国家《“十四五” 现代能源体系规划》为电力行业绘制了一幅宏伟蓝图，规划中明确提出，到2025年，全国发电装机总容量预计达到约30亿千瓦 ，中电联更是大胆预测，这一数字有望超过38亿千瓦，煤电装机占比将降至三分之一。非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。可再生能源年发电量要达到3.3万亿千瓦时左右，其中风电和太阳能发电量实现翻倍。电力行业的发展正推动着能源结构向绿色低碳加速转型。

电价体系也在经历着一场深刻变革，从单一的上网电价向“两部制” 与 “三部制” 电价转变。

【能量价格】通过电力市场的竞争性交易形成，实时反映着电力的边际价值；

【容量价格】是对发电容量可用性的补偿，为系统的可靠性保驾护航；

【辅助服务价格】则是对发电资源提供各类辅助服务的认可与回报。

这种多元电价体系的构建，使得电力的商品属性得到更全面的体现，为各类电源的发展带来了新的机遇与挑战。当前我国的五大主要发电模式，各自都发挥着不可替代的作用，随着能源改革，新型新型电力系统的建立，它们承担的作用也发生了根本性的转变。接下来，我们针对五种发电模式基本角色、成本、上网电价逐一分析。

在新型电力系统的宏伟蓝图中，火电，尤其是煤电，正经历着一场深刻的角色变革，从曾经的“电量提供者” 华丽转身为 “安全保障者” 和 “系统调节者”，其价值也在这一过程中被重新评估与定义。

（一）成本剖析

分析预测，2025 年国内动力煤市场将延续供需宽松态势，价格中枢继续下移，现货价格可能在每吨700至850 元之间偏弱运行。这对于煤电企业来说，无疑是一个降低成本的利好消息。

运维与“三改联动” 是火电成本不可忽视的一部分。“十四五” 规划要求大力推动煤电的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造 “三改联动” 。这些改造虽会增加资本开支和运维成本，但从长远来看，却是煤电适应新角色、解锁新收入来源的必要投资。

随着全国碳排放权交易市场的深化，碳成本正逐渐成为影响煤电成本的重要变量。研究报告指出，当碳价达到每吨100元时，煤电度电成本将提高0.128元。随着免费配额的逐步收紧，碳成本将对煤电在电力市场的报价和经济调度顺序产生越来越大的影响。通过采用先进的碳捕集与封存技术，虽然初期投资较大，但从长期来看，不仅能降低碳排放量，减少碳成本支出，还能提升企业的社会形象，为企业赢得更多的发展机遇。

（二）电价解析：收入多元构成

2025年，煤电的上网 “电价” 不再是一个单一数值，而是一个由多个部分构成的 “收入堆栈” 。

市场电能量价格在其中占据着重要地位，其价格波动如同大海中的波浪，反映着市场供需、燃料成本、碳价等多种因素的变化。价格的波动机制，既给煤电企业带来了挑战，也为其提供了灵活调整发电策略获取更高收益的机会。

容量电价补偿是对煤电“可靠性” 的认可与回报。目前主要针对煤电机组，旨在确保即使在发电量下降的情况下，这些提供关键支撑和调节作用的机组也能获得稳定收入，从而避免退出市场，保障系统安全。它按固定成本的一定比例（2025 年约 30%-50%）计算，相对稳定。对于一些承担着重要电网支撑任务的煤电机组来说，容量电价补偿是其重要的收入来源之一。

辅助服务补偿则是对煤电机组提供调峰、调频、备用、电压支撑等服务的奖励。灵活性改造程度高的机组、新能源渗透率高的地区收益更高。

综合来看，2025年煤电的综合等效收入呈现出东部地区高于西部地区，灵活性机组高于常规机组的特点。这一收入格局的形成，既是市场机制作用的结果，也是煤电企业积极适应角色转变、提升自身竞争力的体现。

水电，作为清洁能源的中流砥柱，在电力市场的舞台上正经历着一场华丽的转型，从曾经的基荷主力逐渐变身为市场化的调节器，其价值也在这一过程中得到了全方位的拓展与升华。

（一）成本分化

存量水电站，如三峡、葛洲坝等巨型水电站，凭借多年的稳定运行，大部分投资已折旧完毕，度电成本极低，主要仅为运维费用。他们在电能量市场中拥有绝对的的成本优势，在参与市场交易时，能够以极具竞争力的价格出售电力，为企业带来丰厚的利润，也为保障国家电力供应的稳定发挥着重要作用。

新建水电站，尤其是在地形复杂、移民和环保成本高昂的地区，如雅砻江中游，其初始投资巨大。这些地区的水电站建设，不仅需要投入大量资金用于基础设施建设，还需妥善处理移民安置和生态环境保护等复杂问题，这使得度电成本远高于存量项目。

因此，在探讨水电成本时，必须仔细区分存量与增量资产。但整个水电板块的平均LCOE较低，确实为其在市场化竞争中奠定了坚实基础。

（二）电价变革：市场定价显身手

水电的上网电价正经历着从传统计划定价到市场化交易的深刻变革，在市场的浪潮中展现出独特的灵活性优势。在水电资源丰富的省份，如四川，2025年的市场方案明确推动 “水火风光同台竞争”，放宽了价格下限至0，以促进充分竞争。在这种竞争环境下，水电企业积极优化运营管理，提高发电效率，降低成本，以在市场中获得更大的竞争优势。而在云南，由于高耗能产业的需求增长，市场化电价呈现上涨趋势，使得电力市场供不应求。水电企业借此机会，通过提高电价来获取更高的收益。

水电的灵活性在市场中更是展现出了巨大的价值。水电机组快速的启停和出力调节能力，使其成为调频、备用等辅助服务的理想提供者。在辅助服务市场日益完善的背景下，这部分收入将成为水电站，特别是龙头水库电站，日益重要的利润来源。在未来，随着辅助服务市场的不断发展和完善，水电在这一领域的发展潜力将进一步得到释放，为企业带来更多的收益。

风电与光伏作为可再生能源的主力军，正大步迈入平价上网与市场整合的新时代，它们的发展不仅关乎能源结构的优化，更引领着未来电力市场的变革潮流。

（一）成本预测

彭博新能源财经（BNEF）预测，2025年全球新建陆上风电的 LCOE 约为每兆瓦时37美元，固定倾角光伏约为每兆瓦时35美元，约为每千瓦时0.26-0.27元。国内研究也预测， 2025年，中国大部分省份的陆上风电和光伏LCOE将在每千瓦时0.23元至0.40元之间。

海上风电成本远高于陆上项目，但其发展潜力依然。BNEF预测其2025年全球LCOE约为每兆瓦时79美元（约合 0.57元/千瓦时），其建设和运营成本是陆上项目的1.5至2倍。更严峻的是，此前支持其发展的省级补贴将在2025年左右退出，这给项目盈利能力带来了巨大挑战，海上风电亟需通过技术创新与管理优化来降低成本，提升竞争力。

（二）电价模式：复合收入巧布局

2025年风电与光伏的上网电价也不再是简单数值，基础市场电能量价格是核心，它随着供需关系、天气（出力预测）、现货市场波动等因素而变化。在电力供应充裕的时段，价格可能较低；而在电力需求高峰或新能源发电不足时，价格则会上涨。

机制电价调整则起到了风险对冲的作用。当市场电能量价格较低时，机制电价调整可以在一定程度上弥补项目的收益损失；反之，当市场价格较高时，它又能适当调整，确保项目收益的稳定性。这一机制的存在，使得风电与光伏项目在面对市场价格波动时，能够更加从容应对，降低经营风险。

绿证溢价体现了风电与光伏的环境价值。随着企业绿电消费需求的增长、出口导向型企业面临的环保压力以及政策强制配额的实施，绿证的市场需求日益旺盛，这使得风电与光伏项目可以通过出售绿证获得额外的收益，每千瓦时的绿证溢价可达0.02-0.05 元以上，成为项目收入的重要补充。

核电，作为电力行业中低调而又关键的存在，在能源转型的浪潮中，犹如一座稳定的灯塔，为电力系统的可靠运行提供着坚实保障，其价值正等待着被进一步挖掘与彰显。

（一）成本结构

核电是典型的资本密集型产业，初始投资占据了的重要位置。以中国自主三代核电技术“华龙一号” 为例，其示范项目的单位造价约为每千瓦1.6万元人民币 ，在总成本中，设备购置费和固定资产折旧占据了极高的比例。这些巨额的初始投资，就像是为核电站的建设搭建了一个坚固的基石，虽然前期投入巨大，但却为后续长达数十年的稳定运营奠定了基础。

在长达60年甚至更长的运营寿命中，运维与燃料成本也是一笔不容忽视的开支 。特别是燃料成本，主要涉及核燃料的采购、运输、储存以及后处理等环节，虽然在总成本中占比低于资本成本，但由于核燃料的特殊性，其成本也不容小觑。

尽管初始投资巨大，但得益于极高的年利用小时数（通常超过7500小时）和超长的运营寿命，核电的全生命周期度电成本具有相当的竞争力，通常被认为与煤电标杆电价相当或更低。

（二）电价转型：从标杆到市场的过渡

核电的定价机制正处于从传统政府定价向市场化过渡的初期阶段，2013年出台的政策，新建核电机组实行全国统一的标杆上网电价，标准为每千瓦时0.43元。如果项目所在地的燃煤机组标杆电价低于0.43元，则执行当地的煤电标杆价。针对三代核电首批项目的定价通知中已明确，超出设计利用小时数的电量应按市场价格执行。这一政策的出台，为核电参与市场交易打开了一扇窗口，虽然在2025年，核电的主要电量仍将大概率执行标杆电价，但随着电力市场改革的全面深化，其全面参与市场只是时间问题。

结语：多元电力的未来

未来，在电力市场中，各类发电方式之间的协同互补将成为关键。火电与新能源的配合，能够有效解决新能源发电的波动性问题；水电与风电、光伏的联合运行，可以实现能源的优化配置。储能技术的发展也将为电力系统的稳定运行提供有力支持，进一步提升电力系统的灵活性和可靠性。

电力行业正站在变革与发展的十字路口，2025年的五大主流发电方式，各自蕴含着机遇与挑战。它们的发展不仅关乎电力行业的未来，实际上更与我们普通人的生活息息相关。