2025年Lazard《平准化能源成本（LCOE+）》报告显示，在不依赖补贴的情况下，可再生能源依然是新增发电项目中最具成本竞争力的技术路线。公用事业级光伏发电成本区间为38至78美元/兆瓦时，陆上风电为37至86美元/兆瓦时，均低于天然气调峰电站149至251美元/兆瓦时以及美国新建核电141至220美元/兆瓦时的成本水平。报告指出，在美国电力需求持续增长背景下，风电和光伏不仅具备最低成本优势，同时也是建设周期最短的新增电源选择。
值得关注的是，天然气发电的竞争力正在阶段性回升。由于天然气价格维持低位、高负荷需求推动机组利用率提升，以及部分新能源项目建设成本上升，新建风光项目与现有联合循环燃气机组边际运营成本之间的差距有所扩大。目前联合循环燃气发电成本约为48至109美元/兆瓦时，在部分地区已接近公用事业级光伏项目成本区间下限。这意味着传统能源并未退出竞争，而是在高需求周期中重新获得一定经济性优势。
储能市场则进入新一轮成本下行周期。报告显示，公用事业级及工商业电池储能系统的平准化储能成本显著下降，其背后原因既包括电动车需求低于预期导致电芯供给过剩，也包括电池容量和能量密度持续提升带来的技术红利。与此同时，美国关税政策的不确定性正在改变产业链布局，企业正加速向东南亚和印度转移产能，并通过远期采购降低未来价格波动风险。
从能源系统视角观察，随着风电和光伏渗透率不断提高，电网对“稳定容量”的需求同步上升。报告认为，保障间歇性能源稳定供电的成本正在增加，CAISO和PJM等电网运营机构已调整容量认证机制，下调部分太阳能及短时储能项目的容量价值认定。这意味着未来电力市场评价标准将从单纯追求最低发电成本，逐步转向兼顾可靠性与系统韧性。
从长期趋势看，新能源主导新增装机的格局并未改变，但能源转型正从“最低成本竞争”迈向“系统效率竞争”。长时储能、地热能、小型模块化核反应堆、抽水蓄能以及碳捕集技术将成为下一阶段投资重点。未来能源市场的核心逻辑不再只是发出更便宜的电，而是在高比例可再生能源条件下，以更低系统成本实现稳定、安全且可持续的供电体系。
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