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，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。
新时期，构建有中国特色的竞争性的电力市场，确保整个电力工业持续健康平稳发展应是电力体制改革的主要目标。为此，应围绕以下几个关键问题进行全面、系统、深入地改革。
一、理顺资源获得成本是推动电力体制改革的前置条件
传统意义上将煤炭、石油、天然气、水能、风能、太阳能等划分为一次能源，电力等划分为二次能源。煤炭、石油、天然气等矿产资源是有限的，这类资源开发需缴纳资源税，而燃煤发电、燃气发电等电企主要成本是燃料采购，煤炭、天然气已征资源税，这类电企生产成本是全成本。水能、风能、太阳能等是可再生的，而国家对这类资源还未征收资源税，致使此类电企实际生产成本低于其正常成本。
因此应启动水电、风电、光伏发电等企业的资源税征收工作，建立科学合理的评估体系和详细的计算公式。宜采用前低后高的方式征收资源税，因为这类企业在刚投产时固定资产折旧和财务费用最高，后逐步递减，提完折旧和还完贷款后运行成本几乎为零，可以加大征税幅度，否则在上网电价不变情况下利润会过高。
目前受国家产业政策扶持的风电、光伏发电等在出现多数企业盈利前可缓征资源税，并由国家按照风电、光伏发电平均上网利用小时数和各省标杆电价给予补贴，但应提出这类企业通过技术进步和管理提升降低补贴标准的分年度目标。
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。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。例如，光伏发电1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，脱硫火电约0.44元/千瓦时。虽然“同网、同质、同价”写入了《电力法》，但始终没有得到落实。这样既不利于市场竞争，又容易出现权力寻租。
对新能源产业给予政策支持是必要的，但不能是价格特殊化。通过政策指令给予它们高电价是对其它电力品种的不公平。
“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，从消费者那里讨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。
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。
