一般而言，在电力机组中火电是电能的主要形式。据统计，在全国发电机组中火电机组占到了总量的70%左右。根据成本定价的体制，火电电价构成的基本特点是，燃料成本占电价的比例较高，大约为50%。电煤市场的价格波动成为影响火电企业经营的最重要的因素。
国家能源局市场监管司副司长黄少中曾表示，“经营期电价有标杆电价的影子，算是其雏形。”这一政策使得发电建造成本的飙升态势有所收敛，但终究还是“一机一价”。不过，到2002年厂网分开之后，恰好又遇上“三年不上火电”带来的报复性电力短缺，各大新成立的发电集团拼了命地上项目，价格主管部门跟不上项目的节奏去一一核价，于是，在经营期电价存在6年之后的2004年，标杆电价随之出现。
标杆电价是从还本付息电价、经营期电价一路沿袭改良而来。实际上，标杆电价并不是还本付息电价和经营期电价的脱胎换骨，其本质还是政府定价。无论是“一机一价”、“一厂一价”、 还是“一省一价”都有两个相同的关键特征：一是歧视定价原则，不同的机组所得电价不同，已有的改革只是对定价歧视的程度和范围的改变;二是事后定价原则，“还本付息”电价是在每台机组建成之后再量身定做，标杆电价是基于历史平均建造成本，但会根据成本变化由政府不定期调整。
2004年火电分省标杆电价制度的实施，改变了以往还本付息电价和经营期电价制度下“高来高去、电价找齐”的成本无约束状态，遏制了建造成本飙升的态势，也改变了以往的个别定价机制和“事后定价机制”。通过提前向社会公布标杆电价，为投资者提供了明确的电价水平，稳定了投资者投资预期，为投资决策提供了价格信号。
但是随着燃料、运输成本不断上涨，迫使标杆电价不得不担当“煤电联动”的作用而要不断事后调整，从而使得标杆电价从“事前价格机制”又退化为“事后定价机制”，事实上失去了其作为投资决策价格信号的作用。
甚至有人称，标杆电价已经难以起到标杆的作用。“标杆”仍旧是行政性手段，是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。
事实上，只要考虑成本因素，标杆电价就要设为多种，像水电、火电、核电，发电成本都各不相同;水电还准备按照各个水库不同的调节性能，分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节;火电要分为脱硫、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤等等;这么多种标杆电价，各省仍不尽相同。所以，标杆电价最多是个过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。
与此同时，近年来为了适应节能环保的需要，国家还专门出台了脱硫电价、可再生能源电价、小火电机组上网电价、峰谷丰枯电价等节能环保的电价政策。不难发现，未来还是应加快电价市场化改革进程，尽快转为由市场供需关系形成电价。
