一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的。我国一次能源禀赋并不是太好，美国到场煤价5000大卡长期稳定在40美元/吨左右也(300元/吨左右)，而我国煤价是长期高于这个价格，2017年因去产能达到了近700元/吨。
根据国际能源署2016年8月发布统计资料和部分亚洲国家电价资料，2015年，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚;但是工业电价居于第16位，大体处于中间的位置。我国电价总体处于国际中等偏下水平，平均电价与美国接近，但是工业电价至少高出美国50%。
电价要反映电压等级和负荷特性，负荷特性反映用户的用电行为和对系统设备的使用效率。居民用户负荷率低、供电电压最低，输送距离最长，因而其供电成本在各类用户中最高，从而电价水平应最高。而工商业用户负荷率高和供电电压等级高，输送距离短，供电成本低于系统平均水平，从而其电价水平理应较低。在发达市场经济国家和地区，工商业电价均大幅低于居民电价。例如，2015年美国的居民电价约为商业电价的1.2倍和工业电价的1.9倍;OECD国家的居民电价约为商业电价的1.1倍和工业电价的1.5倍。而我国居民电价却长期低于工业电价，据张满英在新闻发布会上介绍，目前全国平均销售电价的水平是每千瓦时0.65元，其中居民电价0.55元，农业电价0.48元，大工业电价0.64元，一般工商业电价0.80元。
我国工商业电价由上网电价(燃煤标杆电价)、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成，主要有五方面因素导致了这种电价信号的扭曲。
其一，容量电费和分时电价在执行中反而大幅增加了工商业电价成本。设置容量电费的目的是为了提高发电和电网资产的利用效率，促进企业合理用电。但是，大部分企业申请用电时习惯性按最大用电负荷配置变压器容量，当企业实际生产需求与变压器配置容量不匹配时，负荷率水平较低直接造成容量电费过高，最终体现在企业单位用电成本高。除了容量电费外，分时电价政策是导致工商业电价成本高的另一个原因。当前的分时电价政策基本是一刀切，绝大多数企业不仅不能利用分时电价政策降低用电成本，反而拉高了用电成本，反而是一些高能耗如水泥企业在避峰生产，降低了用电成本。
其二，交叉补贴直接推高了工商业电价。政府出于经济发展、社会稳定、保证民生等方面考虑，对部分种类用户实行优惠电价，如居民、农业、重要公用事业和公益性服务等。在电网企业电费收支平衡的前提下，优惠电价部分由一般工商业电价和大工业电价弥补。这种存在电价类别之间的交叉补贴带有典型的区域性，越是老少边穷地区和工商业落后地区，其工商业电价负担的交叉补贴就越重。这种交叉补贴不仅仅存在于电价类别之间，还存在于地区之间，如广东省的粤西、粤北地区与珠三角地区经济实力差距巨大，同类型电力用户，在广东不同地区用电价格是不一样的。
其三，基金附加和税金加重了工商业电价负担。基于国家重大战略工程建设需要，我国电力长期以来承担了商品之外的许多功能。目前，电价附加中有四种在全国范围内征收的政府性基金——重大水利工程建设基金(0.7分)、水库移民后期扶持资金(0.83分)、农网还贷基金(2分)和可再生能源电价附加(1.5分)，总计5.03分。各地还有地方性的基金，如四川省电价里有一项0.05 分的小型水库移民后期扶持基金。
其四，电力运行效率性因素增加了工商业电价成本。工商业电价中有一部分是输配电价和输配电损耗。虽然，我国在2017年完成了对32个省级电网输配电价核定工作，核定并公布了华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格，跨省跨区输电价格也正在核定之中。独立的输配电价从无到有，取得了历史性的突破，但由于缺乏专用的管制会计准则，现有的输配电价并没有厘清电力运行的真实成本，电力运行的低效往往以成本方式转移到工商业电价上。例如，有的输电通道常年实际运行负荷不到设计容量的一半，“三弃”问题仍持续困扰电力发展，这类系统运行中的低效甚至负效最终还得由电力用户来买单。
其五，电价双轨制使得工商业电价丧失市场红利。2015年3月，中发9号文启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化交易机制初步建成，市场化交易电量快速增长，2017年国家电网公司区域市场化交易电量达到12095亿千瓦时，占总售电量的31.2%，通过电力直接交易降低客户用电成本295亿元，平均降低电价3.3分/千瓦时;南方电网经营区域内，四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30.1%，累计为用户侧减少电费支出217亿元，平均降价8.5分/千瓦时。各省市电力市场化程度不一，一般工商业用户参与电力市场化交易也程度不一。即使是电力市场化开放程度最高的青海，最先获得市场红利的也是大工业用户。在电力市场化开放程度较低的京津唐、上海、浙江等省市，一般工商业用户仍然完全被排除在电力市场化交易之外。
