国家能源局2018年全国电力工业统计数据表明，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%。全国发电企业平均值综合厂用电率为5.52%（2017年数据）。
即发电机组收到1度电，抵达用户大约0.89度；用户用1度电，总煤耗大约345克（仅有按燃煤机组计算出来）。因此，节约用电不是一句口号，而且要尽可能用洗手电。
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（抽水机蓄能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：全国电力工业统计资料从发电量看，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）放用电量看，电力资源产于与市场需求呈圆形逆向产于特征显著，2018年各省区外不受电量总和8723亿千瓦时，占到当地总发电量20.4%。广东、江苏、山东省用电量位列前三，山东、江苏、内蒙古发电量位列前三，广东、江苏、浙江省区外不受电量位列前三，北京、上海、重庆区外受电占到用电量的比重位列前三。
数据来源：公开发表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居多，今后非常一段时间内还很难转变。正是因为燃煤机组的重要性，我国发电机组的网际网路电价政策仍然以燃煤机组网际网路电价政策居多，几经还本付息电价、经营期电价，现为标杆电价政策时期。
据网络涉及报导，2019年9月26日，国务院常务会议要求完备燃煤发电网际网路电价构成机制，从明年1月1日1日起，中止煤电联动机制，将现行标杆网际网路电价机制，改回基准价+上下浮动的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆网际网路电价确认，浮动范围为下潜不多达10%、下浮应以不多达15%，明确发电企业、购电公司、电力用户等通过协商或竞价确认，但明年嗣后不下潜，尤其要保证一般工商业平均值电价只降不升。2018年燃煤火电机组分省副产物标杆网际网路电价如图数据来源：公开发表资料影响燃煤火电机组网际网路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：影响标杆网际网路电价水平的三个主要因素，依序是煤价、工程造价、年发电利用小时。
有所不同时期、有所不同机组，燃料成本占到发电成本50%-70%。水力发电机组水力发电是水能利用的一种最重要方式。水力发电一般来说要修建挡水坝，借以集中于河段的高差，并构成水库，水库可以调节流量、拦蓄洪水。按调节周期区分，即按水库一次蓄泄循环的时间来分，还包括无调节、日调节、周调节、年调节和多年调节等。
无调节，是水库没调节库容，按天然流量供水；日调节，是将水库一日内的均匀分布来水，按用水部门的需水过程展开调节，水库中的水位在一昼夜内已完成一个循环；周调节，利用水库将周内假日的多余水量蓄存一起，在其他工作日用，周调节水库一般也同时展开日调节；年调节，对年内富、枯季的径流展开重新分配的调节（季节性变化）；多年调节，水库库容相当大，丰水年份蓄存的多余水量，借以补足枯水年份的水量严重不足。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，经济可研发装机容量40180万千瓦，年发电量17534万千瓦时。
数据来源：公开发表资料我国水电网际网路电价政策呈圆形多样化格局，分成按经营期网际网路电价、标杆网际网路电价和根据不受电市场平均值网际网路电价倒推定价等。2014年1月11日，《国家发展改革委关于完备水电网际网路电价构成机制的通报》（发改价格〔2014〕61号），对2014年2月1日以后新的投产的水电站中跨区跨省域交易价格由供需双方协商确认；省内网际网路电价实施标杆电价制度，并根据水电站在电力系统中的起到，可实施丰枯天内电价或者分类标杆电价；希望通过竞争方式确认水电价格；逐步统一流域梯级水电站网际网路电价。抽水机蓄能电站是一种类似的水电站，在用电低谷时用不足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释放出发电，并使水流到下水库。
抽水机蓄能电站是解决问题系统调峰、低谷之间供需矛盾、确保新能源发展而建设的水电站，还能承担系统的调频、调相和事故可用等辅助服务功能。一般指出，抽水机蓄能电站4度换3度，抽水机时消耗4度电，发电时不能收到3度，可以指出切换效率75%。基于此，抽水机蓄能电站网际网路电机与其他电源的网际网路电价有显然区别，主要有电网统一经营、单一电量电价、两部制电价、出租电价。2014年7月31日，《国家发展改革委关于完备抽水机蓄能电站价格构成机制有关问题的通报》（发改价格〔2014〕1763号），更进一步完备抽水机蓄能电站价格构成机制。
电力市场构成前，抽水机蓄能电站实施两部制电价。电价按照合理成本特获准收益的原则核定。两部制电价中，容量电价主要反映抽水机蓄能电站获取可用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照填补抽水机蓄能电站固定成本及获准收益的原则核定。
逐步对新的投产抽水机蓄能电站实施标杆容量电价；电量电价主要反映抽水机蓄能电站通过放发电量构建的调峰填谷效益。主要填补抽水机蓄能电站放发电损耗等变动成本。电价水平按当地燃煤机组标杆网际网路电价（不含副产物、脱硝、除尘等环保电价）继续执行。电网企业向抽水机蓄能电站获取的抽水机电量，电价按燃煤机组标杆网际网路电价的75%继续执行。
抽水机蓄能电站容量电费和抽发损耗划入当地省级电网（或区域电网）运营费用统一核算，并作为销售电价调整因素专责考虑到。为推展抽水机蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，希望使用招标、市场竞价等方式确认抽水机蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水机电价和网际网路电价。
当前，正值电力市场构成的过渡期，抽水机蓄能电站并未划入输配电定价成本，电网企业分担抽水机蓄能电站费用已力不从心，抽水机蓄能电站电价市场化是一个还须要深入研究的课题。风力发电机组风电网际网路电价几经初期参考燃煤电厂定价、审核电价、招标和审核电价共存、招标特核准方式、标杆电价。
当前，正处于标杆网际网路电价退坡的关键时刻，未来将逐步向平价、低价网际网路过渡性。平价网际网路电价是所指与燃煤机组标杆网际网路电价平价，不必须国家补贴。低价网际网路电价是指高于燃煤机组标杆网际网路电价。
2019年5月21日，《国家发展改革委关于完备风电网际网路电价政策的通报》（发改价格〔2019〕882号），将陆上风电、近海风电标杆网际网路电价改回指导价，新的核准的集中式陆上风电项目、近海海上风电网际网路电价全部通过竞争方式确认，不得低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认的网际网路电价，不得低于项目所在资源区陆上风电指导价。数据来源：公开发表资料从全生命周期看，风电的成本主要可以分成机组成本、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成光伏发电（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备光伏发电网际网路电价机制有关问题的通报》（发改价格〔2019〕761号），将集中式光伏电站标杆网际网路电价改回指导价，追加集中式光伏电站网际网路电价应以通过市场竞争方式确认，不得多达所在资源区指导价。能源主管部门统一实施市场竞争方式配备的工商业分布式项目，市场竞争构成的价格不得多达所在资源区指导价，且补贴标准不得多达每千瓦时0.10元。数据来源：公开发表资料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）标杆网际网路电价为每千瓦时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继续执行上述标杆网际网路电价。
太阳能热发电网际网路电价退坡机制仍未确认，考虑到太阳能热发电产业现状，退坡幅度有可能会不过于。核电机组我国核电装机容量比例比较较小。与一般火电机组一样，核电成本主要由建设成本、运维成本、燃料成本构成。
核电成本还有长年成本有较小上升空间、地域差异不显著等特点。由于核电技术上不适合参予市场竞争，2013年以前，我国对核电基本实施一厂一价。2013年6月15日，国家发展改革委印发《关于完备核电网际网路电价机制有关问题的通报》（发改价格〔2013〕1130号），对2013年1月1日以后新建核电机组实施标杆网际网路电价政策（根据目前核电社会平均值成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆网际网路电价为每千瓦时0.43元）。
全国核电标杆网际网路电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆网际网路电价（不含副产物、脱硝调高，折合）的地区，新建核电机组投产后继续执行当地燃煤机组标杆网际网路电价；对分担核电技术引进、自主创新、根本性专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或样板工程，其网际网路电价可必要提升。
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