建設以新能源為主的新型電力系統(tǒng)，意味著未來風電光伏等新能源將成為主力電力，煤電將逐漸被取代。然而，據(jù)國家能源局發(fā)布的2020年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截止至2020年底，我國發(fā)電裝機容量22.0億千瓦，發(fā)電量為7.62萬億千瓦時。其中，煤

建設以新能源為主的新型電力系統(tǒng)，意味著未來風電光伏等新能源將成為主力電力，煤電將逐漸被取代。

然而，據(jù)國家能源局發(fā)布的2020年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截止至2020年底，我國發(fā)電裝機容量22.0億千瓦，發(fā)電量為7.62萬億千瓦時。其中，煤電裝機容量占比49.1%，發(fā)電量占比60.8%。

也就是說，現(xiàn)在我們所用的電里面，有60%來自燃煤發(fā)電。而全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗為305.5克/千瓦時。在短期內，火電還是我國發(fā)電主力。

那么，燃煤發(fā)電機組、水電機組、風電機組、光伏發(fā)電機組和核電機組的電價多少？五種發(fā)電方式的成本如何？

01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)電價政策一直以燃煤機組上網(wǎng)電價政策為主，歷經(jīng)還本付息電價、經(jīng)營期電價，現(xiàn)為標桿電價政策時期。

2019年9月26日，國務院常務會議決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)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(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。

31省燃煤基準價格如下：

影響燃煤火電機組上網(wǎng)電價的因素主要有煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時數(shù)、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。其中：影響標桿上網(wǎng)電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時。不同時期、不同機組，燃料成本占發(fā)電成本50%-70%。

2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(jié)流量、攔蓄洪水。按調節(jié)周期劃分，即按水庫一次蓄泄循環(huán)的時間來分，包括無調節(jié)、日調節(jié)、周調節(jié)、年調節(jié)和多年調節(jié)等。無調節(jié)，是水庫沒有調節(jié)庫容，按天然流量供水；日調節(jié)，是將水庫一日內的均勻來水，按用水部門的需水過程進行調節(jié)，水庫中的水位在一晝夜內完成一個循環(huán)；周調節(jié)，利用水庫將周內假日的多余水量蓄存起來，在其他工作日用，周調節(jié)水庫一般也同時進行日調節(jié)；年調節(jié)，對年內豐、枯季的徑流進行重新分配的調節(jié)（季節(jié)性變化）；多年調節(jié)，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(jù)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1萬千瓦及以上的河流3886條，經(jīng)濟可開發(fā)裝機容量40180萬千瓦。

數(shù)據(jù)來源：公開資料

我國水電上網(wǎng)電價政策呈多樣化格局，分為按經(jīng)營期上網(wǎng)電價、標桿上網(wǎng)電價和根據(jù)受電市場平均上網(wǎng)電價倒推定價等。2014年1月11日，《國家發(fā)展改革委關于完善水電上網(wǎng)電價形成機制的通知》（發(fā)改價格〔2014〕61號）：

對2014年2月1日以后新投產(chǎn)的水電站中跨區(qū)跨省域交易價格由供需雙方協(xié)商確定；省內上網(wǎng)電價實行標桿電價制度，并根據(jù)水電站在電力系統(tǒng)中的作用，可實行豐枯分時電價或者分類標桿電價；鼓勵通過競爭方式確定水電價格；逐步統(tǒng)一流域梯級水電站上網(wǎng)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，然后在用電高峰時將水放出發(fā)電，并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統(tǒng)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(tǒng)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(fā)電時只能發(fā)出3度，可以認為轉換效率75%。基于此，抽水蓄能電站上網(wǎng)電機與其他電源的上網(wǎng)電價有根本區(qū)別，主要有電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。

國網(wǎng)新源安徽響水澗抽水蓄能電站

2014年7月31日，《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)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。

電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。

2021年5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，抽水蓄能容量電價核定辦法規(guī)定，電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內資本金內部收益率按 6.5%核定。同時強化與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用。

據(jù)統(tǒng)計，截至2020年年底，我國抽水蓄能電站總裝機規(guī)模達到3149萬千瓦，但僅占我國電源總裝機的1.43%，還無法滿足新能源快速發(fā)展和電網(wǎng)調峰調頻的需求。抽水蓄能新價格機制的發(fā)布執(zhí)行，將吸引更多社會資本加入。

3風力發(fā)電機組

風電上網(wǎng)電價歷經(jīng)初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前，正處于標桿上網(wǎng)電價向平價、低價上網(wǎng)過渡。平價上網(wǎng)電價是指與燃煤機組標桿上網(wǎng)電價平價，不需要國家補貼。低價上網(wǎng)電價是指低于燃煤機組標桿上網(wǎng)電價。

2019年5月21日，《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號），將陸上風電、近海風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網(wǎng)電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價；潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于項目所在資源區(qū)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。

4太陽能發(fā)電機組

太陽能發(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)展改革委關于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2019〕761號），將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)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。31省新建光伏發(fā)電、風電項目指導價（單位：元/千瓦時）如下：

國家能源局組織實施的首批太陽能熱發(fā)電示范項目于2019年和2020年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按照每千瓦時1.10元執(zhí)行；2021年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按照每千瓦時1.05元執(zhí)行。2022年1月1日后并網(wǎng)的首批太陽能熱發(fā)電示范項目中央財政不再補貼。

5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。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。

圖片來源：網(wǎng)絡圖

由于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(fā)展改革委印發(fā)《關于完善核電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2013〕1130號），對2013年1月1日以后新建核電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策（根據(jù)目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.43元）；全國核電標桿上網(wǎng)電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區(qū)，新建核電機組投產(chǎn)后執(zhí)行當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價；對承擔核電技術引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產(chǎn)化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網(wǎng)電價可適當提高。

2020年，各種類型發(fā)電項目的電價如下圖所示：（單位元/千瓦時）