• 在成本方面，2023年全球新投产的集中式光伏发电、陆上风电、海上风电、集中式光热发电（CSP）和水电的加权平均成本

  表1 2010年和2023年各类可再次生产的能源发电装机成本、容量系数及LCOE

  • 2023年，中国成为光伏发电、陆上风电、海上风电和水电的最大市场，市场占比分别达到63%、66%、65%和44%。中国可再次生产的能源在2023年的大幅度的增加推动了这些技术在全世界内加权平均发电成本的下降。

  • 自2000年以来，全球部署的可再次生产的能源已为电力部门节省了约4090亿美元的燃料成本。

  •电池储能的年新增装机容量也有显著增长：从2010年的0.1吉瓦时总容量增长至2023年的95.9吉瓦时总容量，成本下降了89%，从2511美元/千瓦时降至273美元/千瓦时。

  • 尽管化石燃料价格回落到了2010年后的区间，但可再生技术的竞争力依然强劲。

  • 2010年，全球陆上风电的加权平均LCOE比化石燃料的全球加权平均LCOE高23%，而到了2023年，全球新投产陆上风电项目的加权平均LCOE比化石燃料的加权平均发电成本低67%。

  • 2010 年，全球光伏发电的加权平均 LCOE比最便宜的化石燃料发电加权平均LCOE高出414%；然而，随着可再次生产的能源发电成本一下子就下降，到2023年，光伏发电的成本比化石燃料最低的加权平均发电成本低 56%。

  2023年，全球新增可再次生产的能源装机容量创下新纪录，全年累计装机容量同比增长14% 。

  2023年，光伏和陆上风电占新增可再次生产的能源装机容量的95%以上，总计新增473吉瓦。光伏发电装机增幅为73%，新增346吉瓦，陆上风电装机增幅为48%，新增104吉瓦。同时，海上风电新增装机容量达到11吉瓦，较2022年增长了27%，但仍低于2021年的历史最高纪录。

  可再次生产的能源装机容量的增长反映了全球推动电力部门向更高比例可再次生产的能源转型的努力。然而，新增容量仍无法在2030年达到在COP28上达成的阿联酋共识所设定的全球三倍增长目标。

  尽管如此，IRENA可再次生产的能源成本数据库的数据和一份对近期电力行业趋势的分析再次强调了可再次生产的能源在实现气候目标中的核心作用，同时也展示了与化石燃料相比，这些技术在经济上的可行性。在过去的几十年间，可再生能源发电成本不断下降，太阳能和风能发电技术一直在改进，可再次生产的能源发电经济、社会、发展和环境方面的效益不断凸显，都充分说明了可再次生产的能源发电的巨大优势。

  2010年，全球陆上风电的加权平均LCOE为0.111美元/千瓦时。这比化石燃料新增发电装机的加权平均成本高出23%，后者为0.090美元/千瓦时。然而，到2023年，全球新增陆上风电项目的加权平均LCOE为0.033美元/千瓦时，比化石燃料加权平均成本低67%，后者已升至0.100美元/千瓦时。同期全球海上风电的加权平均LCOE从比化石燃料加权平均发电成本高126%降至低25%，从0.203美元/千瓦时降至0.075美元/千瓦时。

  全球集中式光热发电的加权平均LCOE从2010年比化石燃料的加权平均发电成本高出339%降至2023年的仅高出17%。2010年，全球集中式光伏的加权平均LCOE为每千瓦时0.460美元，比化石燃料的加权平均发电成本高出414%。然而，到2023年，全球光伏发电的加权平均LCOE一下子就下降至每千瓦时0.044美元，比化石燃料的加权平均发电成本低56%。

  表2 2010-2023年间全球太阳能、风能与化石燃料加权平均LCOE变化情况

  在2023年，自2000年以来全球部署的可再次生产的能源仅在电力部门就节省了约4090亿美元的化石燃料发电成本。在2000年至2010年期间，亚洲累计节省成本最高，约为2120亿美元。在欧洲，这一数字为880亿美元，其次是南美洲，节省成本约为530亿美元。就技术而言，陆上风电节省成本最高，为1490亿美元。水电节省成本第二高，为1170亿美元，其次是光伏发电，为780亿美元。

  图1 2023年全球电力部门因2000年以来增加的可再次生产的能源发电而节省的化石燃料成本

  2022年至2023年期间，全球新建陆上风电项目的加权平均总安装成本下降了13%，从1322美元/千瓦降至1154美元/千瓦。同一时期，这些项目的全球加权平均LCOE下降了3%，从0.035美元/千瓦时降至0.033美元/千瓦时。

  2023 年，中国再次成为陆上风电新增装机容量的最大市场，其在全球新增装机容量中的占比从2022年的50%上升至2023年的66%。

  对于新投产的集中式光伏发电项目，2022年至2023年间其全球加权平均LCOE下降了12%，降至0.044美元/千瓦时。这主要得益于该技术的全球加权平均总安装成本下降了17%：从2022年的908美元/千瓦降至2023年的758美元/千瓦。

  总体而言，2023年光伏在各主要市场的总安装成本会降低，原因是供应链的缓解以及大宗商品的价值通胀的减弱。

  全球海上风电在2023年新增了11吉瓦的装机容量，继2021年后达到了另一个峰值。中国海上风电新增装机容量占总全球海上风电新增装机容量的65%。由于中国在新增容量中的占比以及新兴市场中风电项目的启动，2023年全球新海上发电项目的加权平均电价相比2022年下降了7%，从0.080美元/千瓦时降至0.075美元/千瓦时。

  2022年至2023年间，全球新投产的生物质发电项目的加权平均LCOE上升了14%，从0.063美元/千瓦时增至0.072美元/千瓦时。

  对于全球新投产的7个地热发电项目，2022年至2023年其加权平均LCOE上升了23%，达到0.071美元/千瓦时。

  相比之下，全球新投产水电项目的加权平均LCOE在2022年至2023年间下降了7%，从0.061美元/千瓦时降至0.057美元/千瓦时。同时，其加权平均总安装成本从3053美元/千瓦下降到2806美元/千瓦，降幅为8%。

  图2 2023年全球新投产公用事业规模可再次生产的能源发电技术的加权平均LCOE降幅及装机容量系数

  从2010年到2023年，可再次生产的能源发电的成本一下子就下降，通货紧缩趋势明显。

  自2010年以来，光伏发电的成本下降最为迅速。全球新建集中式光伏发电项目的加权平均LCOE从2010年的0.460美元/千瓦时下降到2023年的0.044美元/千瓦时，下降幅度高达90%。

  全球陆上风电项目的加权平均LCOE从2010年的0.111美元/千瓦时下降到2023年的0.033美元/千瓦时，降幅为70%。成本下降的根本原因是风力发电机成本降低和风机技术进步。2010年至2023年，根据风力涡轮机价格指数的不同，中国境外的风力涡轮机价格降幅为41%至64%。中国国内同期降幅为73%。与此同时，全球新投产陆上风电项目的加权平均装机容量系数从2010年的27%提高到2023的 36%。这凸显了技术改进和发电成本降低在提升涡轮机安装成本竞争力上的作用，这对风力资源较差的地区也是如此。

  对于新投产的海上风电项目，从2010年到2023年，其全球加权平均LCOE从0.203美元/千瓦时下降到0.075美元/千瓦时，降幅为63%。

  集中式光热发电项目的部署停滞不前，2023年仅新增300兆瓦，全球累计容量到2023年底达7吉瓦。

  2023年，全球生物能发电的加权平均LCOE为0.084美元/千瓦时，比2022年高14%，比2010年下降了四分之一。成本增加的原因是市场占有率发生了变化，较高成本的市场占据了更大比例。

  2023年全球地热能发电项目的加权平均LCOE比2022年高出23%，达到0.071美元/千瓦时，但这仍然远低于2017年至 2021年期间0.077美元/千瓦时至0.074美元/千瓦时的范围。

  2010年到2023年，全球新投产的水电项目加权平均LCOE上升了33%，从0.043美元/千瓦时增至0.057美元/千瓦时，但仍低于2023年化石燃料发电的平均成本。

  电储方面，电储项目的成本从2010年的每2511美元/千瓦时下降到2023年的273美元/千瓦时，降幅达89%。成本下降的根本原因是制造规模的扩大、材料使用效率的提高和生产的基本工艺的改进。此外，年度总计新增容量从2010年的0.1千兆瓦时增至 2023 年的95.9千兆瓦时，其中中国几乎占全球电储年度总计新增容量的一半（46.5千兆瓦时）。

  表3 2010年及2023年全球新投产公用事业规模可再次生产的能源发电技术LCOE