建设以新能源为主的新型电力系统，意味着未来风电光伏等新能源将成为主力电力，煤电将逐渐被取代。

　　然而，据国家能源局发布的2020年全国电力工业统计多个方面数据显示，截止至2020年底，我国发电装机容量22.0亿千瓦，发电量为7.62万亿千瓦时。其中，煤电装机容量占比49.1%，发电量占比60.8%。

　　也就是说，现在我们所用的电里面，有60%来自燃煤发电。而全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为305.5克/千瓦时。在短期内，火电还是我国发电主力。

　　那么，燃煤发电机组、水电机组、风电机组、光伏发电机组和核电机组的电价多少？五种发电方式的成本如何？

　　我国电源结构以燃煤火电机组为主，今后相当一段时间内还很难改变。正是因为燃煤机组的重要性，我国发电机组的上网电价政策一直以燃煤机组上网电价政策为主，历经还本付息电价、经营期电价，现为标杆电价政策时期。

　　2019年9月26日，国务院常务会议决定完善燃煤发电上网电价形成机制，从明年1月1日1日起，取消煤电联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。

　　影响燃煤火电机组上网电价的因素主要有煤价、工程建设价格、年发电利用小时数、机组固定成本、长期贷款利率、折旧率等。其中：影响标杆上网电价水平的三个重要的因素，依次是煤价、工程建设价格、年发电利用小时。不同时期、不同机组，燃料成本占发电成本50%-70%。

　　水力发电是水能利用的一种重要方式。水力发电通常要修筑挡水坝，用以集中河段的落差，并形成水库，水库能调节流量、拦蓄洪水。按调节周期划分，即按水库一次蓄泄循环的时间来分，包括无调节、日调节、周调节、年调节和多年调节等。无调节，是水库没有调节库容，按天然流量供水；日调节，是将水库一日内的均匀来水，按用水部门的需水过程进行调节，水库中的水位在一昼夜内完成一个循环；周调节，利用水库将周内假日的多余水量蓄存起来，在其他工作日用，周调节水库一般也一起进行日调节；年调节，对年内丰、枯季的径流进行重新分配的调节（季节性变化）；多年调节，水库库容很大，丰水年份蓄存的多余水量，用以补充枯水年份的水量不足。

　　据2005年全国水力资源复查结果，我国大陆水力资源理论蕴藏量在1万千瓦及以上的河流3886条，经济可开发装机容量40180万千瓦。

　　我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推定价等。2014年1月11日，《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号）：

　　对2014年2月1日以后新投产的水电站中跨区跨省域交易价格由供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，并根据水电站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价；鼓励通过竞争方式确定水电价格；逐步统一流域梯级水电站上网电价。

　　抽水蓄能电站是一种特殊的水电站，在用电低谷时用过剩电力将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在用电高峰时将水放出发电，并使水流到下水库。抽水蓄能电站是解决系统调峰、低谷之间供需矛盾、保证新能源发展而建设的水电站，还能担负系统的调频、调相和事故备用等辅助服务功能。一般认为，抽水蓄能电站“4度换3度”，抽水时消耗4度电，发电时只能发出3度，可以认为转换效率75%。基于此，抽水蓄能电站上网电机与其他电源的上网电价有根本区别，主要有电网统一经营、单一电量电价、两部制电价、租赁电价。

　　2014年7月31日，《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），加强完善抽水蓄能电站价格形成机制。电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。

　　电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行的成本统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

　　2021年5月7日，国家发改委发布《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，抽水蓄能容量电价核定办法规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分的发挥电价信号作用。

　　据统计，截至2020年年底，我国抽水蓄能电站总装机规模达到3149万千瓦，但仅占我国电源总装机的1.43%，还不足以满足新能源加快速度进行发展和电网调峰调频的需求。抽水蓄能新价格机制的发布执行，将吸引更加多社会资本加入。

　　风电上网电价历经初期参照燃煤电厂定价、审批电价、招标和审批电价并存、招标加核准方式、标杆电价。当前，正处于标杆上网电价向平价、低价上网过渡。平价上网电价是指与燃煤机组标杆上网电价平价，不需要国家补贴。低价上网电价是指低于燃煤机组标杆上网电价。

　　2019年5月21日，《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），将陆上风电、近海风电标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电项目、近海海上风电上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；潮间带海上风电通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

　　从全生命周期看，风电的成本主要可大致分为机组成本、建设成本、运维成本、人员成本与材料费等。

　　太阳能发电分为光伏发电（PV)和光热发电（CSP)。光伏发电有集中式的地面电站，也有与建筑物相结合的分布式光伏发电项目。

　　2019年4月28日，《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场之间的竞争方式确定，不允许超出所在资源区指导价。

　　2021年开始，除户用光伏以外，光伏项目将全面去补贴，进入平价时代。31省新建光伏发电、风电项目指导价（单位：元/千瓦时）如下：

　　国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。

　　我国核电装机容量比例比较小。与一般火电机组一样，核电成本主要由建设成本、运维成本、燃料成本组成。核电成本还有长期成本有较大下降空间、地域差异不明显等特点。

　　由于核电技术上不适宜参与市场之间的竞争，2013年以前，我国对核电基本实行一厂一价。

　　2013年6月15日，国家发展改革委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），对2013年1月1日以后新建核电机组实行标杆上网电价政策（根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元）；全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；对承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可适当提高。

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