光伏发电成本低于火电了吗？核心指标LCOE构成全解

一、光伏度电成本降至0.3元/度附近，低于火电大势所趋

通威集团董事局主席刘汉元在2022年指出，我国光伏发电成本已经降到0.3元/KWh以下，预计“十四五”期间降到0.25元/KWh以下，低于绝大部分煤电。

2022年光电成本降至0.3元/度或许还只存在于个别场景，但终端组件价格在经历了2023年的暴跌之后，光伏发电的度电成本低于火电已经成为必然趋势，光伏发电真正地由政策性导向变为经济性导向。

按2023年末的数据进行测算，光伏发电的平准化度电成本LCOE可以达到0.3029元/度，低于火电的0.32元/度，较此前的0.35元/度再次下降5分钱左右。

LCOE是电力行业的专属定量指标，可用于不同项目、不同地区之间的发电成本比较，需要预先设定一些条件。由于假设条件存在差异性，光伏发电的度电成本并非一个准确的数字，但仍可作为未来的趋势判断以及各影响因子的权重性参考。

通过比较可以发现，建设成本、日照小时数、装机容量为LCOE的主要影响因子。

根据中国光伏行业协会2022年的测算，2024年地面光伏电站的建设成本在3.6元/瓦左右（此前在4.0元/瓦左右）、工商业分布式的建设成本在3.3元/瓦左右，且当时的预测仍基于组件价格较高的情况下。2023年组件价格腰斩后，度电成本仍然具有下调空间。

日照小时数根据不同的地区有所不同。据统计，甘肃、宁夏和新疆全年日照时间为3000至3300小时；山东、河南、吉林、黑龙江、云南等全年日照时间2200至2300小时；湖南、湖北、广西、浙江和广东等地全年日照时间为1700至2200小时；四川和贵阳等地全年日照时间为1000至1400小时。

本次计算建设成本和日照小时数均取中间值，计算过程附后。此外，国内对新能源项目的税收优惠以及增值税的抵扣规定与国际不同，目前尚未考虑在内。总体而言，光伏发电的度电成本进一步下降、直至低于火电是未来的必然趋势。

二、多种发电方式各具优势，但光伏是短期内的最优选择

火电：

火力发电是一种通过燃烧燃料（如煤、油或天然气）产生热量，并利用蒸汽动力装置将热能转换为电能的技术，其成本主要由燃料费用、运维成本以及环境保护开支等几个方面组成。

根据我国目前火力发电厂的效能水平，平均而言，生产一度电需要消耗大约300至350克的标准煤。如果按照每吨煤的价格为1000元来计算，那么发电所需的燃料成本大约在0.3元至0.35元之间，总成本大约在0.3-0.4元/度。火力发电的上网电价一般在0.38-0.45元/度（含税）。

水电：

水力发电是依靠水库、大坝和涡轮发电机组来将水流的动能转化为电能的发电方式，其成本主要包括建设成本和运维成本，其中建设成本占据了主要比重。

大型水电站的建设投资可能达到数百亿甚至上千亿人民币，但其运行维护成本低，使用寿命长（可达50年以上），且发电稳定。综合来看，水力发电的度电成本大约在0.2-0.3元/度，水力发电的上网电价0.31-0.35元（含税）。

风电：

风力发电是依靠风力发电机组来将风能转化为电能的发电方式，其成本主要包括设备建造和运维成本。

我国一些地区的风电项目初始投资成本大约在6000-8000元/千瓦，风力发电的度电成本大约在0.3-0.6元/度，基本和火力发电成本差不多。此外，风力发电对选址的要求较高，有噪音且不能安装在人口密集区域。

核电：

核能发电是依靠核反应堆和蒸汽机组来将核能转化为电能的发电方式，其成本主要包括建设成本、燃料成本和运营维护成本等方面的费用。

核电发电的成本相对较高，其度电成本大约在0.4元/度，且不包含核废料处理和环境影响成本。

光电：

光伏发电是依靠光伏电池板和逆变器来将光能转化为电能的发电方式，其成本主要包括设备制造、安装维护和运营管理等方面的费用。光伏发电的成本逐渐降低，其度电成本大约在0.3-0.4元/度，且有不断下降的趋势。

光伏发电是短时期内的最优选择

光伏发电由于建设周期短、建设投入少、选址范围广、技术难度低、成本优势强、安全无污染等诸多原因，是当前以及未来5-10年可再生能源发电的第一选择。根据国际能源署(IEA)24年1月发布的《Renewables 2023——Analysis and forecast to 2028》报告，未来五年风光发电将始终占据95%左右的可再生能源发电，其中光伏发电占风光发电的七成以上。光伏发电是当前少有的前景明确的行业之一。

三、多方博弈、先立后破，共同推进电力市场改革

2024年将成为电力市场的关键一年。

一方面，光伏度电成本在转化效率、产品良率以及硅片厚度上仍有不错的降本空间；另一方面，光伏的平价用电也给火力发电带来了压力，火电相关企业如何抉择成为未来的关注点；更重要的，由于三北地区发电输送向东部地区的特高压通道存在三至五年的建设周期，当前三北地区的风光电量暂时还无法充分释放，预计在“十四五”后期以及“十五五”开局国家将着力引导2030年前的传统能源和新能源发电的市场格局。

在2023年12月召开的中央经济工作会议上，习总书记指出，“要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，多出有利于稳预期、稳增长、稳就业的政策，在转方式、调结构、提质量、增效益上积极进取，不断巩固稳中向好的基础”。这一重要论述，为做好2024年经济工作指明了方向。

“先立后破”并不是一个新词，这一概念在2022年的两会期间就已被提出。2022年3月，习总书记在参加十三届全国人大五次会议内蒙古代表团审议时，针对有的地方在“减碳”过程中出现的过激行为，强调绿色转型不是一蹴而就的事情，“要先立后破，而不能够未立先破”。他强调：“不能把手里吃饭的家伙先扔了，结果新的吃饭家伙还没拿到手，这不行。”

23年底再次重提这一概念，对当前的新能源行业依然具有强烈的指导意义。坦率地说，大量光伏发电的消纳去向尚未完全明确、光伏发电的并网存在容量上限问题、光伏发电时空错配矛盾依然突出、光伏上网电价如何定价如何参与市场化等等，都是目前光伏产业亟待解决的问题，存在光伏生产端、国家电网、能源局、传统火电厂、光伏建设方与使用方等多方博弈。

总体而言，可再生能源替代传统能源的大方向不会变，但更应当把握好“立”和“破”的次序问题。我们应当“摸着石头过河”、“先试点后推广”，循序渐进的推动新能源市场化进展。就光伏行业来说，经过了2023年装机量的爆发式增长，2024年应当是一个理想的调整窗口期，下游应用端需要完全跑通，同时结合2025年的“十五五”规划，共同推进电力市场改革，大步迈向2030碳达峰目标。

附1：度电成本的计算

计算公式

根据通用电气发布的《2025中国风电度电成本》，平准化度电成本的计算公式如下：

• 建设成本：前期建设的全部成本；

• 折旧抵税收益：期初投资作为一次性投入，按每年折旧列在每年的成本中；折旧并非当年的现金支出，但是可以带来可抵税的收益，所以这部分收益可作为总投资成本中的减项处理；折旧抵税收益=折旧累计现值×税率；

• 运维成本：光伏、风电项目的运维费用比较简单，包括运营维护、保险、管理费用等；同样，运维成本作为一项税前费用，需减去所得税部分的影响；运维成本=运维累计现值×(1-税率)；

• 残值：在项目实际运营结束后残值的现值；

• 发电量：项目在运营期内发电量的累计现值。

假设条件

投资一个100兆瓦（100,000,000瓦）的光伏项目，并假定该项目无需融资；

期初建设成本每瓦3.5元，总计3.5亿元；

运维成本每年每瓦4分，年运维成本为400万元；

年发电时间按每天日照6小时、全年70%晴天计算，共1500小时；

项目使用年限为25年；

70%的期初投资可用于固定资产折旧，折旧年限为25年，即每年折旧980万元；

残值占期初总投资的5%；

企业所得税税率25%；

折现率按8%来计算。

实例计算

（1）建设成本

100,000,000瓦×3.5元/瓦=350,000,000元=35,000万元

（2）折旧抵税收益

第一年折旧现值：980万元 / (1+8%)^1=907.41万元

第二年折旧现值：980万元 / (1+8%)^2=840.19万元

第三年折旧现值：980万元 / (1+8%)^3=777.96万元

……

折旧累计现值=10461.28万元

折旧抵税收益=折旧累计现值 × 税率=10461.28万元 × 25%=2615.32万元

（3）运维成本

第一年运维现值：400万元 / (1+8%)^1=370.37万元

第二年运维现值：400万元 / (1+8%)^2=342.94万元

第三年运维现值：400万元 / (1+8%)^3=317.53万元

……

运维累计现值=4269.91万元

运维成本=运维累计现值 × (1-税率)=4269.91万元 × 75%=3202.43万元

（4）残值

残值现值=建设成本 × 5%/(1+折现率)^25=35000万元 × 70%/(1+8%)^25=255.53万元

（5）发电量

光伏项目的年发电量=装机容量(千瓦) × 年发电小时数(时) × 光伏系统效率 × (1-衰减率)

此处光伏系统效率按80%；衰减率第一年按2.5%，第10年达到10%，第25年达到20%，剩下部分每年平均。计算可得：

第一年发电量现值：100,000千瓦 × 1500小时 × 80% × (1-2.50%) / (1+8%)^1=108,333,333.33千瓦时

第二年发电量现值：100,000千瓦 × 1500小时 × 80% × (1-3.33%) / (1+8%)^2=99,451,303.16千瓦时

第三年发电量现值：100,000千瓦 × 1500小时 × 80% × (1-4.17%) / (1+8%)^3=91,290,707.72千瓦时

……

发电量累计现值=1,166,373,711.49千瓦时

（6）度电成本

度电成本=(35000万元-2615.32万元+3202.43万元-255.53万元)/1166373711.49千瓦时=0.3029元/度

附2：度电成本LCOE与内部收益率IRR

度电成本和内部收益率是评估能源项目经济性常说到的两个重要指标。度电成本是国际化通用的量化指标，最早被外国机构用于火电、水电、气电等传统能源项目的发电成本计算，之后拓展到新能源行业。内部收益率则更多地被用于国内，用来评价项目的收益质量、偿债能力等等，比度电成本更加复杂和多维。

度电成本

度电成本，全称平准化度电成本（LCOE, Levelized Cost of Electricity），是指在项目生命周期内，单位电力（通常是一千瓦时，kWh）的平均成本。由于项目的生命周期较长，这里将项目生命周期内的成本和发电量按照一定折现率进行折现后，计算得到发电成本，即项目生命周期内的总成本现值/总发电量现值。度电成本通常与电价进行对比，具有一定的指导意义。计算LCOE可以比较不同能源项目的成本效益，无论它们的规模、类型或是发电技术如何。

根据这个定义，可以看出LCOE的输入条件有建设期投资、运营期成本、运营期发电量与给定的折现率等。

内部收益率

内部收益率（IRR, Internal rate of return）是使项目净现值为零的折现率。简单理解，IRR是一个假设的利率，它能使得一个项目的现金流入现值总和等于其现金流出的现值总和。

举例来说，假设一个项目投资200万，第一年收回现金流105万，第二年收回现金流120万，两年后项目结束。那么我们想要计算的是，有什么折现率（即IRR）可以使得这个项目的项目净现值等于零。

即105/(1+IRR)+120/(1+IRR)²-200=0

通过试错法或使用财务计算器、Excel等工具来计算，得出这里的IRR为8%。IRR可以用作不同项目间衡量收益的工具，也可以与市场资本化利率进行比较。换言之，当全额贷款来投资这个项目时，如果贷款利率低于8%，那么这个项目存在利润空间，可以进行投资。

根据这个定义，可以看出IRR的输入条件有建设期投资、运营期成本、运营期发电量与给定的电价等。

差别与趋势

通过二者的输入条件可以比较它们的差别，即IRR需要给出确定的上网电价，而LCOE更多的体现成本端的技术数据。这就导致了国内外使用习惯的不同。

国内此前的风光项目均采用发改委制定的标杆电价作为上网电价，而且以投产/审批时间为节点进行确定，通常为20年不变，因此更适合采用IRR指标进行评估。而国外风光项目的上网电价大多采用竞价上网的方式进行确定，最终电价为“市场结清电价+政府补贴”，因此在前期对项目进行经济性评估时无法计算IRR，故仅可采用LCOE进行计算。

近一年内，国家对电力市场的改革正在进行中，新能源发电上网、参与市场化是大势所趋，未来的上网电价也即将迎来调整。相信随着电改的深入，IRR将逐步被LCOE取代。