市场的资源条件差造成的，而是由于中国在其沿海地区的近岸和潮间项目开发中使用了较小的风电机组，这些地带的资源条件也较差。2020年、2021年中国在全球海上风电新增装机容量中占据压倒性份额，全球加权平均容量因数稳定在38%~39%。
可再生能源发电：有竞争力的新增装机解决方案
2021年，大约73%（163GW）的新交付的公用事业规模可再生能源发电装机的电力成本低于二十国集团中便宜的化石燃料发电项目，略低于2020年的水平。
2021年，全球有69GW投运的陆上风电项目的电力成本低于最便宜的化石燃料发电项目，虽然装机规模低于2020年的水平——主要是受2021年中国陆上风电新增装机容量下降的影响，但这部分装机在全部陆上风电新增装机容量中的占比与上一年持平，均为96%。
太阳能光伏成本的持续下降也意味着，2021年有67GW的新交付公用事业规模太阳能光伏项目的成本低于最便宜的化石燃料发电项目，高于2020年的44GW和2019年的40GW。
2018年是陆上风电和公用事业规模太阳能光伏产业发展历程中具有里程碑意义的一年，因为2021年这两种发电技术首次有超过一半的新增装机的成本低于最具竞争力的新建化石燃料发电项目。对于风电来说，这一突破是在此前三年积累的基础上实现的，而太阳能光伏则在更短时间内实现了这个突破。
2021年，据估计有2.3GW（全部在中国以外）海上风电装机的电力成本首次低于最便宜的化石燃料发电项目，其中的1.8GW分布于欧洲地区。尽管这仅占2021年全球海上风电新增装机容量的11%，但鉴于中国所占份额的激增，2.3GW约占中国以外全球海上风电新增装机容量的60%。这是未来发展趋势的一个标志，因为在接下来的几年中，越来越多在拍卖和招标中以极具竞争力价格中标的项目将陆续交付。
2010―2021年，全球共有786GW新交付可再生能源发电项目的成本，低于二十国集团中最便宜的化石燃料发电项目。其中，陆上风电和水电分别占300GW左右，还有183GW的装机来自公用事业规模太阳能光伏发电。
2022年，在非经合组织国家中，预计有109GW项目的成本低于最便宜的化石燃料项目，与增加相同规模的化石燃料发电装机所带来的长期成本相比，这能够让电力部门全年至少节省57亿美元的成本。其中的大部分——合计34亿美元将来自陆上风电，水电能够贡献约10亿美元，剩余13亿美元中的大部分则来自公用事业规模太阳能光伏发电。2021年交付的新项目在其经济生命周期（economic lives）内累计未贴现节省的成本（undiscounted savings）将不少于1490亿美元。除此之外，在考虑全部收益时还应涵盖由此减少的二氧化碳排放和空气污染物。
2010―2021年，非经合组织国家新增了635GW的可再生能源发电装机容量——其成本低于当年最便宜的化石燃料发电选项。其中，水电为294GW（占46%），陆上风电为189GW（占30%），公用事业规模太阳能光伏为142GW（占22%）。到2022年，这些装机将为电力系统至少节约360亿美元的成本。容量因数最高的是水力发电，将节省230亿美元，占总数的64%；陆上风电节省97亿美元；太阳能光伏节省27亿美元。
2021年的新增装机将在2022年节省数十亿美元的化石燃料电力成本
结合运营第一年的预期容量因数与2022年化石燃料的预期边际发电成本来推算，预计2021年新增的可再生能源发电装机将在2022年为全球至少节省550亿美元的发电成本。这是扣除新增可再生能源发电装机容量的度电成本后，即2022年电力系统净节省的发电成本。
由于2021年新增装机的度电成本较低，且平均容量因数为39%，陆上风电节省的成本将最多，全年预计达到234亿美元，占总数的42%。公用事业规模太阳能光伏项目将贡献113亿美元；其次是水电，为91亿美元；海上风电为66亿美元；生物质为51亿美元。
中国是全球陆上风电和海上风电、太阳能光伏、水电新增装机规模最大的市场，因此，它将成为最大的受益国。中国在2021年新增的可再生能源发电装机，有望在2022年为该国节省约310亿美元（占全球的56%）的发电成本。巴西拥有极具优势的陆上风能资源，将是第二大受益者，在2022年会节省发电成本约49亿美元。印度是新增可再生能源装机较大的市场，但与中国类似，因煤炭与天然气发电的组合被取代，它也面临着较低的可避免成本（avoided costs）。由于欧洲天然气发电边际成本预计将在2022年继续高企，英国、法国和德国等大型欧洲市场都将从2021年新交付的可再生能源发电项目中受益，各自净节省成本超过10亿美元。
2022年可再生能源发电成本展望
2021年和2022年，一系列相互关联的复杂问题导致新兴经济体和发达经济体的通胀压力骤增。新冠肺炎疫情造成的供应链中断，加上需求激增，带来了前所未有的挑战。商品、能源和食品价格不断上涨。同时，许多国家的劳动力市场一直吃紧，导致技术工人短缺，阻碍了经济发展。
能源部门是重要的原材料消费者。钢铁、铝、水泥、多晶硅与其他材料的价格上涨，将不可避免地对能源项目的成本产生影响。
2019年1月―2022年5月，国际大宗商品价格大幅上涨。在太阳能光伏组件成本中，铝占10%，它还应用于风电机组之中。2019年1月―2022年5月，铝价上涨了50%，但在2022年3月上涨了84%。铜广泛应用于各类发电技术，尤其是发电机和电缆之中，其价格在2019年1月―2022年5月上涨了55%。
钢铁是风电机组塔架和基础的重要组成部分，铁矿石是生产钢铁的重要原材料之一。2019年1月―2021年6月，铁矿石价格飙升了187%，此后虽有所回落，但2022年5月的价格仍比2019年1月高出87%。
2020年，光伏组件价格处于疲软或下跌状态，因为经济信心（economic sentiment）和光伏安装量在2020年第二季度、第三季度的封锁期间出现下滑，在2020年第四季度末才得以回升。2021年第一季度，随着新一轮新冠肺炎疫情席卷欧洲，光伏组件价格再次发生波动。
展望2022年，总体而言，尽管存在很大的不确定性，但近期材料价格的上涨可能将导致2021年排名前十的太阳能光伏市场的光伏项目总安装成本在2021年的基础上增加20~60美元/千瓦，同比增长3%~5%，致使度电成本提高约2%。
对全球陆上风电而言，2021年的一大显著特点是供应链的中断以及运输和材料成本的上涨。预计材料价格的上涨会导致风电机组的材料成本增加145美元/千瓦，比2020年增长65%，2020年是商品价格低迷的一年。然而，2020―2021年，具有代表性的风电机组的价格仅上涨了73美元/千瓦。因此，风电机组制造商的利润在2021年受到了挤压，因为他们无法消化大幅增加的成本。
国际货币基金组织（IMF）预计，大宗商品价格将在2022年保持高位。分销和安装成本（主要是由于更高的运输成本）也被认为会增加。
综合考虑各类因素，为完全反映2021年和2022年年初的材料价格上涨，相对于2020年，2022年的风电机组价格可能需要上涨130~185美元/千瓦。这将能够覆盖材料、运输和能源成本的增加，并让利润率恢复到接近2020年的水平。2021年的风电机组平均价格比2020年高出73美元/千瓦，只抵消了2020―2021年材料价格涨幅（145美元/千瓦）的一半左右。这表明，不同市场的风电机组价格需要在2022年再增加约60美元/千瓦和110美元/千瓦。若想让设备制造商的利润率恢复到更加健康的水平，如2017年的水平，风电机组价格可能还需要在此基础上再增加50~60美元/千瓦。
假设利润率处于2020年的水平，成本的增加将意味着陆上风电（不包括中国和印度）的加权平均总安装成本比2021年增加4%~8%。如果利润率恢复到2017年的水平，则将上升至7%~12%。
然而，对项目总成本的整体影响存在不确定性。很大程度上取决于2021年的风电机组价格上涨在当年交付的项目中得到多少体现，某些市场的涨幅可能会更大。对陆上风电（不包括中国和印度）度电成本的总体影响将是温和的。假定2021年中国和印度以外地区的陆上风电加权平均容量因数为42%，如果制造商的利润率要恢复到2017年的水平，陆上风电度电成本将需增加0.0014~0.0028美元/千瓦时，上升至0.0028~0.0042美元/千瓦时。
