近日，国际可再生能源机构（IRENA）发布《2020年可再生能源发电成本报告》，指出得益于技术进步、规模经济、竞争性供应链和开发人员经验不断改善，可再生能源电力成本持续下降。过去二十年，全球可再生能源装机容量增长了3.7倍，从2000年的754吉瓦增长到2020年的2799吉瓦。大多数新投产的可再生能源电力成本已经比最便宜的化石燃料发电成本要低。越来越低的可再生能源发电成本，使得采用可再生能源大规模代替煤炭发电成为可能。具体内容如下：

一、2020年太阳能和风能发电成本持续下降，其中太阳能热发电降幅最大
与2019年相比，2020年全球陆上风电新增装机的平准化度电成本（LCOE）加权平均值降幅最大，达到13%，从0.045美元/千瓦时降至0.039美元/千瓦时，略高于2019年的降幅。同期，海上风能LCOE下降了9%，从0.093美元/千瓦时降至0.084美元/千瓦时。公用事业规模太阳能光伏（PV）的LCOE下降了7%，从0.061美元/千瓦时降至0.057美元/千瓦时，低于2019年13%的降幅。到2020年，公用事业规模的全球光伏装机成本加权平均值下降了12%，仅为883美元/千瓦。新建太阳能热发电（CSP）项目的LCOE同比下降了16%。

图1 2019-2020年全球公共事业规模的太阳能和风能发电LCOE加权平均值变化趋势

二、2010-2020年可再生能源发电成本显著降低

过去十年，受政策支持与产业发展推动，以太阳能和风能为代表的可再生能源发电价格逐步降到了与化石燃料相当的水平，可再生能源在电力系统中的装机规模越来越大。其中太阳能光伏（公共事业规模和屋顶分布式）的加权平均装机成本大幅下降了81%，从2010年的4731美元/千瓦降至2020年的883美元/千瓦，全球累计装机容量从2010年的42吉瓦增加到2020年的714吉瓦。陆上风电加权平均装机成本从2010年的1971美元/千瓦降至2020年的1355美元/千瓦，累计装机容量从从2010年的178吉瓦增加到2020年的699吉瓦。2010-2020年间，太阳能光伏发电的LCOE从0.381美元/千瓦时降至0.057美元/千瓦时，降幅达85%，成本的下降主要归因于安装成本下降。与之相比，陆上风力发电成本的下降更多是由于涡轮机价格下降和更高容量涡轮机的普及带来的发电效率提升。海上风电新投产项目的LCOE从2010年的0.162美元/千瓦时降低到2020年的0.084美元/千瓦时，降幅高达48%，截至2020年底，海上风电累计装机容量仅为34吉瓦，为陆上风电的二十分之一。2010-2020年间，CSP的LCOE从0.340美元/千瓦时降至0.108美元/千瓦时，降幅达68%，截至2020年底，CSP累计装机容量仅为6.5吉瓦，不到太阳能光伏装机规模的百分之一。2010-2020年，生物质发电新增装机60吉瓦，LCOE基本不变，2020年约为0.076美元/千瓦时，其中印度为0.057美元/千瓦时、中国为0.06美元/千瓦时、欧洲为0.087美元/千瓦时、北美为0.097美元/千瓦时。同期，水力发电新增装机规模715吉瓦，LCOE增加18%，从0.038美元/千瓦时上升到0.044美元/千瓦时。此外，2010-2020年，全球地热能发电LCOE从0.049美元/千瓦时增长到0.071美元/千瓦时，2020年新增装机规模同比增加192兆瓦。

图2 2010-2020年全球新投产的不同可再生能源电力的LCOE变化态势
（单位：美元/千瓦时）

三、可再生能源发电成本的不断降低将限制燃煤发电发展

自2010年以来，全球累计新增可再生能源装机容量644吉瓦，在新兴经济体中，可再生能源新增发电量累计达到534吉瓦，为这些国家电力系统累计节省320亿美元开支。随着太阳能光伏发电和陆上风力发电成本的下降，新的可再生能源发电成本不仅比新建化石燃料发电厂的电力成本更低，还将影响现有燃煤发电厂的运营成本。例如，2010-2020年间，印度燃煤电厂平均容量因子从78%下降到53%；同期，美国燃煤电厂平均容量因子从65%下降到40%左右，导致美国煤电装机容量下降了近三分之一，从2011年峰值的318吉瓦降至2020年底的216吉瓦。由于燃煤电厂的固定运营成本较高，发电厂容量因子降低后，运行成本大幅上升，进一步削弱了燃煤电厂的竞争力。随着新的可再生能源投产、能源效率提升以及一些地区使用天然气，都将导致现有燃煤电厂产能下降，在未来燃煤发电收益不足以维持正常运营的情况下，燃煤电厂投资热情将受到大幅抑制。总体而言，2020年有超过800吉瓦的燃煤发电厂运营成本高于新建的公共事业规模太阳能光伏和陆上风电。替换这些燃煤电厂，每年将最少节约320亿美元的系统成本，以及减少约30亿吨的CO2排放。

四、低成本的太阳能和风能制氢为电力部门提供了一条经济的脱碳途径

目前，人们普遍认为，通过可再生能源制氢（绿氢）以及合成燃料和化学品等间接脱碳成本高昂，造成这种观念的主要因素包括：第一，由于太阳能和风能容量因子较低，导致电解槽负荷时间较短，可再生能源电力成本较高；第二，制氢电解槽装机成本较高，需要长时间可再生能源负荷运行才能生产低成本氢。就目前而言，低成本的太阳能光伏和陆上风能是可以实现的。研究表明，首先，即使在可再生能源生产成本显著降低和电解槽性能改善之前，在特定市场（如太阳能光伏和陆上风能资源都很丰富的沙特阿拉伯）生产绿氢也能够具有良好竞争力。其次，低成本的太阳能和风能制氢最初可能需要依赖于具有丰富太阳能和风能资源的地区，但中长期来看，随着电解槽成本降低和性能改善，地理位置的限制作用会逐步减弱。

五、未来还应加快部署太阳能供热技术以助力实现全球温升控制在1.5℃之内

在全球所有地区，太阳能供热技术被用于为工业和建筑部门提供低温热能，目前仍处于发展早期阶段。2018年太阳能供热装机容量仅为4吉瓦，为实现《巴黎气候协定》以及全球温升控制在1.5℃的目标，要求到2050年太阳能供热的装机容量达到1290吉瓦。而2020年，欧洲太阳能供热的装机容量仅增加3%，增长速度过于缓慢。丹麦的太阳能供热装机容量居全球首位，截至2020年底累计装机规模达到1吉瓦。其中集中式太阳能热电站加权LCOE从2010年的0.066美元/千瓦时降至2019年的0.045美元/千瓦时。并且，随着供应链竞争的日益激烈以及开发经验的积累，丹麦太阳能供热技术的平准化成本具有急剧下降的发展趋势。其他国家也呈现下降趋势，奥地利在2013-2020年间太阳能供热的加权平均装机成本下降了55%；德国在2014-2020年间下降了45%；墨西哥在2010-2020年间下降了17%。