國家能源局2018年全國電力工業(yè)統計數據顯示，全國6000千瓦及以上電廠(chǎng)供電標準煤耗308克，線(xiàn)路損失率6.21%。全國發(fā)電企業(yè)平均綜合廠(chǎng)用電率為5.52%（2017年數據）。即發(fā)電機組發(fā)出1度電，到達用戶(hù)約0.89度；用戶(hù)用1度電，總煤耗約345克（全按燃煤機組計算）。因此，節約用電不是一句口號，而且要盡量用清潔電。
一度電里還有70%來(lái)自火電
到2018年底，全國電源總裝機容量189948萬(wàn)千瓦，全年全口徑發(fā)電量69940億千瓦時(shí)。從裝機容量看，火電114367萬(wàn)千瓦、水電35226萬(wàn)千瓦（抽水蓄能2999萬(wàn)千瓦）、風(fēng)電18426萬(wàn)千瓦、太陽(yáng)能發(fā)電17463萬(wàn)千瓦、核電4466萬(wàn)千瓦。
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從發(fā)電量看，火電發(fā)電量49231億千瓦時(shí)，水電發(fā)電量12329億千瓦時(shí)，風(fēng)電發(fā)電量3660億千瓦時(shí)，太陽(yáng)能發(fā)電量1775億千瓦時(shí)，核電發(fā)電量2994億千瓦時(shí)。
從各?。ㄊ校┌l(fā)用電量看，電力資源分布與需求呈逆向分布特征明顯，2018年各省區外受電量總和8723億千瓦時(shí)，占當地總發(fā)電量20.4%。廣東、江蘇、山東省用電量位居前三，山東、江蘇、內蒙古發(fā)電量位居前三，廣東、江蘇、浙江省區外受電量位居前三，北京、上海、重慶區外受電占用電量的比重位居前三。
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幾種典型發(fā)電機組的電價(jià)及成本，燃煤發(fā)電機組、水電機組、風(fēng)電機組、光伏發(fā)電機組和核電機組。
燃煤發(fā)電機組
我國電源結構以燃煤火電機組為主，今后相當一段時(shí)間內還很難改變。正是因為燃煤機組的重要性，我國發(fā)電機組的上網(wǎng)電價(jià)政策一直以燃煤機組上網(wǎng)電價(jià)政策為主，歷經(jīng)還本付息電價(jià)、經(jīng)營(yíng)期電價(jià)，現為標桿電價(jià)政策時(shí)期。據網(wǎng)絡(luò )相關(guān)報道，2019年9月26日，國務(wù)院常務(wù)會(huì )議決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯(lián)動(dòng)機制，將現行標桿上網(wǎng)電價(jià)機制，改為“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場(chǎng)化機制?；鶞蕛r(jià)按各地現行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價(jià)確定，浮動(dòng)范圍為上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超過(guò)15%，具體發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶(hù)等通過(guò)協(xié)商或競價(jià)確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價(jià)只降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標桿上網(wǎng)電價(jià)如圖。
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影響燃煤火電機組上網(wǎng)電價(jià)的因素主要有煤價(jià)、工程造價(jià)、年發(fā)電利用小時(shí)數、機組固定成本、長(cháng)期貸款利率、折舊率等。其中：影響標桿上網(wǎng)電價(jià)水平的三個(gè)主要因素，依次是煤價(jià)、工程造價(jià)、年發(fā)電利用小時(shí)。不同時(shí)期、不同機組，燃料成本占發(fā)電成本50%-70%。
水力發(fā)電機組
水力發(fā)電是水能利用的一種重要方式。水力發(fā)電通常要修筑擋水壩，用以集中河段的落差，并形成水庫，水庫可以調節流量、攔蓄洪水。按調節周期劃分，即按水庫一次蓄泄循環(huán)的時(shí)間來(lái)分，包括無(wú)調節、日調節、周調節、年調節和多年調節等。無(wú)調節，是水庫沒(méi)有調節庫容，按天然流量供水；日調節，是將水庫一日內的均勻來(lái)水，按用水部門(mén)的需水過(guò)程進(jìn)行調節，水庫中的水位在一晝夜內完成一個(gè)循環(huán)；周調節，利用水庫將周內假日的多余水量蓄存起來(lái)，在其他工作日用，周調節水庫一般也同時(shí)進(jìn)行日調節；年調節，對年內豐、枯季的徑流進(jìn)行重新分配的調節（季節性變化）；多年調節，水庫庫容很大，豐水年份蓄存的多余水量，用以補充枯水年份的水量不足。
據2005年全國水力資源復查結果，我國大陸水力資源理論蘊藏量在1萬(wàn)千瓦及以上的河流3886條，經(jīng)濟可開(kāi)發(fā)裝機容量40180萬(wàn)千瓦，年發(fā)電量17534萬(wàn)千瓦時(shí)。
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我國水電上網(wǎng)電價(jià)政策呈多樣化格局，分為按經(jīng)營(yíng)期上網(wǎng)電價(jià)、標桿上網(wǎng)電價(jià)和根據受電市場(chǎng)平均上網(wǎng)電價(jià)倒推定價(jià)等。2014年1月11日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價(jià)形成機制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕61號），對2014年2月1日以后新投產(chǎn)的水電站中跨區跨省域交易價(jià)格由供需雙方協(xié)商確定；省內上網(wǎng)電價(jià)實(shí)行標桿電價(jià)制度，并根據水電站在電力系統中的作用，可實(shí)行豐枯分時(shí)電價(jià)或者分類(lèi)標桿電價(jià)；鼓勵通過(guò)競爭方式確定水電價(jià)格；逐步統一流域梯級水電站上網(wǎng)電價(jià)。
抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，在用電低谷時(shí)用過(guò)剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來(lái)，然后在用電高峰時(shí)將水放出發(fā)電，并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統調峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發(fā)展而建設的水電站，還能擔負系統的調頻、調相和事故備用等輔助服務(wù)功能。一般認為，抽水蓄能電站“4度換3度”，抽水時(shí)消耗4度電，發(fā)電時(shí)只能發(fā)出3度，可以認為轉換效率75%?；诖?，抽水蓄能電站上網(wǎng)電機與其他電源的上網(wǎng)電價(jià)有根本區別，主要有電網(wǎng)統一經(jīng)營(yíng)、單一電量電價(jià)、兩部制電價(jià)、租賃電價(jià)。
2014年7月31日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號），進(jìn)一步完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機制。電力市場(chǎng)形成前，抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)。電價(jià)按照合理成本加準許收益的原則核定。兩部制電價(jià)中，容量電價(jià)主要體現抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)價(jià)值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產(chǎn)抽水蓄能電站實(shí)行標桿容量電價(jià)；電量電價(jià)主要體現抽水蓄能電站通過(guò)抽發(fā)電量實(shí)現的調峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本。電價(jià)水平按當地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)（含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價(jià)）執行。電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價(jià)按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)的75%執行。抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當地省級電網(wǎng)（或區域電網(wǎng)）運行費用統一核算，并作為銷(xiāo)售電價(jià)調整因素統籌考慮。為推動(dòng)抽水蓄能電站電價(jià)市場(chǎng)化，在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場(chǎng)競價(jià)等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價(jià)、抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)。當前，正值電力市場(chǎng)形成的過(guò)渡期，抽水蓄能電站未納入輸配電定價(jià)成本，電網(wǎng)企業(yè)承擔抽水蓄能電站費用已力不從心，抽水蓄能電站電價(jià)市場(chǎng)化是一個(gè)還需深入研究的課題。
風(fēng)力發(fā)電機組
風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)歷經(jīng)初期參照燃煤電廠(chǎng)定價(jià)、審批電價(jià)、招標和審批電價(jià)并存、招標加核準方式、標桿電價(jià)。當前，正處于標桿上網(wǎng)電價(jià)退坡的關(guān)鍵時(shí)刻，未來(lái)將逐步向平價(jià)、低價(jià)上網(wǎng)過(guò)渡。平價(jià)上網(wǎng)電價(jià)是指與燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)平價(jià)，不需要國家補貼。低價(jià)上網(wǎng)電價(jià)是指低于燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)。
2019年5月21日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕882號），將陸上風(fēng)電、近海風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價(jià)改為指導價(jià)，新核準的集中式陸上風(fēng)電項目、近海海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)全部通過(guò)競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價(jià)；潮間帶海上風(fēng)電通過(guò)競爭方式確定的上網(wǎng)電價(jià)，不得高于項目所在資源區陸上風(fēng)電指導價(jià)。
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從全生命周期看，風(fēng)電的成本主要可以分為機組成本、建設成本、運維成本、人員成本與材料費等。
太陽(yáng)能發(fā)電機組
太陽(yáng)能發(fā)電分為光伏發(fā)電（PV)和光熱發(fā)電（CSP)。光伏發(fā)電有集中式的地面電站，也有與建筑物相結合的分布式光伏發(fā)電項目。
2019年4月28日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕761號），將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價(jià)改為指導價(jià)，新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)原則上通過(guò)市場(chǎng)競爭方式確定，不得超過(guò)所在資源區指導價(jià)。能源主管部門(mén)統一實(shí)行市場(chǎng)競爭方式配置的工商業(yè)分布式項目，市場(chǎng)競爭形成的價(jià)格不得超過(guò)所在資源區指導價(jià)，且補貼標準不得超過(guò)每千瓦時(shí)0.10元。
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國家發(fā)展改革委核定全國統一的太陽(yáng)能熱發(fā)電（含4小時(shí)以上儲熱功能）標桿上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí)1.15元（含稅），2018年12月31日以前全部投運的太陽(yáng)能熱發(fā)電項目執行上述標桿上網(wǎng)電價(jià)。太陽(yáng)能熱發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)退坡機制尚未確定，考慮太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)現狀，退坡幅度可能不會(huì )不太。
核電機組
我國核電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣，核電成本主要由建設成本、運維成本、燃料成本組成。核電成本還有長(cháng)期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點(diǎn)。
由于核電技術(shù)上不適宜參與市場(chǎng)競爭，2013年以前，我國對核電基本實(shí)行一廠(chǎng)一價(jià)。2013年6月15日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價(jià)機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2013〕1130號），對2013年1月1日以后新建核電機組實(shí)行標桿上網(wǎng)電價(jià)政策（根據目前核電社會(huì )平均成本與電力市場(chǎng)供需狀況，核定全國核電標桿上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí)0.43元）；全國核電標桿上網(wǎng)電價(jià)高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)（含脫硫、脫硝加價(jià)，下同）的地區，新建核電機組投產(chǎn)后執行當地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(jià)；對承擔核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng )新、重大專(zhuān)項設備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網(wǎng)電價(jià)可適當提高。
參考資料：
1.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價(jià)形成機制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕61號），2014年1月11日。
2.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號），2014年7月31日。
3.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕882號），2019年5月21日。
4.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕761號），2019年4月28日。
5.國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價(jià)機制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2013〕1130號），2013年6月15日。
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