发电成本

使用不同能源来发电，会产生不同的成本结构，这些不同能源的发电成本（）主要可分为三大类：1）批发成本，即电力公司产生与分配电力给消费者所有相关成本，2）消费者支付的零售价格， 3）加诸于社会的外部成本（称为外部性）。
批发成本包括电厂初始资本、营运和维护 (O&amp;M)、传输以及设施退役的相关成本。批发成本的部分或全部会根据当地的监管规定而转嫁给消费者。这种每单位能源所花费的成本，通常以金额/兆瓦时来表示。计算成本有助于政府制定能源政策。
一般而言，大规模的太阳能发电和陆上风能发电，其会低于燃煤发电厂和燃气发电的，但仍取决于设置的地点，而且在其之间会有很大差异。
成本指标.
均化电力成本.
均化电力成本 (LCOE) 是种指标，尝试将不同发电方法产生的成本间作一致的比较。虽然LCOE通常定义为对于一个发电专案，在其生命周期内实现收支平衡的最低电力出售价格，但此类成本分析需对各种非财务成本的价值订立假设（环境影响、在地可取得性等） ，因此会产生争议。粗略的计算，LCOE是将整个资产生命周期内所有成本的净现值，除以该资产在生命周期内电力输出总量的净现值而得的结果。
均化储存成本.
均化储存成本 (levelized cost of storage，LCOS) 类似于LCOE，但应用于衡量使用电池等储能技术所产生的成本。储存是依赖主要发电来源的次要电力来源。储能是重要的技术，可加速能源转型，并缓冲电力需求和供应之间的不匹配。大规模发展储能是发展低碳能源的重要技术途径，目的是提高再生能源的利用和储存能力。
储存有个独特的成本因素 - 电力在储存过程中发生的耗损，以及如果主要发电来源并非完全无碳的话会导致二氧化碳排放量增加。一项于2015年在美国所做的综合研究，发现因储存作业产生的系统二氧化碳净排放量会高于仅依靠[即时满足需求]发电所产生的，范围为104至407公斤/兆瓦时，取决于发电地点、储存运作模式以及有关的假设。
均化避免成本.
均化避免成本 (levelized avoided cost of energy，LACE) 是针对LCOE的一些不足之处所提出的改良指标，LACE除考量发电成本之外，还会评估发电方式所能避免的成本，例如：利用再生能源发电可避免燃烧化石燃料的成本，储能设施可改善电网的稳定性，并将可调度性和现有能源结构列入考虑。假设某地区主要依靠燃煤发电，引入再生能源后，可减少对化石燃料的依赖，降低燃料成本和碳排放成本。LACE将此效益纳入考量，比单独使用LCOE得到更为全面的评估结果。
美国能源信息署（EIA）于2014年建议将属于不可调度能源的风能或太阳能等的LCOE与LACE进行比较，而非与化石能源等可调度能源的LCOE进行比较。 LACE是将使用其他能源的成本避免掉的部分，除以不可调度能源的年度发电量而得。EIA假设波动的电源（不可调度能源）将无法避免装置备用的可调度来源（储存电力装置），而由此发生资本和维护成本。 LACE与LCOE的比率称为价值成本比。当LACE（价值）高于LCOE（成本）时（价值成本比大于1），则表示此项目在经济上可行。
价值调整均化电力成本.
价值调整均化电力成本 (value-adjusted levelized cost of electricity，VALCOE) 是国际能源署设计的指标，其中包括电力成本和电力系统的价值。例如同样是相同的电量，在需求高峰时的价值会更高。
VALCOE会考量以下因素，让成本评估更具全面性：
VALCOE不仅考量到发电方式本身的生产成本，还会评估因自然因素而导致的发电量波动所带来的影响。
撷取率.
撷取率 (Capture Rate) 是指某种发电来源所获得的平均市场价格 (或称撷取价格) 除以一段时间内的平均电价。例如一座以筑坝方式而建立的水力发电厂可能需要高电价，才能合乎经济原则，因此撷取率要达到200%，而不可调度的来源，例如没装置电池储存设备的风电厂，撷取率通常会低于100%。通常在订价区域（例如英国）建造的单一型再生能源数量越多，该型的撷取率就会越低，例如当许多风电厂同时产生大量的电力，届时该类型的电价就会降低。如果整个订价区域中缺乏电网相互连接（例如位于苏格兰风力发电场的电力难以输送给位于英格兰的消费者），会造成苏格兰生产的风电价格（截取率）降低，而无法反映真实成本。
成本因素.
在计算成本时，除考虑几个内部成本因素之外，还要考虑到几项外部因素。电力的实际售价，可能受到补贴和税收等多种因素的影响：
为评估电力生产的总成本，会使用金钱时间价值法将所有成本折算为净现值。
资本成本.
对于发电产生的资本成本，通常以"每瓦特"表示。如下所示：
实际建造核能发电厂的成本可能与估算的存在巨大差异。 欧基洛托核电厂3号机组于2021年底实现首次关键核反应，施工财团签署建造合约时的价格仅为32亿欧元，而实际完成建造成本为85亿欧元，净发电量为1.6吉瓦（GW，十亿瓦），换算成每千瓦发电容量为5,0310欧元。同时加拿大的净发电容量为3,512兆瓦（MW），实际建造成本为51.17 亿加元，换算成每千瓦容量1,457加元。但此项目经常被引用的建造成本为143.19亿加元，相当于每千瓦容量4,077加元，是因为将利息加入的缘故（本案因为必须按市场利率借款，且须承担施工延误而增加的成本）。另外还有不同电源间的可比性问题，因为某些风能和太阳能发电的容量因子可能低至10-20%，离岸风电的容量因子可达50%，而最可靠的核能电厂容量因子可达90%以上。于2020年，全球所有商业核能发电厂的平均容量因子为80.3%（前一年度为83.1%），容量因子降低的缘故是包含旧式的第二代反应炉，以及法国等采所导致。尖峰负载发电厂的容量因子特别低，但其因在电力不足之时才会发电供应，会尽可能收取高价以为弥补。
德国首座风电场的额定容量为60兆瓦，耗资2.5亿欧元（初步的估计为1.9亿欧元）。其于2012年的发电量为268吉瓦，容量因子略高于50%。如果按照额定容量计算初始成本，为每千瓦4,167欧元，如果考虑容量因素，则每千瓦的成本约要翻倍。
地热发电在再生能源中非常特殊，因为它通常对地面景观的影响较小，并且能进行基本负载发电以及进行热电联产。然而根据工厂和条件，可能会将（例如氡）释放进入大气。地热发电厂的单位发电成本相对较高，冰岛的Theistareykir地热发电厂第一阶段45兆瓦容量的成本为2亿美元，而包含一期和二期的总成本为3.3亿美元。如果只考虑第一阶段，每千瓦容量的成本为4,444美元，将一期和二期的成本合计，则每千瓦容量的成本降至3,667美元。消息灵通人士还称该发电厂具有独特的成本效益，冰岛独特的地质使该国成为全球最大的地热发电国之一，也是迄今为止人均或所有发电量中占比最大的国家。
德国南部5号机组使用天然气作为复循环用燃料，将1,750兆瓦的热能转化为847兆瓦的净电力。建造成本为4.5亿欧元。每千瓦容量约531欧元。然而由于将其作为尖峰负载发电厂运营，经济前景不佳，业主于2010年工厂开始运作后不久就想将其关闭。
漂浮式风电场的LCOE与其离岸距离而呈正比。
德国的是该国最大的光电园区之一，于2009年开始运作时的额定容量为52.79兆瓦，建造成本约为1.6亿欧元，即每千瓦容量3,031欧元。年产量约52吉瓦时（每小时功率略高于5.9兆瓦），容量因子略高于11%。 当此太阳能园区于2010年出售时，售价也是1.6亿欧元。
迄2022年，世界上最大的太阳能光电场位于印度拉贾斯坦邦 - - 总容量为2,255兆瓦，建造总成本为985亿印度卢比（约为21亿美元）。换算为每千瓦大约43,681卢比（接近950美元）。
从这些数字可看出，即使是相同的电力来源，于不同地点或是不同时间，其建造成本也有很大差异，也取决于总成本中是否把利息包含在内。此外，容量因和某些电源具有间歇性的问题会让计算更加复杂。另一经常被忽略的问题是各种发电厂的寿命 - 一些最古老的水电厂已经存在一个多世纪，核能发电厂连续运行五、六十年的情况并非罕见。然而许多第一代风力发电机已被拆除，因为它们无法与更现代的风力发电机竞争和/或不再适应当前的监管环境。其中一些甚至还使用不到25年。太阳能光电模组会出现一定的老化现象，而限制其使用寿命，但最新型号机组的预期寿命，目前尚无实际数据存在。
营运与维护成本.
营运和维护成本包括发电设施所需的燃料、维护、营运、废弃物储存和退役所产生的边际成本。发电燃料成本中，石油的占比往往最高，其次是煤炭、天然气、生物质和铀。由于铀（或使用混合氧化物核燃料以替代铀）的高能量密度以及世界铀市场上相对较低的价格（特别是以每单位能量含量的货币价值来衡量），燃料成本仅是核能发电厂营运成本的一小部分。一般来说，资本和运作成本之间，再生能源和核能的营运费用较低，而化石燃料的则为相反。
由于高收入国家的公共债务利率通常低于私人借款，因此由国家投资或国家担保程度越高的核能和再生能源的成本就会显著降低（与化石能源相比）。在利率往往较高的全球南方国家（Global South，参见南北分歧），小型专案（特别是风能和太阳能光电）的建设周期较短，对其巨大资本成本就有补偿作用。就进口替代而言，太阳能在替代重油或柴油发电以实现方面特别有吸引力，因为它不再需要进口化石燃料，且当化石燃料有剩余时还能出口，以赚取外汇。
燃料价格发生短期波动会对天然气和燃油发电厂的成本产生重大影响，对燃煤发电厂的影响较小。由于再生能源不需要燃料，因此其成本与世界燃料市场无关。燃煤发电厂通常使用当地或至少国内拥有的煤炭 - 尤其是褐煤，其品位低且水分含量高，长距离运输并不经济 - 因此也较少受到世界市场的影响。如果征收碳税或其他形式碳定价，可能会对建造化石燃料发电厂的可行性产生重大影响。由于铀储存的便利性和不需经常更换燃料棒（大多数压水反应炉每隔一年半到两年才会更换大约四分之一到三分之一的燃料棒，） 全球铀的短期价格波动风险由燃料供应商，而非由发电厂为之。铀价格的长期趋势可能会对核能发电的价格产生每千瓦时零点几美分到一两美分的影响。
核电和再生能源营运成本中的最大因素是当地工资 - 在大多数情况下，无论核电厂是满载运转，还是仅输出其额定容量的一小部分，都需要支付这类费用，因此这类电厂通常是在市场（）和天气（避免冷却水对河流发生热污染、阳光或风的可用性...）容许的情况下，以尽可能高的容量运行。然而法国的核电厂（提供全国约70%电力）均采，以稳定电网为主要目的。由于法国许多家庭供暖是透过电力方式（热泵和电阻加热）提供，因此具有明显的季节性，计划性停止发电通常会安排在需求较低的夏季期间，恰逢学校暑假之时。在德国，大约有20年历史的风力发电机因无法获得再生能源补贴，而由于市场电价约为每千瓦时0.03欧元，无法涵盖边际成本或仅在不进行重大维护的情况下才能涵盖，因而遭到关闭。相较之下，德国（当时仅剩下的）核能电厂在完全折旧后，在整个2010年代和2020年代初被媒体描述为即使没政府直接补贴，营运商也能获得高额利润。
市场匹配成本.
许多学者，例如美国经济学家描述用于比较新的发电能源LCOE的局限性。特别是LCOE忽略与生产与需求匹配相关的时间效应。发生在两个层面：
对于更现代的核能电厂来说，率（增加或减少功率的速度）可能会更快，而核电厂的经济性也不同。然而风能、太阳能和核能等资本密集技术，其LCOE几乎都是沉没成本，除非以最大容量发电，否则在经济上会处于不利地位。具有大量间歇性电源（例如风能和太阳能）的电网可能会因需要储存，或是装置备用发电设备而会产生额外成本。而如果间歇性能源能在需求和价格最高时进行生产，例如在炎热国家的夏季正午，空气调节需求值高峰期间利用太阳能来发电，就更具竞争力。
能源的外部成本.
通常由不同能源生产电力的定价可能并未将所有外部成本包括在内，即整个社会因使用这类能源而间接承担的成本- 如启用成本、环境影响、能源储存、回收或超出保险承保范围事故的影响。
太阳能光电模组通常会有25年的性能保证，有时甚至长至30年。根据一项于2021年《哈佛商业评论》上发表的研究报告，到2035年，回收太阳能光电模组的成本将达到每片20-30美元，这将使太阳能光电的LCOE增加四倍，但前题是面板在15年后更换，而不是预期的30年。如果提早更换面板，这将会为业者带来重大的挑战，因为如果回收成为制造商的法定义务（如欧盟的废电子电机设备指令所要求的），会将本已竞争激烈的市场的利润率大幅降低。IEA于2021年发表一项关于修复旧面板以重复使用，而非回收处理的研究报告中，提出的结论是财务可行性取决于国家具体因素，例如电网电价，但重复使用仅适用于公用太阳光电模组，因为屋顶业主通常希望有更高效率的新面板以达到充分利用空间的目的。
欧盟在1995年至2005年间资助的一项名为ExternE（即Externalities of Energy - 能源外部性）的研究发现若将悬浮微粒、氮氧化物、六价铬、盐碱地、汞中毒造成的环境损害和人类健康影响等外部成本纳入考量，用煤炭或石油发电的成本将比其现值增加一倍，而使用天然气发电的成本也比现在增加30%。研究估计这些外部、下游及化石燃料成本占欧盟整个国内生产毛额 (GDP) 的1%–2%，而尚未将这些来源所导致气候变化的外部成本计算在内。 煤炭在欧盟的外部成本中的占比最高，而气候变化是其中最大的部分。永续能源可避免或大幅减少未来社会的成本，例如呼吸系统疾病。欧盟于2022年创建，以显示何种能源投资可降低此类外部性成本。
解决化石燃料发电的部分外部成本，其中一种方法是碳定价 - 这是经济学家最属意的减少排放方法。碳定价向排放二氧化碳者收取费用。费用称为"碳价"，是为获得向大气排放二氧化碳的权利而必须支付的金额。碳定价通常采取碳税或要求购买排放许可（也称为"配额"）的形式。
根据可能发生的事故及其机率的假设，估算的核能发电的外部性成本差异很大，可能达到0.2至200美分/千瓦时（ct/kWh）之间。此外，核能发电也需保险覆盖，保险框架为根据《》、对前者的《布鲁塞尔补充公约》、《》以及制定。人们通常认为这种潜在的责任缺口代表的是未包含在核能发电成本中的外部成本。但此成本很小，根据2008年所做的一项研究，仅占均化电力成本的0.1%左右。
未有保险覆盖的最坏情况并非核能发电所独有，因为水力发电厂同样没有针对大型水坝溃决等灾难性事件提供充分的保险。由于私人保险公司会根据有限的情景设定大坝保险费，这类重大灾害保险同样是由国家提供。
由于外部性影响相当分散，因此很难直接衡量，但仍须进行估计。
国际贸易.
不同国家对发电公司产生的负外部性（例如污染）会收取不同的费用。为避免输入制造污染公司生产的电力而发生不公平竞争，可征收关税。例如英国和欧盟可能会将电力纳入欧盟碳边境调整机制。或者电力输入国和输出国的排放交易体系 (ETS) 可相互连结，或一个国家的发电厂可受另一国家的ETS约束（例如，北爱尔兰的发电厂即归属于欧盟排放交易体系（EU ETS）之内。
额外成本因素.
计算额外成本通常不包括与各类电厂相关，更为广泛的系统成本，例如长距离传输电力，或是电力平衡和储备相关的成本。不一定包括外部性因素，例如燃煤发电厂对健康的损害，也不一定包括温室气体排放对气候变化、海洋酸化和优养化、洋流变化的影响。
通常发电厂的退役成本也不包括在计算之内（美国的核能发电厂是个例外，因为根据《》，退役成本已包含在电价中），因此不是。可根据计算的目的，视需要将要添加的项目列入。
其他非财务因素有：
全球研究.
美国银行 (2023年).
美国银行于2023年从事过一项LCOE研究，提出现有对再生能源的LCOE估算并未将备用化石燃料发电或备用电池储电考虑在内，因此认为将消费者于24/7使用电力列入考虑的均化全系统电力成本(levelized full system cost of electricity，LFSCOE) ，会是一个更合理的衡量指标。
彭博新能源财经 (BNEF，2021年).
行业研究机构彭博新能源财经于2021年3月发表的报告中说"再生能源是全球71%的经济活动中及85%的发电量中最便宜的电力来源。现在建造新的太阳能或风电场以满足不断增长的电力需求或取代退役的发电厂，比建造一座新的化石燃料发电厂更重要...从成本角度来看，风能和太阳能是在拥有稳定发电资源且需求不断增长市场中的最佳选择。" BNEF进一步说"锂离子电池储存系统的均化能源成本与许多尖峰负载发电机相比，具有竞争力。"BNEF并没透露详细的方法和计算LCOE的假设，仅声明资料"来自选定的公共来源"。天然气尖峰负载发电的成本非常巨大，包括燃料成本及其导致的外部性成本。燃烧成本包括排放一氧化碳、二氧化碳以及氮氧化物，这些气体会损害人体呼吸系统并导致酸雨。
IEA &amp; OECD NEA (2020年).
IEA和经合组织核能署（OECD NEA） 针对24个国家的243座发电厂的发电技术进行研究，于2020年12月发布一项发电成本联合预测报告。主要发现是"低碳发电总体上变得越来越具成本竞争力"，且"到2025年，新核能发电技术仍将是成本最低的可调度技术"。该报告以假设7%的贴现率计算LCOE，且根据系统发电成本进行过调整。报告还包含一个建模程序，可根据使用者选择的参数（例如贴现率、碳价、热价、煤炭价格和天然气价格）产生LCOE数据。报告的主要结论为：
Lazard (2020年).
金融公司Lazard于2020年10月对再生能源和传统能源进行比较，包括现有发电和新一代能源之间的比较。 研究假设"60%由债务融资，借款利率8%，40%为自筹资本，股东报酬率为12%"用于LCOE计算，但没透露他们用于计算价格的方法或项目组合。Lazard在2023年发表的的研究报告中解释说，他们对核能发电的LCOE估算是"基于美国的估计资料所制作。"
IPCC (2014年).
IPCC第五次评估报告将各种能源，在以下四种情景下进行LCOE计算：
区域研究.
澳大利亚.
BNEF
估计澳大利亚的发电成本，如下列：
欧洲.
从下表可看出再生能源，特别是光电的成本正在迅速下降。例如截至2017年，太阳光电发电成本在7年内下降近75%。
英国于2013年为新的欣克利角C核电站设定以2012年价格计算的92.50英镑/兆瓦时上网电价（目前相当于131欧元/兆瓦时）加上通货膨胀补偿，为期35年。这种定价在当时低于大型太阳能光电和离岸风电场，以及陆上风电场的上网电价。
德国自2017年以来采取的招标流程已显著将成本降低。在一项离岸风电场标案中，至少有一投标者完全放弃公共补贴要求，并预备仅由市场取得融资。当时给予的最高补贴价格为欧元6.00分/千瓦时。在陆上风电场项目招标中，平均补贴金额为5.71分/千瓦时，第二轮开标时降到4.29分/千瓦时。
英国于2019年新的离岸风电场招标，补贴价格低至每千瓦时3.96便士。
同年，葡萄牙进行太阳能光电场招标，最便宜的专案补贴价格为欧元1.476分/千瓦时。
英国.
截至2022年，天然气是英国最大的发电来源，有40%的占比：其中成本各异，但均产生高碳排放，而导致气候变化。该国为减少天然气的占比，每年都会拍卖差价合约来建设低碳发电能力，主要是离岸风电场。在2022年之前，这些低碳发电商一直从传统电力供应商收到补贴，但在那一年它们因为成本下降，而且电价升高，根据差价合约的机制，反而是开始支付补贴。也就是再生能源不再需要补贴。风电产业在短期无风，被称为时，可透过北海连接线购入挪威的水力电力或是核能发电，以取代之前依靠自行以天然气发电。由于英国现有许多核子反应炉即将退役，政府希望能开发出具有成本效益的小型模块化反应炉以为取代。
法国.
国际能源署和法国电力公司做过估算。对于核电，其中包括福岛第一核电厂事故后为升级该国核能发电厂而进行的新安全投资成本，为4欧元/兆瓦时。关于太阳能发电，估计为293欧元/兆瓦时（设置于位于有利位置（例如南欧），年产能达到50-100吉瓦时的大型电场）。而在每年发电3兆瓦时左右的小型发电场，成本在400至700欧元/兆瓦时之间，也取决于设置的地点。太阳能光电是迄今为止的技术中最为昂贵的电力来源，但自2011年开始，光电模组效率已提高，设备寿命已延长，加上生产成本降低，使得这种能源更具竞争力。迄2017年，太阳能光电的成本已降至50欧元/兆瓦时以下。
德国.
根据发表使用不同能源的成本比较报告，将光电装置的平均成本分为德国北部和南部两种。这些报告提供进一步细节如下。
光电电池系统的LCOE是指光电系统产生的总电量减去储存发生的损失。储存损失是根据电池储存容量、假设的循环充电次数和电池效率计算而得。结果包括光电成本、电池成本（500至1,200欧元/千瓦时）以及不同的的差异。对于具有电池储存的大型屋顶光电系统，电池成本在600至1,000欧元/千瓦时之间。对于具有电池储存系统的地面太阳能光电，电池储存的投资成本假设为500至700欧元/千瓦时。较小系统的价格在一定程度上会较低，主要是它们为标准化产品，而较大的电池系统往往是特制项目，会额外发生专案开发、管理和基础设施成本。随著投资项目规模增大，投资成本会因竞争激烈，波动范围随之缩小。
中东.
取得中东国家中81个项目的整体可变再生能源发电量，可得到2000年至2018年公用事业规模风电和光电的资本投资成本、固定和可变成本以及平均容量因子。
土耳其.
截至2021年3月，土耳其对于当年7月开始利用再生能源发电，每千瓦时里拉的上网电价为：风能和太阳能光电0.32里拉，水力0.4里拉，地热0.54里拉，以及针对不同生物质发电的不同费率，如果使用本地组件，另外还有每千瓦时0.08里拉的奖励。新费率将适用10年，本地组件奖励将适用5年。费率由总统决定，此新费率取代先前以美元计价的再生能源上网电价。
日本.
日本政府于2010年（福岛核电事故发生前）发表的一项研究报告（称为能源白皮书） ，其结论是太阳能的千瓦时成本为49日元，风电为10至14日元，核电为5至6日元。
然而，再生能源倡议者孙正义指出政府对核电的估算并未将核燃料后处理成本及灾难保险责任包括在内。孙正义估计加计这些成本后，核电的成本与风电的成本大致相同。.
根据一份于2019年发表的报告，日本的太阳能发电成本已降至13.1日圆/千瓦时至21.3日圆/千瓦时（平均为15.3 日圆/千瓦时，约当0.142 美元/千瓦时）。
太阳能光电模组的成本占总投资成本的最大部分。根据一份于2021年发表，对日本太阳能发电成本的分析，组件单价已大幅下跌。 于2018年的平均价格接近60,000日圆/千瓦，但到2021年预计将降到30,000日圆/千瓦，降低幅度几近一半。
美国.
美国能源资讯管理局 (2020年).
EIA自2010年起开始发布 (AEO)，每年对未来五年内投入使用的公用事业规模设施进行年度LCOE预测。
以下数据来自EIA于2020年发布的年度能源展望（AEO2020）。使用单位为美元/每兆瓦时（2019年美元）。其中数字是对2025年投入运作电厂的估计，不包括税收抵免、补贴或其他激励措施。下表中的LCOE是根据30年回收期，使用6.1%的实际税后加权平均资本成本 (WACC) 计算而得。使用碳密集技术的WACC将增加3% （约相当于每吨二氧化碳收取15美元的费用）。联邦税收抵免以及各种州和地方激励计划预计将降低其中一些LCOE值。例如EIA预计联邦投资税收抵免计划将让2025年建成的太阳能光电的容量加权平均LCOE额外降低2.41美元，达到30.39美元。
2010年至2019年期间估计成本降幅最大的电源是太阳能光电（下降88%）、陆上风电（下降71%）和先进天然气复合循环（下降49%）。
EIA在2015年估计，于2040年投入使用的公用事业规模发电，经通膨调整后的美元成本将进一步下降：太阳能热电 (CSP)（下降18%）、太阳能光电（下降15%）、离岸风电（下降11%）和先进核能（下降7%）。到2040 年，预计陆上风电的成本将小幅上升（上涨2%），而天然气联合循环电力预计在此期间增加9%至10%。
注释: 预测数字采用的是经通膨调整后的美元。预测并未包含补贴，对于不可调度电力，其平均输送成本会高很多。
NB = "Not built" (未预计有新增添发电容量)