在2015年11月30日国家正式发布电力体制改革6个配套文件后不久，事关电力体制改革的核心——电价方面的调整政策也密集出台，具体体现为 “一涨一跌”：“涨”指的是2015年12月9日三部门下发文件，对燃煤电厂超低排放实施电价支持政策，2016年1月1日以前已并网运行的现役机组上网 电量每度上涨1分钱，之后并网运行的新建机组每度上涨0.5分钱；“跌”指的是从2016年1月1日起，火电上网电价将下调，每度电平均降幅为3分钱。
“一涨一跌”的深刻内涵
一是反映当前电力市场供大于求，新增发电尤其是火电装机容量过快增长的问题。
据统计，2015年10月份全国全社会用电量4491亿千瓦时，同比下降0.2%。
1~10月全社会用电量累计达到45835亿千瓦时，同比仅增长0.7%。而2015年1~10月份全国规模以上发电企业累计完成发电量 46511亿千瓦时，市场供大于求，发电机组平均利用小时数降低。在此形势下，电源尤其是以煤电为主的火电新增发电装机容量不仅没有下降，同比却大幅增 加。2015年1~10月份全国电源新增发电装机容量8257万千瓦，同比增长43.1%，尤其是火电新增装机4336万千瓦，同比增长54.3%。更让 人担忧的是，目前国内还有1.2亿千瓦的火电在建规模和1.7亿千瓦的火电路条规模。未来随着审批权的下放，大规模新批火电项目的上马将使得电力过剩局面 更加严重。在电力过剩时代，电价下调就成为理所当然的事情。
二是反映当前电力与煤炭行业利润的巨大差别，有利于降低社会用电成本。
在火电的发电成本构成中，煤炭占总成本的70%左右，煤炭价格的变动对电力行业的成本和利润产生直接影响。正因为此，火电行业和煤炭行业二者的 赢利能力此消彼长，似乎天生就是一对“冤家”，过去10年煤炭需求旺盛使得煤炭企业经营状况良好，而火电厂受到成本攀升、电价调控的束缚长期亏损严重。而 2012年后，煤炭市场发生大逆转，煤炭价格持续下降，火电企业赢利能力则暴增。自2015年以来，国内煤炭价格继续走低，电力行业直接成本指数也继续下 行。2015年9月份，电力、热力生产和供应业直接成本指数为95.99，比8月下降了0.26点，比5年历史均值低3.33点，比2002年以来的历史 均值低5.74点。发电成本的持续下降，使得电力行业经营状况继续向好，整体仍保持较高赢利水平。2015年1~9月份国内电力生产业累计完成利润总额 2667亿元，同比增长15.1%。因此，许多地方纷纷呼吁下调电价，降低社会用电成本，以此拉动经济增长。
三是反映在放开竞争性环节电价之前，政府执行煤电联动政策的意愿。
煤电联动政策始于2004年底。但遗憾的是，过去多年来此项政策未能获得实质性实施。2012年国家对该政策进行了完善，将煤炭计价周期调整为 1年，计算煤价涨跌的时点为每年的1月1日。2013年10月、2014年9月和2015年4月，上网电价曾三度下调，但每次调价政策出台并未明确提出降 价是执行煤电联动政策。
2015年发布的电力体制改革文件规定，在放开竞争性环节电价，未形成真正的市场化电价之前，上网电价仍执行标杆电价体系，而通过标杆电价反映市场供求状况的核心和抓手还是执行煤电联动政策，并在此基础上，进一步完善和改进，包括启动的时间点、价格调整的依据等。