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    2000年時，我國發電量中火力發電和水力發電占據了98.1%，而新能源發電為1.9%；到了2010年，我國發電量中前者比例為96.5%，而新能源發電有所上升，提高到了3.5%。從發電每千瓦時的碳排放量來看（不包括上游環節）：火電中煤發電約300克、油發電約200克、天然氣發電約180克，而水電、核電、風電、光電在發電過程中的碳排放為零。全球知名增長咨詢公司Frost & Sullivan指出，針對中國到2020年單位GDP二氧化碳排放將比2005年下降40%—45%的目標，除了在火電行業中出臺更嚴格的火電排放標準，更重要的是提高新能源發電的比例。

    如果把新能源發電定義為未大規模應用、仍處于研究發展階段的電源，那么，我國現有的新能源發電主要存在于核能發電、風能發電、太陽能發電和生物質能發電，其中核能在新能源并網發電中的比例占60%以上。而從2009年的全國裝機容量來看，核電占比1%，風電占比1.8%，火電占比為74.6%。由此可見，在新能源發電中，風電的利用率遠低于核電。Frost & Sullivan能源及電力系統部門認為，這主要來自于三方面原因：第一點也是最重要的一點，風電、光電上網成本過高，目前補貼政策難以真正落實，但只有通過補貼和政策鼓勵才能讓投資者明確投資方向、堅定投資力度，以期給風電產業提供一個良好的經營環境，經過行業自身的發展才能逐步降低上網成本；第二、并網接入技術仍需提高，這其中有配電側的原因，也有發電側的原因。如何使分布式發電不影響現有電網的安全、穩定運行，讓調峰能力適應風電、光電受自然環境影響的特點；第三、電源結構發展的規劃和發電集團、兩大電網公司的內部經營策略和體制轉變。目前，分布在全國各地的200MW以上的火力發電廠除了需應對火電業內的原料供給關系緊張，還要受到新能源發電成本降低帶來的威脅。

    針對首要影響因素，Frost & Sullivan能源及電力系統部門進行了相關數據的統計分析：

表1- 全國火力發電上網電價（2009年）

    從表1中顯示，去年全國火力發電上網電價在0.258-0.440元每千瓦時，平均上網電價在0.35元每千瓦時左右。火電廠的主要運營壓力來自于電煤價格持續攀升，據中電聯最新公布數據預測，未來三季度煤電供給關系依然偏緊，部分省市需要從其他省采購電煤。

    其次是水電上網電價，目前電價范圍在0.148-0.395元每千瓦時，平均上網電價約為0.26-0.27元每千瓦時之間。水電上網電價之所以比火電上網電價低0.1元左右/每千瓦時，主要是過去認為水電開發成本較低，但隨著移民問題、生態環保制約、建造成本提升，水電開發成本早已比10年前上升。特別是今年年初受大旱影響，水電行業出現了全行業的虧損，業內人士聯合呼吁上調水電上網電價，發改委也因此在積極醞釀中。

    和水電上網電價的定價方式類似，核電上網電價也是一廠一價，有些甚至是一機一價。目前來看，價格范圍在0.39元-0.49元每千瓦時。對于新建和規劃中的核電廠，其上網電價將低于許多地區的火電上網電價。如信陽核電廠建成后，平均發電成本為0.253元／千瓦時，上網電價不含稅為0.333元／千瓦時，含稅為0.39元／千瓦時。預期未來三年內，隨著火力發電上網電價再次上調的可能，核電上網平均電價將和火電持平。

    在風電領域，經過了前期上網電價不統一的局面，2009年7月，國家發改委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》。《通知》以四類風能資源區為電價分類標準，I-III類資源區的標桿上網電價在0.51-0.58元每千瓦時之間。因整機技術、裝機容量、所在資源區的風速等因素影響，風力發電成本在0.42-0.72元每千瓦時，少數可以降低到0.3元每千瓦時。在所有影響風電上網成本中，機組成本及基礎設施需要關鍵零部件的大規模國產化，使用壽命、并網接入（電網吸納性）需要研發技術來推進，風力資源布置、稅收優惠需要能源部門發布行業政策來規劃。

    對于光伏發電來說，其境遇就不盡如人意了，因為至今為止，光伏發電還未被納入“上網電價”的范疇。從目前以示范形式進行并網運行的光伏電站來看，其所獲得的上網電價完全由當地政府根據每個示范項目的特殊性而定，屬于“一事一價”。再看光伏發電的成本構成，主要由光伏電池組件、逆變器和輸配電系統、太陽能支架、電站建設安裝以及土地成本，其中前