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，经济可开发装机容量40180万千瓦，年发电量17534万千瓦时。
我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推定价等。2014年1月11日，《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），对2014年2月1日以后新投产的水电站中跨区跨省域交易价格由供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，并根据水电站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价；鼓励通过竞争方式确定水电价格；逐步统一流域梯级水电站上网电价。
抽水蓄能电站是一种特殊的水电站，在用电低谷时用过剩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放出发电，并使水流到下水库。抽水蓄能电站是解决系统调峰、低谷之间供需矛盾、保证新能源发展而建设的水电站，还能担负系统的调频、调相和事故备用等辅助服务功能。一般认为，抽水蓄能电站“4度换3度”，抽水时消耗4度电，发电时只能发出3度，可以认为转换效率75%。基于此，抽水蓄能电站上网电机与其他电源的上网电价有根本区别，主要有电网统一经营、单一电量电价、两部制电价、租赁电价。
2014年7月31日，《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），加强完善抽水蓄能电站价格形成机制。电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。两部制电价中，容量电价大多数表现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电量电价大多数表现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价）执行。电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行的成本统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。当前，正值电力市场形成的过渡期，抽水蓄能电站未纳入输配电定价成本，电网企业承担抽水蓄能电站费用已力不从心，抽水蓄能电站电价市场化是一个还需深入研究的课题。
风电上网电价历经初期参照燃煤电厂定价、审批电价、招标和审批电价并存、招标加核准方式、标杆电价。当前，正处于标杆上网电价退坡的关键时刻，未来将逐步向平价、低价上网过渡。平价上网电价是指与燃煤机组标杆上网电价平价，不需要国家补贴。低价上网电价是指低于燃煤机组标杆上网电价。
2019年5月21日，《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），将陆上风电、近海风电标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电项目、近海海上风电上网电价全部通过竞争方式确定，不得高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定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。
从全生命周期看，风电的成本主要可大致分为机组成本、建设成本、运维成本、人员成本与材料费等。
太阳能发电分为光伏发电（PV)和光热发电（CSP)。光伏发电有集中式的地面电站，也有与建筑物相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善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场之间的竞争方式确定，不允许超出所在资源区指导价。能源主管部门统一实行市场之间的竞争方式配置的工商业分布式项目，市场之间的竞争形成的价格不允许超出所在资源区指导价，且补贴标准不允许超出每千瓦时0.10元。
国家发展改革委核定全国统一的太阳能热发电（含4小时之后储热功能）标杆上网电价为每千瓦时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执行上述标杆上网电价。太阳能热发电上网电价退坡机制尚未确定，考虑太阳能热发电产业现状，退坡幅度可能不会不太。
我国核电装机容量比例比较小。与一般火电机组一样，核电成本主要由建设成本、运维成本、燃料成本组成。核电成本还有长期成本有较大下降空间、地域差异不明显等特点。
由于核电技术上不适宜参与市场之间的竞争，2013年以前，我国对核电基本实行一厂一价。2013年6月15日，国家发展改革委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），对2013年1月1日以后新建核电机组实行标杆上网电价政策（根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元）；全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；对承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可适当提高。
1.《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），2014年1月11日。
2.《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），2014年7月31日。
3.《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2019年5月21日。
4.《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），2019年4月28日。
5.国家发展改革委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），2013年6月15日。
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