电力改革中国的电力体制一直在改革，只是由于中国的人口太多，发电站提供的发电量也仅仅是能满足这个需要，发电站在供电后往往富余不大，电网结构存在薄弱环节。
在近来的电力体制改革中，有人提出将电力工业纳入到整个社会资源的配置链中，让市场来优化电力工业，其中对竞价模式的设立则是一个防止电价垄断上涨的优选方案，竞价模式会适应电力的买方和卖方市场，防止电商过度的投机盈利。
市场行为中通常认为价格的变化是供给需求的间接变化，电价的上涨和下跌是对电力供给需求的侧面反映。
当时的人为了解决电价的过度的上涨或下跌，提议建立一个“容量电价+市场竞价”的电价机制，即当电力市场在提供了大部分居民的用电之后仍然富余一些发电量，而这些富余的发电量往往又需要发电成本，由富余的发电量产生的发电成本则由所谓的容量电价来买单，通过对容量电价的估算从而再调整电价来使得发电的利润更接近市场利润。
电力市场目前，我国的电力市场由远期合约市场、现货日前市场、实时市场、辅助服务市场、发电权交易市场组成。
在一天的发电量中，合约电量的比例应达到60%~70%，而日前市场的交易电量为20%~25%，实时市场的交易电量//要小于5%。
根据中国市场成熟的状况，应该首先开发合约市场，其次才是日前市场，实时与辅助服务市场。
在“容量电价+市场竞价”的电价机制中，一般是按照对应市场的原则执行：按投标的价格对发电公司的上网电量结算，即容量电价，降低生产剩余。
在远期的合约市场上，交易目的为分时段的电量，发电机组的报价曲线不分时段有利于分段竞价的实施。
一般来说，电力市场的电价由和发电、输电服务、辅助服务成本相对应的三部分电价组成，成本只是电价制定的基础，但并不一定等于电价。
按会计学而言，输电服务成本包括输电系统规划、建设、投资、折旧、系统运行、维修更新、人员工资和其他管理费用、税收、网损及利润等，而输电电价则是按总支出来计算平均的输电成本，这和经济学理论的边际成本不同。
在电力市场中，输电成本占电价的比例较小，输电电价的确定一般是采取所谓的“贴邮票法”、“合同路径法”、“按线计算法”、“MW2m ile法”等，本质是将成本分摊给用户，实时的电量会影响实时的电价。
但是，在规模经济条件下，这必然将导致投资的容量成本回收得不充分，在一些发电量严重过剩的少数国家或地区来说，“容量电价+市场电价”可能是合适的，但对于大多数的国家或地区来说都是不合适的。
简单地追加电价实际上违背了投资市场的风险原则，将电价上涨或下跌的成本全部分摊给消费居民是不合理的。
在国家自然科学基金的三次资助下，经过了12年的研究，已经发展了如发电上网、水电、备用、输电、过网服务、堵塞管理、自动发电控制等当量电价的方法。
在一个变化的交易市场内，金融财政的调整是可能的：征收老电厂的收益税，政府为新厂提供信贷资金；老电厂的容量收益提成，建设新的电力基金，以供向新厂融资；老电厂为新厂直接融资，让风险在企业之间循环；新老电厂重组等。
电力的税制改革，将打破电力的壁垒，改征发电生产税为上网税和下网税，总体将得到一个设计。
