2000年时，我国发电量中火力发电和水力发电占据了98.1%，而新能源发电为1.9%；到了2010年，我国发电量中前者比例为96.5%，而新能源发电有所上升，提高到了3.5%。从发电每千瓦时的碳排放量来看（不包括上游环节）：火电中煤发电约300克、油发电约200克、天然气发电约180克，而水电、核电、风电、光电在发电过程中的碳排放为零。全球知名增长咨询公司Frost & Sullivan指出，针对中国到2020年单位GDP二氧化碳排放将比2005年下降40%—45%的目标，除了在火电行业中出台更严格的火电排放标准，更重要的是提高新能源发电的比例。

    如果把新能源发电定义为未大规模应用、仍处于研究发展阶段的电源，那么，我国现有的新能源发电主要存在于核能发电、风能发电、太阳能发电和生物质能发电，其中核能在新能源并网发电中的比例占60%以上。而从2009年的全国装机容量来看，核电占比1%，风电占比1.8%，火电占比为74.6%。由此可见，在新能源发电中，风电的利用率远低于核电。Frost & Sullivan能源及电力系统部门认为，这主要来自于三方面原因：第一点也是最重要的一点，风电、光电上网成本过高，目前补贴政策难以真正落实，但只有通过补贴和政策鼓励才能让投资者明确投资方向、坚定投资力度，以期给风电产业提供一个良好的经营环境，经过行业自身的发展才能逐步降低上网成本；第二、并网接入技术仍需提高，这其中有配电侧的原因，也有发电侧的原因。如何使分布式发电不影响现有电网的安全、稳定运行，让调峰能力适应风电、光电受自然环境影响的特点；第三、电源结构发展的规划和发电集团、两大电网公司的内部经营策略和体制转变。目前，分布在全国各地的200MW以上的火力发电厂除了需应对火电业内的原料供给关系紧张，还要受到新能源发电成本降低带来的威胁。

    针对首要影响因素，Frost & Sullivan能源及电力系统部门进行了相关数据的统计分析：

表1- 全国火力发电上网电价（2009年）

    从表1中显示，去年全国火力发电上网电价在0.258-0.440元每千瓦时，平均上网电价在0.35元每千瓦时左右。火电厂的主要运营压力来自于电煤价格持续攀升，据中电联最新公布数据预测，未来三季度煤电供给关系依然偏紧，部分省市需要从其他省采购电煤。

    其次是水电上网电价，目前电价范围在0.148-0.395元每千瓦时，平均上网电价约为0.26-0.27元每千瓦时之间。水电上网电价之所以比火电上网电价低0.1元左右/每千瓦时，主要是过去认为水电开发成本较低，但随着移民问题、生态环保制约、建造成本提升，水电开发成本早已比10年前上升。特别是今年年初受大旱影响，水电行业出现了全行业的亏损，业内人士联合呼吁上调水电上网电价，发改委也因此在积极酝酿中。

    和水电上网电价的定价方式类似，核电上网电价也是一厂一价，有些甚至是一机一价。目前来看，价格范围在0.39元-0.49元每千瓦时。对于新建和规划中的核电厂，其上网电价将低于许多地区的火电上网电价。如信阳核电厂建成后，平均发电成本为0.253元／千瓦时，上网电价不含税为0.333元／千瓦时，含税为0.39元／千瓦时。预期未来三年内，随着火力发电上网电价再次上调的可能，核电上网平均电价将和火电持平。

    在风电领域，经过了前期上网电价不统一的局面，2009年7月，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。《通知》以四类风能资源区为电价分类标准，I-III类资源区的标杆上网电价在0.51-0.58元每千瓦时之间。因整机技术、装机容量、所在资源区的风速等因素影响，风力发电成本在0.42-0.72元每千瓦时，少数可以降低到0.3元每千瓦时。在所有影响风电上网成本中，机组成本及基础设施需要关键零部件的大规模国产化，使用寿命、并网接入（电网吸纳性）需要研发技术来推进，风力资源布置、税收优惠需要能源部门发布行业政策来规划。

    对于光伏发电来说，其境遇就不尽如人意了，因为至今为止，光伏发电还未被纳入“上网电价”的范畴。从目前以示范形式进行并网运行的光伏电站来看，其所获得的上网电价完全由当地政府根据每个示范项目的特殊性而定，属于“一事一价”。再看光伏发电的成本构成，主要由光伏电池组件、逆变器和输配电系统、太阳能支架、电站建设安装以及土地成本，其中前