2.2 水电：从取消到回归
在2004年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”。此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。
第一次设定
与煤电相同，在2004年6月发布的《关于疏导南方电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1037号）、《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1038号）、《关于疏导西北电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1125号）中，对湖南、四川、陕西、甘肃、宁夏、青海、广西、云南、贵州、海南这10个地区，规定了省内统一调度范围内新投产水电机组的标杆上网电价。
取消
由于不同水电站在开发成本、调节能力、增值税率等方面存在诸多差异，统一的标杆电价难以满足不同水电站的定价要求，水电企业出现亏损严重、更新改造资金不足等问题。2009年11月18日，国家发改委发布《关于调整华中电网电价的通知》（发改价格[2009]2925号）、《关于调整南方电网电价的通知》（发改价格[2009]2926号）、《关于调整西北电网电价的通知》（发改价格[2009]2921号），新建水电暂停执行水电标杆电价。
第二次设定
2014年1月11日，国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格[2014]61号），对2月1日以后新投产的水电站，按照两种类型确定上网电价：
跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定。跨省、跨区域送电水电站外送电量的上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定，其中，跨省（区、市）输电价格由国家发展改革委核定；跨区域电网输电价格由国家能源局审核，报国家发展改革委核准；受电地区落地价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。
省内上网电价实行标杆电价制度。各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定；水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。
此后，水电回归标杆电价政策，湖北、湖南、四川等地区也陆续出台了自己的水电标杆上网电价。至此，水电上网电价呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。
2015年5月5日，国家发改委发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知(发改价格[2015]962号)》，以向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水电站为例，确定了按照落地省燃煤发电标杆上网电价和输电价格和线损倒推确定上网电价的跨省跨区送电价格形成机制。
2.3 核电：以煤电标杆为参照，过半机组低于煤电
核电上网电价的标杆化来得比煤电和水电要晚许多，直至2013年6月15日国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格[2013]1130号）之前，均是采用了“一厂一价”的定价政策，定价决策权也在国家发改委。1130号文规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元；核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行当地燃煤机组标杆上网电价。此外，通知对核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，以及承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程留有余地，规定其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。2019年3月20日，国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》（发改价格[2019]535号），明确对承担技术引进的首批核电机组予以支持，规定了三代核电首批项目三门、海阳、台山一期的试行上网电价，并要求按照原则性满发原则安排发电计划。
观察核电标杆电价的制定准则，可见其主要是参考所在地区煤电标杆电价。而通常情况下新投产机组上网电价不高于当地煤电标杆，体现了核电对于煤电的替代能力。目前，全国45台在运核电机组中，有24台机组上网电价低于当地煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价），有19台机组高于煤电标杆，另有2台持平。
2.4 风电、光伏发电：加速下调，目标平价
风电和光伏发电作为可再生能源的代表，发展迅速，已分别成为全国第三、第四大装机的电源类型、发电量占比分列第三、第五。经历了早期的试验性发展后，其上网电价迅速完成了标杆化。在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价同样占据了重要地位。
