國家能源局2018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308克，線路損失率6.21%。全國發電企業平均綜合廠用電率為5.52%（2017年數據）。即發電機組發出1度電，到達用戶約0.89度；用戶用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%來自火電
到2018年底，全國電源總裝機容量189948萬千瓦，全年全口徑發電量69940億千瓦時。從裝機容量看，火電114367萬千瓦、水電35226萬千瓦（抽水蓄能2999萬千瓦）、風電18426萬千瓦、太陽能發電17463萬千瓦、核電4466萬千瓦。
數據來源：全國電力工業統計
從發電量看，火電發電量49231億千瓦時，水電發電量12329億千瓦時，風電發電量3660億千瓦時，太陽能發電量1775億千瓦時，核電發電量2994億千瓦時。
從各省（市）發用電量看，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，占當地總發電量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。
數據來源：公開資料
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。
燃煤發電機組
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，現為標桿電價政策時期。據網絡相關報道，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，將現行標桿上網電價機制，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桿上網電價確定，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桿上網電價如圖。
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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：影響標桿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，燃料成本占發電成本50%-70%。
水力發電機組
水力發電是水能利用的一種重要方式。水力發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的時間來分，包括無調節、日調節、周調節、年調節和多年調節等。無調節，是水庫沒有調節庫容，按天然流量供水；日調節，是將水庫一日內的均勻來水，按用水部門的需水過程進行調節，水庫中的水位在一晝夜內完成一個循環；周調節，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，周調節水庫一般也同時進行日調節；年調節，對年內豐、枯季的徑流進行重新分配的調節（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1萬千瓦及以上的河流3886條，經濟可開發裝機容量40180萬千瓦，年發電量17534萬千瓦時。
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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、標桿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，《國家發展改革委關于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日以后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桿電價制度，并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桿電價；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，然后在用電高峰時將水放出發電，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%。基于此，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，《國家發展改革委關于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桿容量電價；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桿上網電價（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，電價按燃煤機組標桿上網電價的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，并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，鼓勵采用招標、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。
風力發電機組
風電上網電價歷經初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前，正處于標桿上網電價退坡的關鍵時刻，未來將逐步向平價、低價上網過渡。平價上網電價是指與燃煤機組標桿上網電價平價，不需要國家補貼。低價上網電價是指低于燃煤機組標桿上網電價。
2019年5月21日，《國家發展改革委關于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、近海風電標桿上網電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于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，不得高于項目所在資源區陸上風電指導價。
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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。
太陽能發電機組
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，也有與建筑物相結合的分布式光伏發電項目。
2019年4月28日，《國家發展改革委關于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桿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。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。
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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）標桿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桿上網電價。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。
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。
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，國家發展改革委印發《關于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日以后新建核電機組實行標桿上網電價政策（根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元）；全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價；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范工程，其上網電價可適當提高。
參考資料：
1.《國家發展改革委關于完善水電上網電價形成機制的通知》（發改價格〔2014〕61號），2014年1月11日。
2.《國家發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》（發改價格〔2014〕1763號），2014年7月31日。
3.《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），2019年5月21日。
4.《國家發展改革委關于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），2019年4月28日。
5.國家發展改革委印發《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2013〕1130號），2013年6月15日。
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