2026年，陆上风电和集中式光伏在多数资源较好地区仍保持最低平准化度电成本（LCOE），煤电受碳成本上升影响经济性继续减弱，天然气发电成本随国际气价回落有所下降但仍高于风光，核电前期投资高但长期运行成本稳定。总体看，若不考虑储能与系统调节成本，风光发电成本优势明显；若纳入系统配套成本，排序将发生变化。
一、2026年主要发电技术成本格局
2026年国内主要电源成本水平呈现如下格局。需要强调的是，具体数值因资源条件、设备造价、融资成本和利用小时数差异较大，不宜用单一数字概括，但相对关系较为清晰。
| 发电类型 | 2026年成本水平 | 主要成本特征 |
|---|---|---|
| 陆上风电 | 低 | 初始投资下降，无燃料成本，利用小时数较高 |
| 集中式光伏 | 低至中等 | 组件价格低位，无燃料成本，利用小时数受限 |
| 煤电 | 中等偏高 | 燃料与碳成本占比高，灵活性改造成本上升 |
| 天然气发电 | 偏高 | 燃料成本占比高，受气价波动影响明显 |
| 核电 | 中等 | 前期投资大，燃料成本低，运行寿命长 |
从表可见，陆上风电和集中式光伏仍处于成本低位；煤电因设备利用小时数下降、碳配额价格上行，度电成本有所抬升；气电燃料成本占比高，虽然气价较历史高点回落，但绝对成本仍偏高；核电资本支出大、建设周期长，但全生命周期度电成本具备竞争力。若按系统成本口径，风光需加计储能、备用和调节成本，成本优势会收窄。
二、影响2026年发电成本的关键变量
发电成本并非固定值，主要受以下五类因素影响：
第一，燃料价格。煤电、气电成本中燃料占比高，2026年国际动力煤和天然气价格走势直接决定其变动成本。第二，碳成本。全国碳市场覆盖范围扩大、配额收紧，使高碳电源的碳履约成本增加。第三，设备造价与融资成本。风机、光伏组件价格处于低位，降低了新能源初始投资；利率水平影响所有资本密集型电源。第四，利用小时数。风光资源、核电及煤电利用小时数不同，摊薄固定成本能力不同。第五，运维与寿命。核电、水电具有长寿命、低运维成本特点，煤电、气电则需频繁检修和燃料管理。
三、如何科学比较不同电源成本？
单一LCOE不能完全反映系统成本。科学比较可按以下步骤进行：
- 明确比较边界：是仅比较电源侧发电成本，还是纳入储能、调峰、电网接入等系统成本。
- 统一折现率与税率：不同项目资本结构不同，需采用一致的财务假设。
- 计算全生命周期成本：包括初始投资、燃料、运维、碳成本、退役费用。
- 换算为平准化度电成本：用总折现成本除以总折现发电量。
- 补充系统成本分析：对风光等波动电源加入配储、备用容量和灵活性改造成本，得到系统度电成本。
2026年新型电力系统建设加快，仅看电源侧LCOE容易低估高比例新能源的系统成本，建议项目决策时同步测算系统度电成本。
2026年发电成本分析有哪些常见问题？
什么是平准化度电成本（LCOE）？它包含哪些内容？
LCOE是将发电项目全生命周期内的建设投资、融资成本、运维费用、燃料费用、碳成本及退役费用等折现后，除以全生命周期总发电量得到的单位发电成本，用于不同电源之间的横向比较。它不包含电网接入、储能配套和系统备用等外部成本。
2026年风电和光伏的发电成本是否仍然低于煤电？
在资源较好、建设条件成熟的地区，陆上风电和集中式光伏的LCOE通常仍低于煤电。但若考虑新能源配储、调峰和电网改造等系统成本，风电和光伏的综合系统成本会上升，部分场景下可能接近甚至超过煤电。
为什么天然气发电成本波动较大？
天然气发电成本中燃料成本占比通常较高，国际天然气价格受地缘政治、供需关系、库存水平和气温变化等因素影响，波动明显。2026年国际气价较历史高点回落，气电度电成本有所下降，但仍普遍高于陆上风电、光伏和部分煤电。
核电建设投资高，为什么仍被作为清洁基荷电源？
核电前期投资大、建设周期长，财务成本较高，但燃料成本占比低、运行寿命长、利用小时数高，因此全生命周期度电成本具备竞争力。同时核电运行过程几乎不产生碳排放，可为电网提供稳定基荷，在清洁转型中具有不可替代作用。
计算发电成本时，是否应包含储能和电网接入成本？
严格的项目评价应区分电源侧LCOE和系统度电成本。若仅比较电源自身发电成本，可不包含储能和电网接入；但若评估高比例新能源场景下的真实经济性，应计入配储、备用容量、调峰和电网改造等系统成本，否则会高估波动性电源的成本优势。