2)以后中国的电价
以后影响我国电价的，应该有诸多因素。
首先是利涨因素。
①清洁能源占比
新电改中有关清洁可再生能源“全额收购”保障以及鼓励“优先与用户直接交易”等举措的落地，水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源的装机、电量占比将进一步快速上升。
清洁能源价普遍较高(水电除外)，如风电、气电、核电、太阳能每千瓦时分别比煤电高约0.19元、0.35元、0.02元、0.50元，将会结构性推动电价总体水平的上升。这一趋势已在德国等欧盟国家得到印证。
②火电近零排放
国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年连发“三道金牌”，要求火电企业全面实施“史上最严厉”的排放标准;要求新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染物排放基本达到燃机排放限值。
目前，“近零排放”改造之风向全国蔓延。国华、浙能、华能拟计划投入100亿元、50亿元、100亿元对现役燃煤机组进行改造。显然，改造成本和运营费用除了国家奖励利用小时外，也需要通过提高电价进行适当补偿。连续两年提高环保电价与除尘补贴已表明了国家的政策取向。
③水电电价偏低
水电属于战略资源，是电源结构调整的主角，但近年来受移民、环保等因素影响，开发重点又转到落后偏远的滇藏川地区，面临交通运输、配套工程、地方摊派、电量消纳等问题，出现造价暴涨的现象。而且，水电电价长期偏低(比火电平均低0.10左右)，一直要求公平待遇，实现“同网同价”。电改后一旦放开“竞争性环节电价”，预计水电会有“补涨找齐”的要求。
④行业综合要求
火电的债务，气价上涨，新能源尤其是风电的亏损，特别是大力发展清洁能源、分布式能源，进军节能环保、油气管网等战略新兴产业需要的高额投资，都属于电价上涨的潜在因素。
然后是利跌因素。
①电力供大于求
2014年社会用电量增幅仅为3.8%，创出“历史新低”，远低于最高年份2003年15.3%的增长水平，今年前两个月用电量的增长更不理想，仅为2.5%。今后电力产能相对过剩，市场竞争加剧，将成为新常态。
在此严峻的市场环境下，开展电能直接交易或竞价上网，很有可能导致发电企业之间的恶性竞争，不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。
供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足，跌价符合市场规律。
②低迷的煤价
煤电为主的电源结构，持续低迷的煤炭市场，决定了火电价格继续保持在下降通道。发电行业跟煤炭行业同属基础产业，又属于上下游关系，关联度极大。
由于环境约束，新能源发展迅速，天然气供应增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，电力耗煤下降，进口煤冲击，产能过剩态势延续，预计煤炭行业短期内很难扭转秃势。受此影响，火电价格不太可能上涨，除非煤炭市场反转。
③输配电价核算
核定独立的输配电价，加上政府的严格监管，将产生“油水”挤出效应，让社会分享改革红利。
2015 年初，国家发改委发出《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，深圳成为我国首个输配电价试点城市。根据发改委的公布，2015至2017年，深圳市的 电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年实际深圳电价0.1558元下降了1分多钱。
这意味着，未来三年深圳电网收益累计减少24亿元之多。拓展至全国，按照2014年全社会用电量55233亿千瓦时计算，即使降低1分钱，也是非常巨量可观的。
据 中电联统计，2012年我国平均销售电价每千瓦时0.6252元，其中：输配电价每千瓦时0.184元，约占销售电价的29.4%。而且，输配电价在三大 网之间差距很大，最高的南网每千瓦时0.215元，占销售电价的31.82%，最低的内蒙电网每千瓦时0.105元，占25.11%，居中的国网每千瓦时 0.182元，占29.28%。其中固然有客观因素的差异，但也不排除存在运行管理的潜力。
所以，涨跌都有各自各自因素。个人认为长远来看，肯定是会涨的，涨幅不会大。而且这个要放在节能减排，社会发展的大背景下来看，可以接受，无可厚非。