根据目前风电场单位投资成本预测2020年分省单位投资成本，以分省风电理论年利用小时数（其中，新疆、甘肃按照实际弃风率对应的小时数）、燃煤标杆上网电价作为边界条件，测算全国各地新建风电项目平价上网的经济性。

测算结果表明，“三北”、及山东、江苏、上海、福建、四川等中东部和南方地区，由于资源条件优越、建设成本和非技术性成本较低，2020年这些地区新建风电项目的内部收益率为8.3%~12.0%，可以实现平价上网。其他省份受资源条件、土地、市场等非技术成本的影响，其新建项目的内部收益率为3.7%~7.6%，不具备平价上网经济性。

图1  2020年各省风电平均内部收益率

根据目前光伏电站单位投资成本预测2020年分省单位投资成本，以分省光伏发电理论年利用小时数（其中，新疆、甘肃按照实际弃光率对应的小时数）、燃煤标杆上网电价作为边界条件，测算全国各地区新建光伏电站平价上网的经济性。

测算结果表明，“三北”地区的青海、内蒙古、河北、辽宁、吉林、黑龙江、山东等地区，由于资源条件优良、建设成本和非技术性成本较低，2020年光伏电站新建项目的内部收益率为8.1%~10.4%，可以实现平价上网。其他地区受资源条件、土地、市场等非技术成本的影响，其新建项目的内部收益率为2.9%~7.6%，不具备平价上网的经济性。

图2  2020年各省光伏电站平均内部收益率

根据分省分布式光伏发电理论年利用小时数，按照燃煤标杆上网电价*30%+一般工商业电价*70%作为收益电价，测算全国各地区新建分布式光伏平价上网的经济性。

测算结果表明，除海南、贵州和重庆外，其他地区2020年分布式光伏电站新建项目内部收益率均大于8%。其中，吉林、蒙东、天津等“三北”地区，及浙江、江苏、湖北等中东部地区的经济性较高，其新增项目内部收益率达到12%以上。

图3  2020年各省分布式光伏平均内部收益率

在平价上网政策的驱动下，我国新能源发电将迈入高质量发展的新阶段。新能源发电将加快技术创新，进一步降低发电成本，具备与常规电源相当的市场竞争力。未来随着储能技术不断成熟应用，配套大规模储能将显著改善新能源发电出力特性，新能源将成为可观、可测、可控的电力系统友好型电源，在保障电网安全稳定运行方面发挥重要作用。另一方面，随着我国电力现货市场深入推进，新能源依靠边际成本低的优势将大量优先上网，替代常规电源承担电力系统基荷供应。因此，在平价上网政策、储能技术、现货市场等因素的共同推动下，新能源有望实现从补充电源到替代电源并最终成为电力系统主导电源的跨越式发展。