Abdullah指出，类似的成本转移已经重塑了基荷电源的经济性。在报告所分析的 48 个市场中，单轴跟踪光伏在 43 个市场中已成为新建电源成本的最低选项，其余 5 个市场则由陆上风电成本所引领。在竞争最为充分的沙特、阿联酋等地区，预计 2033 年光伏平准化度电成本将跌破 20 美元 / 兆瓦时。

2026年报告覆盖欧洲、北美、拉美、亚太、中东和非洲五大区域。

1. 拉丁美洲

2026 年，单轴跟踪式光伏仍是拉丁美洲成本最低的发电技术；预计到 2060 年平均成本将下降 38%。巴西、智利、墨西哥拥有得天独厚的光照资源与高发电利用小时数，具备结构性成本优势。随着中国整机厂商进入拉美市场，市场竞争加剧、大兆瓦风电机组进一步提升风电发电量，使得该区域的陆上风电成本快速下行；预计到 2030 年区域陆上风电平均平准化度电成本将从 73 美元 / 兆瓦时降至 58 美元 / 兆瓦时，降幅接近 21%。

受新能源配套储能强制政策、为保障电网稳定开展独立储能采购的驱动，拉美地区电网级储能装机快速增长。随着装机规模的扩大、监管机制趋于完善，储能平准化度电成本预计 2060 年前下降 42%。

拉丁美洲海上风电市场尚属于远期机会。区域海上风电平均度电成本预计要到 2040 年代初才能够接近联合循环燃气轮机的成本水平，之后成本企稳；不过巴西、哥伦比亚的项目开发已经开始带动本土供应链的建设和发展。

2. 亚太地区

大型地面光伏依旧是亚太地区最具成本竞争力的电源，但区域内部成本分化显著。2026 年，成本最高市场的光伏发电成本比最低市场高出 200% 以上；即便所有市场成本均有所改善，该差距到 2030 年还将扩大至 250%。陆上风电正在成为亚太地区高性价比电源，但区域内最高与最低市场成本相差超过 6 倍。中国风电整机厂商持续进入亚太地区其他国家、大单机机型的大规模应用，南亚与东南亚风电与煤电的成本差距预计将显著收窄。

中国领跑全球电网级储能成本，亚太其他地区储能平均 LCOE 为 134 美元 / 兆瓦时，中国较亚太平均值低 55% 以上，得益于完整本土供应链与规模化制造。在中国设备供给的带动下，到 2036 年亚太其余地区的储能平均成本有望降至 92 美元 / 兆瓦时。但日本、澳大利亚、菲律宾等市场受进口关税、安装成本偏高、本土制造政策等因素的约束，储能成本仍将维持高位。

除中国以外，亚太海上风电短期成本压力较大；预计 2030 年代初，伴随海上风电供应链的成熟、单机容量的提升，该区域海上风电成本才会出现明显下降。

3. 欧洲

光伏仍是欧洲成本最低的发电技术。受组件涨价影响，2026 年光伏资本开支上涨 14%；但随着设备成本的下行以及技术进步的推动，固定倾角光伏 LCOE 预计 2060 年前下降 22%。到2030年前的这一段时间内，欧洲风电整机厂商依托经营稳定、抢抓市场需求，陆上风电资本开支年均下降 2.5%；2030 年后，发电利用小时的提升将成为度电成本下降的核心驱动力，预计 2060 年陆上风电 LCOE 降至 60 美元 / 兆瓦时。

受需求走强、锂价上行的影响，欧洲储能电池电芯价格较 2025 年低点反弹约 10%，欧洲储能系统总包资本开支（Battery storage turnkey capex）三年来首次上涨，涨幅约 2%。预计 2031 年前资本开支（Capex）将下降 12%，但之后降速将放缓，原因是 2029 年储能供给过剩局面预计将结束，需求增速超过矿山与冶炼产能的扩张，锂价或将接近翻倍。

在所研究全部区域中，欧洲化石能源发电成本最高，预计到 2030 年碳成本将超过燃料成本。同时，在差价合约（CfD）招标带来稳定需求的支撑下，供应链逐步企稳、风电机组价格下行，欧洲海上风电成本将自 2030 年代起持续下降。

4. 北美

受大量关税、反倾销反补贴措施以及 232 条款（Section 232）进口限制新规影响，北美短期光伏成本承压，分布式光伏受冲击最大。大型地面光伏有 168 GW项目享受政策豁免，得到一定保护，但 2030 年前组件价格预计每年仍上涨约 5%。工商业及户用光伏处境更为严峻，预计 2027 年组件价格上涨 6%，2028 年再涨 14%。对于陆上风电，尽管政策变动、232 条款或对风电机组价格带来不确定性，但设备与运维的持续优化，预计 2060 年前 LCOE 下降 16%。

税收抵免政策将维持储能的竞争优势，一定程度对冲受 “受关注外国实体”（FEOC，Foreign Entity of Concern，受关注外国实体，指美国储能相关限制条款）限制与供应链紧张带来的压力。2038 年美国投资税收抵免（ITC）到期退坡后，储能成本或将出现一轮冲高；长期来看，新型电池的化学体系、硬件标准化、本土供应链扩张，将推动储能 LCOE 到 2060 年下降 10%。而受 AI 数据中心用电增长拉动，2030 年代后期燃气发电将进入供给缺口周期，推高火电资本成本，进一步巩固新能源 + 储能的长期经济优势。

5. 中东与非洲

2026 年中东、非洲可再生能源度电成本位居全球低位，大型地面光伏是区域的定价基准。单轴跟踪光伏区域平均成本 37 美元 / 兆瓦时，2035 年降至 24 美元 / 兆瓦时；沙特、阿联酋有望在 2033 年低于 20 美元 / 兆瓦时。本次报告中陆上风电成本改善幅度最大，中国风机在该区域实现了成本竞争优势；埃及、摩洛哥风机利用小时达到 40%‑45%，风电成本表现尤为突出。

电网级储能在该区域已经实现对燃气调峰电站明确的成本优势。2026 年 4 小时储能成本 120 美元 / 兆瓦时，预计 2035 年下降 33% 至 80 美元 / 兆瓦时，成为风光消纳的关键支撑技术。这意味着，储能在中东非洲全部燃气市场，实现了对开式循环燃气轮机的成本替代，中东海湾国家与非洲的电力系统规划迎来重大结构性拐点。

Abdullah表示：“我们追踪到的结构性转变，已经不再仅仅是新能源具备市场竞争力。储能叠加光伏，正在重新定义电力系统的经济逻辑。从拉丁美洲到亚太地区，储能成本的下行叠加优质可再生资源，新建燃气调峰电站的经济合理性不断消失；长期签约的新能源正在从电力成本的‘下限’，逐步变成电力成本的‘上限’。”