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第一节中国电价改革分析转自：从历史上看，我国电价改革可分为三个阶段：第一阶段——1985年，国务院实行了多家办电和多渠道集资办电的政策，与此相适应，实行了多种电价制度。
第二阶段——1998年，国家适时调整电价政策，以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策。
第三阶段——2002年，在“厂网分开”后，“竞价上网”前，实行临时上网电价。
2002年电力体制改革推开之后，中国连续三年遭遇了大范围的"电荒"。
作为核心内容之一的电价改革一直进展缓慢。
电力供应紧张时，推进电价改革的风险比较大，因为价格可能上涨。
因此，主管部门前两年对推行电价改革一直态度谨慎。
电价改革的目的，是改变执行了20多年的以成本来定价的“还本付息电价”模式，最终建立由市场形成电价的电价机制。
第一步便是在上网环节引入竞争机制。
中国电力体制改革的核心是电力市场化，而电价改革是电力市场化的关键环节，电价形成机制是否科学最终将影响着电力体制改革的成败。
2004年，在不到半年的时间里，国家发改委两次调整电价，平均提高幅度每千瓦时较2003年已经上涨了2分钱，这说明由电价引发的各种矛盾已然凸显。
电价改革的方向是全面引入竞争机制，但在过渡期可采取双轨制进行。
根据现有方案，就是在区域电力市场推行两部制电价，之后逐步加大竞价比例，实现市场化的整合。
同时，逐渐推进大用户直供的试点，鼓励供电和用电双方直接签订长期供电合同。
所谓“两部制电价”，是一种过渡性安排，即将上网电价分为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价由政府制定，电量电价由市场竞价形成。
2004年1月，东北区域电力市场进入模拟运行状态，同年12月进行两轮年度竞价，2005年4月20日启动了月度竞价，进入试运行阶段。
除了包括“竞价上网”、“煤电价格联动的机制”在内的上网环节外，本次电价改革还将从收费和销售环节逐步完善电价政策。
从收费环节来看，今后相当长的一段时间内，对于电价的监管将成为政府监管的重点。
火力、水力、风力、潮汐、核能、太阳能、地热发电方式优缺点对比今天我们一起学习下一下什么是电力系统，各种发电方式的优缺点。
由各种电压的电力线路，将发电厂、变电所和电力用户，连接起来的一个发电、输电、变电、配电和用电的整体，统称为电力系统。
电力系统是由电源、电力网和电力用户组成。
电力系统的电源一般是发电厂，发电厂多数是建造在燃料或水力资源比较丰富的地方。
而电力用户则是比较分散的，往往远离发电厂，这样就必须通过输电线路和变电站等中间环节，将发电厂发出的电能传输给用户。
由于电能目前还不能大量储存，即生产、输送、分配、使用的过程，实际上是在同一瞬间完成的。
这个全过程中的每一个环节，构成一个紧密相连的整体。
发电厂按其所利用的能源不同，可分为火力发电厂、水力发电厂、核能发电厂、风力、潮汐、地热、太阳能等发电厂。
火力发电厂的燃料可以是煤炭、石油、天然气等，甚至可以是城市的垃圾焚烧。
火力发电厂的优点是初投资比较少，建设周期比较短，并且靠近电力用户，但缺点就是能耗高、成本大，并且污染比较严重。
水力发电的基本原理是利用江河水利推动水轮机发电。
它的优点是利用广泛可再生，某些大型的水电项目还具有防洪、灌溉、航运等综合效果。
但水电站往往远离电负荷密集的地方，且可能造成一定程度的生态破坏。
图上是三峡水利发电站，三峡大坝32台发电机组首次全面投入使用的壮观景象。
核能发电则是利用原子核分裂时产生的能量把反应器中的水加热产生蒸汽，然后及蒸汽推动汽轮发电机产生电能。
核电发电的特点是核燃料体积小、运输量小、无灰渣，但缺点是一旦发生问题，很容易造成很大的事故。
比如说前苏联的切尔诺贝利核电站，那是历史上核泄漏最严重的核电站。
直到今天，切尔诺贝利还是一个无人区，一片荒芜。
风力发电站是直接利用风力推动发电机来发电。
其最大的特点就为标记风车，它的优点是干净、灵活、分散且可再生，适合偏远的地区。
它的缺点则是地域性极强，只能在特定的地方发电。
而且很不稳定，没有风也就没有电了。
施工用电、水、风单价分析1．施工用电价格的组成及计算办法施工用电价格由基本电价，电能损耗摊销费和供电设施维修摊销费组成。
电价计算公式：电网供电价格=基本电价÷(1-高压输电线路损耗率)÷(1-35kV以下变配电设备及配电线路损耗率)＋供电设施维修摊销费柴油发电机供电价格(自设水泵冷却)=(柴油发电机组时总费用+水泵组时总费用) ÷(柴油发电机额定容量之和×发电机出力系数)÷(1-厂用电率)÷(1-变配电设备及配电线路损耗率)＋供电设施维修摊销费柴油发电机供电价格(循环水冷却)=(柴油发电机组时总费用+水泵组时总费用) ÷(柴油发电机额定容量之和×发电机出力系数)÷(1-厂用电率)÷(1-变配电设备及配电线路损耗率)＋冷却水费＋供电设施维修摊销费(1).基本电价外购电的基本电价包括电网电价和各种规定的加价。
其中电价根据供电的电压等级采用电价表中非工业、普通工业用电的价格。
自发电的基本电价即发电厂的单位发电成本。
(2). 电能损耗摊销费是指从施工供电线路的接线点至施工现场最后一级降压变压器低压侧之间的输电线路损耗和变配电设备损耗。
外购电的电能损耗摊销费包括高压输电线路损耗，可取4%~6%计算，变配电设备损耗和高压配电线路损耗可按5%~8%计取。
自发电的电能损耗摊销费只有变配电设备损耗和配电线路损耗可按5%~8%计取。
计算自发电基本电价时，厂用电率可取4%~6%，发电机出力系数可取0.8~0.85。
(3). 供电设施维修摊销费指除已计算设备购置费的变配电设备的折旧费、安装费和所有变配电设备的修理费，拆除费、线路的移设和运行维护费用在施工用电价格的摊销。
在初设阶段，一般用经验指标0.02~0.03元/kW.h直接摊入电价。
施工供电线路和变电站等级如符合枢纽35kV,引水及河道工程10kV及以上时，线路、变电站的土建、设备购置安装费用要在第四部份临时工程中单独立项计算投资。
各省火电上网电价表上网电价改革，引发社会关注，贴近群众的日常需求，促进可持续的发展。
为此，各省火电上网电价表有助于消费者了解电力市场，了解电价下调后的最新情况，促进社会经济可持续发展。
中国各省火电上网电价表①北京：北京市火电上网电价自2020年1月1日起执行2006年3月1日发布《北京市火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.303元（含税）；200kW 以上火电机组上网电价为每千瓦时 0.314元（含税）。
②天津：天津市火电上网电价自2019年10月1日起执行2011年7月8日发布《天津市火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.33元（含税）；200kW以上火电机组上网电价为每千瓦时 0.37元（含税）。
③河北：河北省火电上网电价自2020年1月14日起执行河北省发改委发布的《河北省火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.35元（含税）；200kW以上火电机组上网电价为每千瓦时 0.40元（含税）。
④山西：山西省火电上网电价自2020年1月1日起执行山西省发改委发布《山西省火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.31元（含税）；200kW以上火电机组上网电价为每千瓦时 0.35元（含税）。
⑤内蒙古：内蒙古自治区火电上网电价自2020年1月1日起执行内蒙古自治区发改委发布《内蒙古自治区火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.29元（含税）；200kW以上火电机组上网电价为每千瓦时0.31元（含税）。
⑥辽宁：辽宁省火电上网电价自2020年1月1日起执行辽宁省发改委发布的《辽宁省火电上网电价管理办法（试行）》修改后的最新规定：200kW以下火电机组上网电价为每千瓦时0.32元（含税）；200kW以上火电机组上网电价为每千瓦时 0.35元（含税）。
目前我国各种形式发电成本（平均数，元/度）如下：火电0.3（带脱硫装置），水电0.4，核电0.9，风电并网0.5，太阳能光伏发电3.3。
风电的优势在于其成本在项目建成后已基本确定，在项目运行期间不会随能源价格波动；而且从历史趋势来看呈现不断下降趋势。
我国海上风电储量丰富，但目前尚处在起步初期。
金风积极参与这一进程，中国安装的第一台海上风机就是由金风制造交付中海油的1.5MW直驱永磁风机。
谢谢！我国发电方式之：火电水电风电核电字体大小：大中小2011-05-20 13:26:26来源：证券日报核电：在争议声中前行如果说寻找一种成本相对较低，又比较清洁，不受气候影响的能源，那就非核电莫属了。
只是受日本地震影响，核电的安全性受到了很大的质疑。
而之前也有媒体报道，技术问题才是核电安全问题的关键。
第二代要比第一代的安全性能更高，发展到第四代，核电的安全隐患问题接近于零。
这也意味着，核电的发展前景还是非常乐观的。
作为新能源，核电在成本上的优势是值得肯定的，“核电的成本在0.3—0.4元/千瓦时，比火力和风力发电的成本都低，并且属于可再生资源，也不会受气候影响。
”行业专家对记者表示。
盈利可观也为相关公司的良好业绩添上了一抹重彩。
以东方电气为例，2010年公司实现营业利润27.6亿元左右，其中新能源占比25.31%。
截止2010年末，公司在手订单超过1400亿元人民币，其中新能源占16%，新能源主要指核能和风能。
核电项目审批拟解冻四项准入标准或提高字体大小：大中小2011-05-16 13:31:53来源：第一财经日报中国的核电企业在短暂的“中场休息”后，有望将继续分享4000亿元的核电“蛋糕”。
在近日举行的第七届中国核能国际大会上，中国核能行业协会相关负责人透露，中国明确不改变2020年7000万千瓦的装机目标，因此核电项目审批拟“解冻”，但准入标准或将有四个方面大幅提高。
四项准入标准提升“门槛”中国核能行业协会副秘书长冯毅在接受《第一财经日报》采访时表示，尽管发生了日本福岛特大核事故，但中国核电发展的总目标应当是不受影响的，“十二五”期间，我国在建核电站规模将达到3800万千瓦，到2015年年底发电量不少于3200亿千瓦时，在一次能源中的份额由2010年年底的0.73%提升到2015年的2.2%。
文章编号:100722284(2004)0520073202农村水电成本及上网电价分析高富产,刘 承,夏建军(陕西省水利厅,陕西西安 710004) 摘 要:在全国范围内选取了不同特性的农村水电站,分析了其发电成本和影响成本的因素,提出了降低成本的措施。
关键词:农村水电;成本;电价 中图分类号:TV 29 文献标识码:B1 问题的提出截至2002年底,全国有已0.15万多个县开发了农村水电,农村水电装机达3104万kW ,占全国水电装机的36.9%,年发电量达到1037亿kWh ,占全国水电发电量的38.2%;建成35kV 及以上变电站0.52万多座,容量0.43多亿kVA ;10kV 以上输配电线路近100万km 。
全国已建成了800个县级电网和40多个地区性电网。
农村水电对延伸我国供电网络,扩大覆盖面发挥了不可替代的作用,改善了生态环境,促进了地方经济的发展,并在电力结构调整和农村能源结构调整中占据着重要地位。
农村水电集基础性、公益性、生态性、经营性于一体,主要为“三农”服务,作为可再生能源,农村水电是中国可持续发展能源战略的重要组成部分,国家对农村水电的发展高度重视。
开展农村水电成本的全面调查和分析,对于电力体制改革、电价改革中农村水电的政策取向,促进我国可再生能源强制性市场政策的出台,扶持和保护农村水电的发展具有重要意义。
2 研究对象概况根据全国农村水电的分布及特点,以2000年为基准,采取随机抽样的办法,筛选了65处水电站,总装机63.5万kW 、年发电量21.9亿kWh 、年售电量20.34亿kWh 。
按不同时期分类为:“八五”前建成27处,装机16.8万kW ;“八五”期建成15处,装机21.34万kW ;“九五”期建成18处,装机23.244万kW ;“十五”期建成5处,装机2.812万kW 。
按装机规模分类为:0.5万kW 以下29处,装机5.7万kW ;0.51万kW 共17处,12.477万kW ;12万kW 共10处,装机13.488万kW ;2万kW 以上9处,装机32.52万kW 。
发电水耗标准
发电水耗标准是指单位发电量所消耗的水量。
由于发电方式的不同，发电水耗标准也会有所差异。
以下是一些常见的发电水耗标准：
1. 火力发电：根据不同燃料的特性和燃烧技术，火力发电厂的水耗标准有所差异。
一般来说，煤炭火力发电厂的水耗标准在2-3立方米/兆瓦时，燃气火力发电厂的水耗标准在0.1-0.3立方米/兆瓦时。
2. 水电发电：水电发电是利用水能转化为电能的过程，水耗相对较低。
一般来说，水电发电的水耗标准在0.01-0.3立方米/兆瓦时，具体取决于水电站的类型和水资源利用效率。
3. 核电发电：核电发电是利用核能转化为电能的过程，水耗相对较低。
一般来说，核电发电的水耗标准在0.01-0.1立方米/兆瓦时，具体取决于核电站的类型和冷却系统的设计。
需要注意的是，以上数据仅供参考，实际的发电水耗标准可能会受到多种因素的影响，包括电厂的运行管理、水资源供给情况、技术水平等。
因此，在制定和评估发电水耗标准时，需要综合考虑各种因素，并根据实际情况进行调整和优化。
新能源发电成本分析随着全球能源需求不断增长和环境问题的日益突出，新能源发电逐渐成为解决能源和环境双重挑战的关键途径。
本文将对新能源发电的成本进行分析，探讨其在经济和环境方面的优势与挑战。
一、传统能源发电成本在开始分析新能源发电成本之前，我们需要先了解传统能源发电的成本结构。
传统能源如煤炭、石油和天然气等在世界上仍然占主导地位，其发电成本主要包括以下几方面：1. 燃料成本：传统能源发电以化石燃料为主要燃料，其价格由国际市场供需关系和地缘政治等因素影响；2. 设备投资成本：传统能源发电需要建设大型的发电设备，如发电厂、锅炉和涡轮发电机等，这些设备的投资成本较高；3. 运营与维护成本：发电设备需要定期维护和运营，包括人工费用、设备保养费用等；4. 环境治理成本：传统能源发电由于燃烧过程产生大量污染物，需要进行环境治理和排放控制。
以上是传统能源发电的主要成本，其中燃料成本和环境治理成本占据了较大比重，对能源价格和环境保护产生了重要影响。
二、新能源发电成本1. 燃料成本：新能源如太阳能、风能和水能等的发电过程中不需要燃料，因此燃料成本几乎为零，相比传统能源发电具有明显的优势；2. 设备投资成本：新能源发电设备的投资成本相对较高，如太阳能光伏板、风力发电机组等，但在技术发展和产业规模扩大的推动下，投资成本逐渐下降；3. 运营与维护成本：新能源发电设备的运营与维护成本相对较低，主要包括设备巡检、维修和人工费用等，但对设备的监控和维护要求较高；4. 环境治理成本：与传统能源发电相比，新能源发电几乎没有环境治理成本，可以避免大气污染和水土流失等环境问题。
三、新能源发电的优势与挑战1. 经济优势：新能源发电成本几乎不受燃料价格波动的影响，能够有效降低能源价格波动给经济带来的不确定性；同时，新能源在能源供应安全方面具有独特的优势，可以降低对进口能源的依赖；2. 环境优势：新能源发电几乎不产生温室气体和大气污染物，能有效减少对环境的负面影响，有助于保护生态环境和减缓气候变化；3. 技术挑战：新能源发电技术仍处于不断创新和发展阶段，技术成熟度和效率仍然存在一定差距，需要不断提高和完善；4. 储能问题：新能源发电的不稳定性和间歇性导致其需要配备储能设备以应对能源供应波动，储能技术的成本和效率是目前的挑战之一；5. 市场体系：建立健全的新能源市场体系对于推动新能源发电的成本降低和应用普及至关重要，需要政府制定政策、提供财政支持和优惠政策等。
电价是电力产品这一商品的货币体现，主要由电能成本、利润和税金构成。
具体来说，电价可以分为上网电价、输配电价和销售电价三类。
上网电价是电网企业向发电企业购买电的价格，主要是发电环节电能生产成本，包括煤炭、天然气等资源性产品成本及生产运行维护成本等。
输配电价相当于电的运费，是电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称，又称输配电费用。
销售电价是电力用户购买电的价格，由上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金组成。
以上内容仅供参考，如需更多信息，建议查阅相关文献或咨询电价领域专业人士。
火、水、风、光、核的发电成本与上网电价解析
国家能源局2018年全国电力工业统计数据显示，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗308克，线路损失率6.21%。
全国发电企业平均综合厂用电率为5.52%（2017年数据）。
即发电机组发出1度电，到达用户约0.89度；用户用1度电，总煤耗约345克（全按燃煤机组计算）。
因此，节约用电不是一句口号，而且要尽量用清洁电。
一度电里还有70%来自火电。
到2018年底，全国电源总装机容量189948万千瓦，全年全口径发电量69940亿千瓦时。
从装机容量看，火电114367万千瓦、水电35226万千瓦（抽水蓄能2999万千瓦）、风电18426万千瓦、太阳能发电17463万千瓦、核电4466万千瓦。
数据来源：全国电力工业统计
从发电量看，火电发电量49231亿千瓦时，水电发电量12329亿千瓦时，风电发电量3660亿千瓦时，太阳能发电量1775亿千瓦时，核电发电量2994亿千瓦时。
从各省（市）发用电量看，电力资源分布与需求呈逆向分布特征明显，2018年各省区外受电量总和为8723亿千瓦时，占当地总发电量20.4%。
广东、江苏、山东省用电量位居前三，山东、江苏、内蒙古发电量位居前三，广东、江苏、浙江省区外受电量位居前三，北京、上海、重庆区外受电占用电量的比重位居前三。
数据来源：公开资料
几种典型发电机组的电价及成本，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。
燃煤发电机组
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。
2018年燃煤火电机组分省脱硫标杆上网电价如图。
数据来源：公开资料
影响燃煤火电机组上网电价的因素主要有煤价、工程造价、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
三个主要因素，依次是煤价、工程造价、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%。
水力发电机组
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，水库可以调节流量、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，周调节水库一般也同时进行日调节；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，年发电量17534万千瓦时。
数据来源：公开资料
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。
图片来源：网络图
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），进一步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。
两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。
逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电量电价主要体现抽水蓄能电站
通过抽发电量实现的调峰填谷效益。
主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。
电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价）执行。
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）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。
为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。
当前，正值电力市场形成的过渡期，抽水蓄能电站未纳入输配电定价成本，电网企业承担抽水蓄能电站费用已力不从心，抽水蓄能电站电价市场化是一个还需深入研究的课题。
风力发电机组
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退坡的关键时刻，未来将逐步向平价、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。
数据来源：公开资料
从全生命周期看，风电的成本主要可以分为机组成本、建设成本、运维成本、人员成本与材料费等。
太阳能发电机组
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竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。
能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。
数据来源：公开资料
在2019年结束的光伏项目竞价中，各地的平均中标电价在上表指导价的基础上平均降低了8分/kWh。
Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区的加权平均电价如下表所示。
而在今年刚刚结束了领跑者项目招标中，已经出现0.26元/kWh的中标电价
国家发展改革委核定全国统一的太阳能热发电（含4小时以上储热功能）标杆上网电价为每千瓦时1.15元（含税），2018年12月31日以前全部投运的太阳能热发电项目执行上述标杆上网电价。
太阳能热发电上网电价退坡机制尚未确定，考虑太阳能热发电产业现状，退坡幅度可能不会不太大。
核电机组
我国核电装机容量比例相对较小。
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。
图片来源：网络图
由于核电技术上不适宜参与市场竞争，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。
