中國水電企業盡管發電成本較低，但由于政府對電價實行限價審批，利潤受到很大限制。這種情況有望在以后的新增水電項目中得以改觀，且電價有望提高三成左右。

國家發改委近日發出通知，對于今后新投產水電站，跨省跨區域交易價格由供需雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格扣減輸電價格協商確定;省內消納電量上網電價實行標桿電價制度，標桿電價以省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場情況和水電開發成本制定。水電比重較大的省份可在水電標桿上網電價基礎上實行豐枯分時電價或者分類標桿電價。同時，要建立水電價格動態調整機制，逐步統一流域梯級水電站上網電價。

對此，中國電力企業聯合會一位專家告訴記者，此次完善水電電價形成機制，明確了水電標桿電價的方向。

該人士指出，以前大型水電站采取的是“審批”電價，就是在成本和合理收益的基礎上，由政府確定水電站的上網電價。未來的改革方向，采用特許權招標的方式，發電企業對政府的水電項目進行“電價”投標，經過政府對技術和電價等多個因素的總和評定，確定水電上網電價，并確定以區域為劃分標準的標桿電價。

2012年12月《國家發展改革委關于四川雅礱江梯級水電站電價有關問題的批復》正式批復錦屏一級、錦屏二級、官地水電站統一送江蘇省、重慶市和四川省的上網電價，即0.3203元/每千瓦時(含稅)。

統計發現，2013年火電含脫硫標桿電價四川省為0.449元/千瓦時、重慶為0.444元/千瓦時、江蘇為0.455元/千瓦時。粗略計算水電上網電價和火電標桿電價價差0.12-0.13元/千瓦時。這也意味著，水電上網電價有望提高三成左右。

多份電力行業券商報告顯示，目前不少取得核準和路條的在建及儲備機組，根據投產計劃，預計未來幾年仍將是水電新機組投產高峰期。

信達證券分析報告中顯示，根據“十二五”規劃目標，2014、2015年至少每年要新建水電1700萬千瓦，水電裝機的年均增速可能要接近7%。

國家能源局近日印發的《2014年能源工作指導意見》指出，2014年積極開發水電，將新核準水電裝機2000萬千瓦。在做好生態環境保護和移民安置的前提下，加快金沙江、瀾滄江、大渡河、雅礱江等大型水電基地建設，抓緊外送輸電工程建設。

一位煤電行業分析師指出，此前水電價格是成本定價，水電價格普遍較低，水電價格形成機制的完善將使水電價格和火電價格逐步接軌，對新投產水電站利好影響更大。

針對以前存量老的水電站，國家發改委能源研究所所長助理高世憲在一次公開采訪中表示，這個可能還需要慢慢來，因為價格從一個整體角度可能也會做出一些調整，但不可能像現在的增量電站一步就到位。

統計發現，川投能源(600674.SH)和國投電力(600886.SH)2014年在雅礱江流域投資的機組正陸續投產，長江電力(600900.SH)、黔源電力(002039.SZ)等水電股也將受益。

標桿電價是國家在經營期電價的基礎上，對新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價的電價政策。2004年，中國首次公布了各地的燃煤機組發電統一的上網電價水平，并在以后年度根據發電企業燃煤成本的變化進行了適當調整。此后陸續對風電、核電、光伏發電等也實行標桿電價政策，電價形成機制逐步趨于規范。