直接成本：0.136-0.242 元 / 度（中國西部光照充足地區低至 0.136 元 / 度，東部地區約 0.18-0.24 元 / 度）。
綜合成本（含系統平衡成本）：0.21-0.30 元 / 度，因需配套儲能和調峰服務，系統平衡成本占比約 15%-20%。
技術驅動：N 型電池（TOPCon、HJT）量產效率突破 26%，組件價格降至 0.7 元 / 瓦，三北地區電站單位千瓦投資降至 3200-3800 元。
陸上風電：0.123-0.253 元 / 度（三北地區約 0.15 元 / 度，南方丘陵地區 0.25-0.3 元 / 度）。
海上風電：0.335-0.453 元 / 度，近海項目成本約 0.5-0.7 元 / 度，深遠海漂浮式技術尚未完全成熟。
成本優化：10MW 以上機組普及、碳纖維葉片應用及 AI 運維使陸上風電成本較 2020 年下降 30%。
直接成本：0.07-0.20 元 / 度（大型水電站如三峽已進入低折舊期，成本僅 0.07-0.1 元 / 度；新建項目因移民和環保成本上升，可達 0.15-0.25 元 / 度）。
系統價值：具備調峰能力的水電站可通過輔助服務市場獲得收益，綜合成本可降至 0.10-0.25 元 / 度。
綜合成本：0.25-0.32 元 / 度（直接成本 0.30-0.40 元 / 度，但作為基荷電源可獲得容量補償，系統價值部分抵消高成本）。
技術瓶頸：三代核電（如華龍一號）單位造價約 1.6 萬元 / 千瓦，建設周期長，成本下降緩慢。
綜合成本：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，靈活性改造成本 0.02-0.04 元 / 度）。
成本壓力：煤炭價格波動（2025 年約 900-1000 元 / 噸）和碳價（80-100 元 / 噸 CO?）導致火電經濟性顯著下降。
光伏發電：2021 年全球 LCOE 約 43 美元 / 兆瓦時（約 0.27-0.34 元 / 度），2025 年下降 31%-59%，中國西部部分項目已低于 0.15 元 / 度。組件價格從 2021 年的 1.7 元 / 瓦降至 0.7 元 / 瓦，效率提升和規模化生產是主因。
陸上風電：2021 年全球 LCOE 約 43 美元 / 兆瓦時（約 0.27-0.34 元 / 度），2025 年下降 26%-30%，中國三北地區成本降幅超 40%。16MW 機組和數字化運維推動成本下降。
海上風電：2021 年全球 LCOE 約 85 美元 / 兆瓦時（約 0.54-0.68 元 / 度），2025 年下降 20%-35%，中國近海項目成本接近 0.5 元 / 度。
水電：2021 年成本約 0.1-0.2 元 / 度，2025 年維持低位，但新建項目因環保和移民成本上升，區域差異擴大。存量電站（如三峽）因折舊完畢，成本僅 0.07-0.1 元 / 度。
核電：2021 年成本約 0.3-0.4 元 / 度，2025 年受技術迭代（如小型堆）和規模化影響，成本微降至 0.25-0.32 元 / 度，但仍顯著高于風光。
2021 年成本：約 0.3-0.4 元 / 度（煤價約 650-850 元 / 噸，碳價未完全內部化）。
2025 年成本：升至 0.42-0.62 元 / 度，煤價波動、碳成本（80-100 元 / 噸 CO?）及靈活性改造成本推高總成本。火電從基荷電源轉向調峰，盈利模式從電量收益轉向容量補償。
光伏：鈣鈦礦疊層電池中試效率達 28%，2026 年系統成本或再降 15%。
風電：16MW 海上風機和碳纖維葉片降低設備成本，陸上風電單位千瓦投資從 2021 年的 4723 元降至 2025 年的 3000-4300 元。
碳價與補貼：歐盟碳關稅（CBAM）和中國碳市場倒逼火電成本上升，而新能源通過綠證（0.02-0.05 元 / 度溢價）和容量補償獲得收益。
電力市場化改革：136 號文要求新能源承擔系統平衡成本（光伏 0.03-0.05 元 / 度，風電 0.04-0.06 元 / 度），但也通過輔助服務市場釋放水電、核電的調節價值。
風光資源優勢區：中國三北地區光伏 LCOE 比東部低 30%-40%，陸上風電成本比南方低 20%-30%。
火電成本差異：東部地區因環保標準高和碳價傳導，火電成本比西部高 10%-15%。
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