經過數十年的產業創新、規模化和整合，風電光伏與煤電氣電成本差距大幅收窄。2020年，突如其來的疫情影響了諸多行業，但風電和光伏行業顯現出較強的韌性，在抵御沖擊的同時實現了降本增效。風電光伏行業的創新周期很長，盡管今年全球局勢充滿不確定性，但創新勢頭不減。多晶硅向單晶硅光伏組件的轉變趨勢已持續多年， 2020年單晶組件的市場占有率預計將達到85%。雙面組件的普及率也見證了類似的變化。風電方面，風機大尺寸趨勢也不斷降低成本、提升性能。2020年，彭博新能源財經追蹤到的額定功率在5兆瓦或以上的陸上風機合約共594臺，而2019年只有374臺。

在擁有全球三分之二人口、GDP總量76%、用電需求90％的國家，新建光伏電站或陸上風電場已是成本最低的電源。

自2009年開始跟蹤以來，中國、印度、法國和西班牙的新建大型光伏電站成本首次低于最先進的燃煤和燃氣電站。目前在巴西、英國和瑞典，投資新的陸上風電項目比運營已全額攤銷的化石燃料發電廠更具成本效益。也就是說，在全球近半人口居住的國家，新建光伏或陸上風電場與已有燃煤和燃氣電站相比有成本競爭力。

目前，新建陸上風電項目全球基準LCOE為41美元/兆瓦時，較上半年下降7%。在中國，陸上風電和光伏發電補貼將于今年到期，意味著近幾個月風機需求下降，項目資本支出也因此下降7%。考慮到目前部署的大功率風機的利用小時數更高，我們對中國陸上風電的LCOE基準的估值比2020年上半年低13%。

巴西、美國、越南、西班牙、瑞典和芬蘭等國紛紛出現5MW以上陸上風機平臺訂單。目前巴西陸上風電LCOE屬全球最低，僅17美元/兆瓦時；加拿大、智利、印度、英國、西班牙和美國的陸上風電LCOE在26-30美元/兆瓦時的范圍內。

固定式光伏電站項目LCOE全球基準目前為47美元/兆瓦時，比上半年下降3%。我們假設下半年歐洲資本支出比上半年平均下降10%，達到每兆瓦53萬至68萬美元，彭博新能源財經最新研究顯示，通過采用先進設備（如組串式逆變器）和優化系統設計（如采用預應力管樁），EPC成本將大幅降低。請參閱彭博新能源財經報告《大型地面光伏電站系統成本深度解構》。在中國這一全球規模最大的光伏市場，競價機制降低了市場對股權回報率的預期，目前稅后股權回報率為8%，而2020年上半年為9%。

根據本報告分析，假設股權回報率有競爭力，過去六個月融資成本最低的光伏項目LCOE范圍為23-29美元/兆瓦時，阿聯酋、智利、巴西、中國、澳大利亞和西班牙的光伏項目LCOE都能低至這一水平。

自2020年開始，疫情蔓延導致印度和美國的央行降息約1個百分點，歐盟降息約20-30個基點。不過，部分國家的商業銀行也在向項目開發商轉嫁更高的風險溢價。為例，我們估計，歐洲和澳大利亞的風險溢價提升足以抵消基準利率降低的影響。

目前，充放電時間四小時的電站級儲能系統的全球基準LCOE為132美元/兆瓦時，包括充電成本，比上半年下降了13%，自2018年初我們首次開始收集項目數據以來下降了55%。近期項目的合同質保期延長，周期壽命假設從之前的6000個周期上調至7500個周期。

2020年下半年海上風電項目基準LCOE為79美元/兆瓦時（含海上輸電），與2019年上半年持平。在歐洲，疫情推動了貸款利率下調，但商業銀行對項目的風險估值增加。我們認為，上述兩重因素作用下，海上風電項目總融資成本比上半年高50個基點，抵消了運營和維護成本降低的影響。目前歐洲海上風電項目的運維成本為48-70美元/千瓦/年，中國為30美元/千瓦/年，隨著風機功率增大，運維成本趨于下降。目前丹麥和英國等國成本最低的海上風電場LCOE為51-55美元/兆瓦時，到2030年，海上風電LCOE預計將再下降32%。

根據當地燃氣電站的落地成本，就實現日內削峰而言，新建儲能系統相較燃氣調峰電站已具備成本競爭力。在美國，通過儲能系統提供兩小時以內的調峰服務成本低于燃氣調峰電站；在歐洲，儲能提供2至3小時的調峰服務更有競爭力，在天然氣價格較高的中國、日本和印度，儲能提供3至4小時的調峰服務更有競爭力。