二、变革电价形成机制是电力体制改革的核心内容
市场经济需要政府的宏观调控，货币、财政、税收、补贴等政策是宏观调控的主要手段，但价格不是市场经济中的调控手段，因为价格竞争是市场经济的基础和市场竞争的本质。在竞争性市场中供求关系决定市场均衡价格，个别产品质量决定个别产品价格，个体成本决定企业盈利能力。
“质优价高、质次价低”是市场竞争的必然结果。而我国至今在电价领域实行行政审批制，不同电力产品的上网电价差别巨大，光伏发电1元/千瓦时（曾经为1.15元/千瓦时），风电平均0.55元/千瓦时，核电0.41～0.46元/千瓦时，燃气发电约0.54元/千瓦时，循环流化床机组约0.48元/千瓦时，脱硫火电约0.44元/千瓦时，有调节性能水电约0.32元/千瓦时，径流式水电约0.30元/千瓦时，建成时间较早已完成还贷和提完折旧的水电厂以及地方小水电保护性上网电价约0.15元/千瓦时（部分电价以某省代表性电厂为例）。现在又出现了按照建设成本审批新建水电项目电价的苗头，“一厂一价”有重新取代标杆电价的趋势。虽然“同网、同质、同价”写入了《电力法》，有识之士也呼吁了多年，但始终没有得到落实。
对不同电能上网电价实行行政审批的初衷，是因为不同电厂的成本差别较大，加上一些成本未反映到企业生产经营中，比如水电、风电、光伏发电企业应缴纳的资源税，核电企业应缴纳的核电安全基金等，政府有关部门从平衡不同能源品种利益的角度出发，人为制造了价格差别。这样既不利于市场竞争，又容易出现权利寻租，企业也将工作重点放在争取高电价上，而不是苦练内功降低工程建设造价和生产运行成本。实际上各种电力产品的成本得到真实全面的体现后，成本只是个体竞争力的问题，市场竞争会自动进行优胜劣汰。
“同网、同质、同价”的实质，是发挥同样作用的电力是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里得到的价格也必然相同。放开对发电、用电价格的政府管制是电力体制改革的核心内容。
在发电侧，应根据各省现在的实际加权平均上网电价，形成各省新的唯一的上网标杆电价（避免对当地销售电价产生冲击），起到价格中枢的作用，围绕标杆电价设置一个上下浮动的区间（比如±20％），各类发电企业按照电网公司提前公布的负荷需求，在该区间内进行竞量竞价。
不可预测的电能报低价，承担基荷的电能报中间价，能够为系统提供调频、调峰、电压支撑、旋转备用、黑启动等辅助服务的优质电能报高价，具有社会公益性质的水利项目上网电价可以适当高于标杆电价。这样企业根据自身盈亏情况决定竞量竞价策略，争取在有边际利润的情况下多发电，市场就实现了有效竞争。供大于求时电价低位运行，供不应求时电价高位运行。如申报的总电量大于负荷需求，则报价处于最高价的电厂按比例发电上网；如果因煤价高，主网的某些主力燃煤电厂亏损严重不参与竞量竞价，所有申报电量不能满足负荷需求，短期可以采用限制用电负荷的方式解决，长期则由电网公司书面报该省政府主管部门批准上调标杆电价；反之，如果所有申报电量长期大于负荷需求，则相应下调该省标杆电价。
火电企业满足脱硫、脱硝要求不应实行电价加价，而是对不满足脱硫、脱硝环保要求的企业进行罚款，由电网公司在其发电收入中代扣代缴，实质就是增加这些企业的成本。由于电力市场竞争是价格竞争，企业获利主要通过降低成本来实现，他们会积极主动地进行脱硫、脱硝技术改造。基于所发电能的特殊性，风电、光伏发电报价低于水火电，电网公司从自身利益出发优先调用低价的电能，这样迫使电网公司优化运行方式、提高供电质量。有效的价格竞争体系运转起来后，发电企业就不必沟兑调度部门，因为电网公司会从企业利益最大化的角度出发，在确保满足负荷需求的前提下，实现购电成本最低。
在用电侧设置销售标杆电价和上下浮动的区间，除居民用户、农业灌溉、公用事业、军工生产等实行低电价并保证用电外，其它用户按价申报用电需求，价高的优先保证按需量用电，同一申报电价水平的用户按申报电量比例用电，这样可以通过市场竞争有效遏制高耗能工业等落后产能的发展，继续坚持在居民用电上推行阶梯电价制度。
价格实现了竞争，节能调度的问题也就迎刃而解。在丰水期，径流式水电站为避免弃水自然会选择报低电价，如报高了，燃煤火电在该价格水平能够盈利就会参与竞量竞价，总供给量增加，按报送比例上网则水电就会弃水。在枯水期，水电出力不足，燃煤电厂就报高价，大容量、高参数的机组煤耗低，当同一价格供大于求时，就可凭借相对于中小机组的成本优势进行降价竞争，争取多发电。同样峰谷电价也可以通过竞价来实现。市场按质论价，抽水蓄能电站在发电调峰时执行高电价，在低谷时段电低价时蓄水，盈利有了保证，业主就有了建设的积极性，电力系统结构得到了优化，电网安全性更高。
我国以燃煤发电为主，各省火电企业能否维持正常的生产经营，将决定各省上网标杆电价的价格水平，进而影响销售电价。
