有效的價格競爭體系運轉起來后，發(fā)電企業(yè)就不必溝兌調度部門，因為電網公司會從企業(yè)利益大化的角度出發(fā)，在確保滿足負荷需求的前提下實現購電成本較低。
在用電側設置銷售標桿電價和上下浮動的區(qū)間，除居民用戶、農業(yè)灌溉、公用事業(yè)、軍工生產等實行低電價并確保用電外，其它用戶按價申報用電需求，價高的優(yōu)先確保按需量用電，這樣可以通過市場競爭有效遏制高耗能工業(yè)等落后產能的發(fā)展。繼續(xù)堅持在居民用電上推行階梯電價制度。
價格實現了競爭，節(jié)能調度的問題也就迎刃而解。在豐水期，徑流式水電站為避免棄水自然會選擇報低電價，如報高了，燃煤火電在該價格水平能夠盈利就會參與競量競價，總供給量增加，按報送比例上網則水電就會棄水。在枯水期，水電出力不足，燃煤電廠就報高價，大容量、高參數的機組煤耗低，當同一價格供大于求時就可憑借相對于中小機組的成本優(yōu)勢進行降價競爭，爭取多發(fā)電。同樣峰谷電價也可以通過競價來實現。市場按質論價，抽水蓄能電站在發(fā)電調峰時執(zhí)行高電價，在低谷時段電低價時蓄水，盈利有了確保，業(yè)主就有了建設的積極性，電力系統結構得到了優(yōu)化，電網安全性更高。
我國以燃煤發(fā)電為主，各省火電企業(yè)能否維持正常的生產經營將決定各省上網標桿電價的價格水平，進而影響銷售電價。
新時期，構建有我國特色的競爭性的電力市場，確保整個電力工業(yè)持續(xù)健康平穩(wěn)發(fā)展應是電力體制改革的主要目標。為此，應圍繞以下幾個關鍵問題進行系統、深入地改革。
一、理順資源獲得成本是推動電力體制改革的前置條件
傳統意義上將煤炭、石油、天然氣、水能、風能、太陽能等劃分為一次能源，電力等劃分為二次能源。煤炭、石油、天然氣等礦產資源是有限的，這類資源開發(fā)需繳納資源稅，而燃煤發(fā)電、燃氣發(fā)電等電企主要成本是燃料采購，煤炭、天然氣已征資源稅，這類電企生產成本是全成本。水能、風能、太陽能等是可再生的，而對這類資源還未征收資源稅，致使此類電企實際生產成本低于其正常成本。
因此應啟動水電、風電、光伏發(fā)電等企業(yè)的資源稅征收工作，建立科學合理的評估體系和詳細的計算公式。宜采用前低后高的方式征收資源稅，因為這類企業(yè)在剛投產時固定資產折舊和財務費較高，后逐步遞減，提完折舊和還完貸款后運行成本幾乎為零，可以加大征稅幅度，否則在上網電價不變情況下利潤會過高。
目前受產業(yè)政策扶持的風電、光伏發(fā)電等在出現多數企業(yè)盈利前可緩征資源稅，并由按照風電、光伏發(fā)電平均上網利用小時數和各省標桿電價給予補貼，但應提出這類企業(yè)通過技術進步和管理提升降低補貼標準的分年度目標。
二、變革電價形成機制是電力體制改革的核心內容
市場經濟需要政府的宏觀調控，貨幣、財政、稅收、補貼等政策是宏觀調控的主要手段，但價格不是市場經濟中的調控手段，因為價格競爭是市場經濟的基礎和市場競爭的本質。而我國至今在電價領域實行行政審批制，不同電力產品的上網電價差別巨大。例如，光伏發(fā)電1元/千瓦時，風電平均0.55元/千瓦時，核電0.41～0.46元/千瓦時，燃氣發(fā)電約0.54元/千瓦時，脫硫火電約0.44元/千瓦時。雖然“同網、同質、同價”寫入了《電力法》，但始終沒有得到落實。這樣既不利于市場競爭，又容易出現權力尋租。
對新能源產業(yè)給予政策支持是必要的，但不能是價格特殊化。通過政策指令給予它們高電價是對其它電力品種的不公平。
“同網、同質、同價”的實質是發(fā)揮同樣作用的電力是同樣的商品，給使用者帶來的效用相同，從消費者那里討到的價格也必然相同。放開對發(fā)電、用電價格的政府管制是電力體制改革的核心內容。
在發(fā)電側應根據各省現在的實際加權平均上網電價形成各省新的的上網標桿電價(避免對當地銷售電價產生沖擊)，起到價格中樞的作用，圍繞標桿電價設置一個上下浮動的區(qū)間(比如±20%)，各類發(fā)電企業(yè)按照電網公司提前公布的負荷需求在該區(qū)間內進行競量競價。不可預測的電能報低價，承擔基荷的電能報中間價，能夠為系統提供調頻、調峰、電壓支撐、旋轉備用、黑啟動等輔助服務電能報高價，具有社會公益性質的水利項目上網電價可以適當高于標桿電價。這樣企業(yè)根據自身盈虧情況決定競量競價策略，爭取在有邊際利潤的情況下多發(fā)電，市場就實現了有效競爭。
火電企業(yè)滿足脫硫、脫硝要求不應實行電價加價，而是對不滿足脫硫、脫硝環(huán)保要求的企業(yè)進行罰款，由電網公司在其發(fā)電收入中代扣代繳，實質就是增加這些企業(yè)的成本。由于電力市場競爭是價格競爭，企業(yè)獲利主要通過降低成本來實現，他們會積極主動地進行脫硫、脫硝技術改造。
