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【編輯| 黑鷹光伏 劉洋 來源| 智匯光伏 綜合|中電聯 能源理論與實踐、國家統計局 平安證券】
發電企業的上網電價終端用戶的銷售電價到底是什麼關係下圖一目了然
國家能源局2019年全國電力工業統計數據顯示：全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗307克。
一度電裡還有70%來自火電：截止2019年底，火電裝機佔到全國總裝機的59%，發電量佔到全國總發電量的68%。
（數據來源：中電聯）
2019年，廣東、江蘇、山東省用電量位居前三，山東、內蒙古、江蘇發電量位居前三；廣東、浙江、江蘇區外受電量位居前三，北京、上海、重慶區外受電佔用電量的比重位居前三。
表：2019年各省電力的生產、消費量（單位：億kWh）
（數據來源：國家統計局）
幾種典型發電機組的電價及成本，燃煤發電機組、水電機組、風電機組、光伏發電機組和核電機組。
我國電源結構以燃煤火電機組為主，今後相當一段時間內還很難改變。正是因為燃煤機組的重要性，我國發電機組的上網電價政策一直以燃煤機組上網電價政策為主，歷經還本付息電價、經營期電價，現為標杆電價政策時期。
2019年9月26日，國務院常務會議決定完善燃煤發電上網電價形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯動機制，將現行標杆上網電價機制，改為「基準價+上下浮動」的市場化機制。基準價按各地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標杆上網電價如圖。
影響燃煤火電機組上網電價的因素主要有煤價、工程造價、年發電利用小時數、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。
其中：影響標杆上網電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發電利用小時。不同時期、不同機組，燃料成本佔發電成本50%-70%。
據2005年全國水力資源複查結果，我國大陸水力資源理論蘊藏量在1萬千瓦及以上的河流3886條，經濟可開發裝機容量40180萬千瓦。
我國水電上網電價政策呈多樣化格局，分為按經營期上網電價、標杆上網電價和根據受電市場平均上網電價倒推定價等。2014年1月11日，《國家發展改革委關於完善水電上網電價形成機制的通知》（發改價格〔2014〕61號）：對2014年2月1日以後新投產的水電站中跨區跨省域交易價格由供需雙方協商確定；省內上網電價實行標杆電價制度，並根據水電站在電力系統中的作用，可實行豐枯分時電價或者分類標杆電價；鼓勵通過競爭方式確定水電價格；逐步統一流域梯級水電站上網電價。
抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，在用電低谷時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來，然後在用電高峰時將水放出發電，並使水流到下水庫。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功能。一般認為，抽水蓄能電站「4度換3度」，抽水時消耗4度電，發電時只能發出3度，可以認為轉換效率75%。基於此，抽水蓄能電站上網電機與其他電源的上網電價有根本區別，主要有電網統一經營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。
2014年7月31日，《國家發展改革委關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。
兩部制電價中，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產抽水蓄能電站實行標杆容量電價；電量電價主要體現抽水蓄能電站通過抽發電量實現的調峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發電損耗等變動成本。電價水平按當地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝、除塵等環保電價）執行。
電網企業向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標杆上網電價的75%執行。抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，並作為銷售電價調整因素統籌考慮。
為推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區，鼓勵採用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價。當前，正值電力市場形成的過渡期，抽水蓄能電站未納入輸配電定價成本，電網企業承擔抽水蓄能電站費用已力不從心，抽水蓄能電站電價市場化是一個還需深入研究的課題。
風電上網電價歷經初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價並存、招標加核准方式、標杆電價。
當前，正處於標杆上網電價向平價、低價上網過渡。平價上網電價是指與燃煤機組標杆上網電價平價，不需要國家補貼。低價上網電價是指低於燃煤機組標杆上網電價。
2019年5月21日，《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），將陸上風電、近海風電標杆上網電價改為指導價，新核准的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網電價全部通過競爭方式確定，不得高於項目所在資源區指導價；潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網電價，不得高於項目所在資源區陸上風電指導價。
2021年開始，風電項目將全面去補貼，進入平價時代。
從全生命周期看，風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。
太陽能發電分為光伏發電（PV)和光熱發電（CSP)。光伏發電有集中式的地面電站，也有與建築物相結合的分布式光伏發電項目。
2019年4月28日，《國家發展改革委關於完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2019〕761號），將集中式光伏電站標杆上網電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。
2021年開始，除戶用光伏以外，光伏項目將全面去補貼，進入平價時代。
表：2020年光伏項目指導電價（單位：元/kWh）
國家發展改革委核定全國統一的太陽能熱發電（含4小時以上儲熱功能）標杆上網電價為每千瓦時1.15元（含稅），2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發電項目執行上述標杆上網電價。太陽能熱發電上網電價退坡機制尚未確定，考慮太陽能熱發電產業現狀，退坡幅度可能不會不太大。
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。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。
由於核電技術上不適宜參與市場競爭，2013年以前，我國對核電基本實行一廠一價。
2013年6月15日，國家發展改革委印發《關於完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2013〕1130號），對2013年1月1日以後新建核電機組實行標杆上網電價政策（根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元）；全國核電標杆上網電價高於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；對承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，其上網電價可適當提高。
2020年，各種類型發電項目的電價如下圖所示。
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