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（ 1 ） 分 布 式 光 伏 发 电 度 电 成 本 。 根 据2018 年各省分布式光伏项目平均利用小时数，按照自用电量占比 80%、结算价格为销售目录电价85 折进行测算，2020 年分布式光伏度电成本基本在 0.38~0.60 元/（kW·h）之间，大部分省份（区域）可实现用户侧平价上网（除重庆、山西、贵州等少数省份外），如图 4 所示。图 4 中，终端等效电价为分布式光伏的平均收益，绿柱表示平价地区。
（2）光伏电站度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份（区域）弃光好转、光伏发电利用小时数有所提高等边界条件下，对 2025 年各省（区域）光伏电站度电成本进行测算，基本在 0.23~0.40 元/（kW·h）之间，绝大部分省份（区域）可实现发电侧平价上网（除重庆和贵州之外），如图 5所示。
（3）陆上风电度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份（区域）弃风好转、风电利用小时数有所提高等边界条件下，对 2025 年各省陆上风电度电成本进行测算，基本在 0.24~0.40 元/（kW·h）之间，大部分省份（区域）陆上风电可实现发电侧平价上网（除重庆、天津、山西等省份（区域）之外），如图 6所示。另外，根据测算，2025 年江苏、广东的海上风电接近平价上网。
1.3 平价上网不代表平价利用
新能源发电总体上即将进入平价上网时代，自身度电成本低于燃煤标杆电价，但从终端用户来说，平价上网的新能源传导至用户需额外增加其他利用成本，平价上网不等于平价利用。换言之，平价利用不但包含自身发电成本，还需要考量带来的利用成本，包括接入送出产生的输配电成本，以及为保障系统安全增加的系统成本（又包括平衡成本和容量成本）。
根据 IEA 研究 [16] ，随着风电等波动性电源在电力系统中所占比例的提高，尤其是超过一定比例以后，额外增加的利用成本将呈现明显上升。装机容量占比在 5%~30% 之间，平均输配电成本为15 美元/（MW·h），折合人民币 0.1 元/（kW·h）；装机容量占比在 10%~20% 之间，平衡成本和容量充裕性成本分别为 1~7 美元/（MW·h）和 4~5 美元/（MW·h），折合人民币 0.036~0.085 元/（kW·h）。
根据 IEA 研究提出的系统成本，取折中值0.061 元/（kW·h）、东部省份不考虑输电成本进行分析，比对各省光伏发电、陆上风电度电成本与燃煤标杆电价之差，2025 年，广东、福建、辽宁等少数省份可以实现平价利用，如图 7 所示。
但是，考虑到中国为大陆季风性气候、风电保证出力相比欧美要低、新能源发电预测精度尚有差距、煤电比重高等因素，中国新能源并网带来的系统成本要比欧美更高，达到平价利用的省份实际上还要少一些。
2 “十四五”新能源发展研判
“十四五”期间风电和光伏将进入平价上网时代，不再依赖补贴支持，中国新能源发电装机规模将继续快速扩大，基于电力系统整体的安全性和经济性考量，新能源发展应遵循如下原则：
（1）以保障系统安全为前提。深化高比例新能源接入对电力系统运行影响的机理认识，通过技术和管理手段，多措并举，保障电力系统安全。
（2）将就地、就近利用作为重点。优先在用电负荷附近开发新能源，减少远距离输送消纳。
（3）充分发挥市场配置资源的作用。统筹中长期和现货市场、省间和省内市场，通过市场手段促进新能源发展与消纳。
（4）友好接入，与其他电源相协调。提升新能源并网友好性，统筹规划抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧响应、电化学储能等灵活性资源，确保电网调节能力与系统备用充足。
（5）持续健全年度预警机制。加强新能源项目新增规模管理，深化年度投资预警和监管制度。
（6）多能互补、多网协同。电源侧发挥风光水的出力互补作用，负荷侧高效运用电热冷气的协同特性。
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