我國的電力供需，盡管全國范圍內總體平衡，但地區間電力富余與局部緊張并存。我國常規的電力能源資源主要以煤炭和水為主，其分布和區域經濟發展很不均衡：約三分之二的煤炭資源分布在山西、內蒙古、陜西、新疆等西北部地區；約80%的水能資源分布在四川、云南、西藏等西南部地區；中東部及沿海地區的電力負荷占全國的三分之二以上，但能源資源卻十分貧乏。
　　因此，2014年全國兩會上，以山西為代表的電力“富余”地區，呼吁建立電力外送通道；而來自江西、重慶等電力“緊缺”地區的代表，則希望外來電力助力本地經濟發展。
　　然而，長期以來，我國電力工業形成了“省為實體，就地平衡、分區域平衡”的發展模式。近年來，隨著我國一次能源與用電需求分布不均衡的矛盾不斷加劇，部分區域電網內原有的平衡格局已被打破，跨區域優化配置資源的需求更為迫切。因此，中國能源研究會副會長周小謙建議“構建全國統一電力市場，這樣就能夠讓遠水解近渴成為現實。”中國電力科學研究院副總工程師、北京市政協副主席、臺盟北京市委主委蔡國雄也認為，與區域市場相比，構建全國統一的電力市場，更符合我國電力發展要求。
　　此外，據蔡國雄介紹，水電、風電、光伏等可再生能源近年來發展勢頭迅猛。到2015年，全國常規水電、風電和太陽能發電將分別達到2.6億千瓦、1億千瓦和2100萬千瓦；2020年，風電裝機將超過2億千瓦，光伏發電超過5000萬千瓦。從地域分布來看，未來我國新增水電的80%分布在西南地區，風電的85%以上分布在“三北”地區，西北、內蒙古等地區的大型光伏電站占有較大份額。
　　而這些清潔能源富集區的電力需求規模很小，僅靠區域內自身消納難以支撐清潔能源的大規模開發。到2020年，我國需要跨區外送的水電規模將達到7600萬千瓦，外送電量占全國水電總發電量的25%；需要跨區外送的風電規模將達到8000萬千瓦，外送電量占全國風電總發電量的40%以上。
　　相對于區域市場，國家市場優化配置資源的潛力更大、效率更高。我國電源分布的區域特征明顯，區域內部發電資源互補性差，優化配置空間有限。而區域間由于互補性明顯，跨區資源優化配置的潛力很大。煤電為主的華北、華東地區與水電為主的華中地區水火互濟效益顯著。華北、華東、華中等電力輸入地區與東北、西北等電力輸出地區，可以在大范圍平衡電力供需、調劑余缺。此外，隨著市場范圍的不斷擴大，還可以獲得錯峰避峰、跨流域補償、減少備用等綜合效益。
　　因此，無論是緩解我國能源逆向分布的矛盾，打破電力供需區域間的不平衡，還是緩解中東部地區持續大范圍的霧霾，提高清潔能源在我國一次能源中的比重，都讓全國統一電力市場的構建顯得尤為重要，更為迫切。
　　需求：引入靈活的價格機制
　　從2014年4月1日起，甘肅省開始執行峰谷分時電價。根據《國家發展改革委關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知》要求，《甘肅省電網銷售電價說明》對各類電價的適用范圍做了十分細致的劃分，將電價分為居民生活用電價、大工業用電價、農業生產用電價、一般工商業用電價、躉售用電價等五大類。除農業排灌、躉售用電、行政事業單位、學校等規定部門不實行峰谷分時電價外，其他所有用戶均執行峰谷分時電價辦法。而省內居民用戶在執行居民生活用電階梯電價的同時，可以自主選擇是否執行峰谷分時電價。
　　實行峰谷分時電價將根據用戶的月平均功率因數來調整電價，根據計算的月平均功率因數，高于或低于規定標準時，按照規定的分類電價計算出當月分類電費后，再按照“功率因數調整電費表”所規定的百分數計算增減電費，其中基金及附加不參與功率因數調整。
　　電力改革最核心和敏感的問題就是電價問題，而我國的電價改革嚴重滯后。2003年，作為電力體制改革的配套方案，國務院頒布的《電價改革方案》(國辦發[2003]62號)尚未完全貫徹執行。獨立的輸配電價還未形成，電價傳導機制不健全，電價還不能反映資源稀缺程度和電力市場供求關系。特別是“十一五”期間，在煤炭等資源類產品價格大幅上漲的推動下，電價不僅不能反映資源稀缺性和供求關系，甚至不能反映發電成本。