《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”)对推进新一轮电力体制改革做出了总体部署，提纲挈领地描述了电力体制改革的总体目标、实施路径和重点任务。如果说，从“9号文”看新一轮电力体制改革，很多人感觉好似雾里看花，看不懂究竟该怎么做，那么六个配套文件的出台则是对如何落实9号文、有序开展电力市场化改革提出了更加清晰的思路。同时，六个配套文件还秉承“9号文”鼓励因地制宜、探索创新市场化建设试点方案的理念，既明确了具有普适性的基本原则和具体要求，又允许、甚至提出了可选择的实现方案架构、核心问题解决方案。
核定独立的输配电价，是“放开两头”——放开发、用电计划和价格的前提。
《关于推进输配电价改革的实施意见》的突出特点主要体现在以下四方面：
一是，明确指出近期输配电价改革的重点是改革和规范电网企业运营模式，即将电网企业通过上网电价和销售电价的购销差价作为主要收入来源的运营模式，改为按照政府核定的输配电价收取输配电服务费;输配电价水平在按照“准许成本加合理收益”原则核定的电网企业输配电业务准许收入基础上，分电压等级核定。
二是，考虑到各地实际情况，“试点方案不搞一刀切”，允许在输配电价核定的相关参数、价格调整周期、总收入管制方式(如对降低成本的激励机制)、甚至输配电价结构(如云南省输配电价试点方案考虑接入价)等方面适当地体现地区特点，鼓励探索、创新，提出针对性强、可操作性强的试点方案。
三是，全力配合电力体制改革、积极推进全国范围内的输配电价改革——“凡是电力体制改革综合试点地区，直接列入输配电价改革试点范围。鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国”。
四是，提出了过渡期通过输配电价解决目前各类用户用电价格间交叉补贴问题;考虑到各类用户的用电特性不同，相应的电能生产成本和输配电服务成本也不同，因而各地还要密切结合上网电价市场化和售电价格市场化的改革进程，因地制宜地制定逐步减少工商业内部交叉补贴，以及妥善处理对居民和农业用户补贴的方案。
我国经历了十余年电力市场化的探索，对国际上电力市场设计、建设和运营的经验也有了较为充分的了解。当前，无论是专家学者，还是电力企业、政府能源管理部门，都已认识到：中长期电力交易合同是保障电力供应和发、用电双方规避市场价格风险的基础;现货市场的集中竞价交易机制是电力资源优化配置的关键，分时段、分价区的现货市场价格是资源配置的指挥棒，不仅能为电源投资、而且为电网投资以及经济合理用电提供丰富的经济信号，还能为可再生能源的充分利用开辟新途径、为分布式电源和智能电网发展创造可能性。
因为到目前为止，电能还不便于在用户端进行大量的存储，大宗电力商品交易必须保证发输配用同时完成，即电力系统必须在保证电力实时平衡的条件下才能安全稳定地运行，而电力负荷以及可再生能源的发电能力又具有实时变化且难以准确预测的特性，所以，必须通过现货市场才能保证实时平衡，而且现货市场的价格是随不同时段、不同地点的供需平衡状况不同而有差异。因此，在这一轮电力市场化改革中，大用户与发电企业直接交易(以下简称为“直接交易”)和现货市场建设，都是不可或缺的;但与中长期电力合同交易相比，现货市场交易需要较为复杂、庞大的软硬件技术支撑平台，市场风险和监管难度更大，国际上典型电力现货市场模式也不尽相同，近期应该先在少数地区试点，大部分地区近期改革的重点是规范直接交易准入规则和交易规则、扩大直接交易主体范围和电量规模，待现货市场试点取得经验后再推广，以使改革成本和风险最小化。鉴于此，有关部门分别制定了《关于推进电力市场建设的实施意见》和《关于有序放开发用电计划的实施意见》这两个配套文件，前者主要用于指导现货市场试点建设;后者主要是用于指导在保障公益性和无议价能力的电力用户用电，保障清洁能源和调节性电源优先发电的基础上，推广大用户直接交易，促进电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场机制为主。
这两个配套文件是实现“有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划”的具体性指导文件，体现了有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与市场机制建设要密切配合、协同推进的原则。
《关于推进电力市场建设的实施意见》主要是针对开展电力现货试点地区的，其中有九个方面值得特别关注：
一是，在总体要求中，明确市场建设的初期目标是：“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”，即开展现货交易试点;远期目标是建立以中长期交易作为市场交易主体的避险工具，以现货市场发现价格、实现电力经济调度，交易品种齐全、功能完善的电力市场;在全国范围内实现资源优化配置的市场体系。
二是，在具体实施路径上，强调将有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围和电量规模以及建立市场化跨省跨区交易机制协同推进;首次明确地提出，市场建设的试点，要建设包括现货交易和中长期交易的较为完整的电力市场，有序放开发用电计划的路径可以在《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求的基础上结合实际地设计。
三是，在建设目标上，是针对现货市场试点提出的。考虑到国际上典型电力市场模式的差异性和我国各地实际情况的复杂性，提出了可选择的两类市场模式以及一系列市场交易品种;对区域和省(区、市)电力市场范围和功能进行了界定。
四是，在主要任务中，在明确规划内的可再生能源优先发电的基础上，提出了解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与售电省相关利益方之间突出矛盾的市场化解决方案，即可再生能源的优先发电合同可转让，在获得政府补贴的条件下通过市场机制实现电力经济调度。此外，明确提出要建立市场风险防范机制。
五是，在市场主体上，将各类发电企业纳入市场主体范围，以期促进公平竞争和市场效率;将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡;将售电企业纳入市场主体范围，与《关于推进售电侧改革的实施意见》相呼应。明确规定，“对于符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电，以保证市场运行的可持续性。
六是，在市场运行上，与目前的直接交易不同，明确规定在以双边实物合同为主的所谓“分散式市场”中，交易双方要在日前提交双方约定的次日发用电曲线，以保障在市场机制下全系统的实时电力平衡，从而彻底解决目前直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。
七是，在市场价格形成机制上，允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用分区边际电价还是节点边际电价。八是，针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是，用了较多的笔墨，对市场信用体系建设提出了较为具体的要求。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》主要是针对没有建立现货市场的地区推进直接交易的市场化改革，提出了包括切实保障电力电量平衡、保障无议价能力的用户用电、保障清洁能源优先发电、规范和发展大用户直接交易、有序放开发用电计划等方面的具体制度安排，关键点主要在以下五个方面：
一是，在总体思路和主要原则的表述上可以看出，采取“有序放开发电计划”(而不是一步到位地全部放开发电计划)这样的改革路径，不是为了保留政府制定年度发电计划的权力，而是为了在没有建立现货市场之前、直接交易不能保障实时电力平衡的情况下，保证系统运行中有足够的调节性电源容量来保障系统的实时电力平衡。同时，也是为了保障无议价能力的用户用电，以及促进清洁能源发展。
二是，对优先购电制度、优先发电制度做了较详细的规定。
三是，扩大了直接交易的交易主体范围。
四是，为了避免直接交易增加系统的调峰压力，提出对直接交易实行峰谷电价，鼓励有条件地区实行发用电双方约定负荷曲线等措施。
五是，对有序放开发用电计划的步骤，提出了原则性方案。
电力市场化改革是一项非常复杂的系统工程，在这六个配套文件的指导下推进直接交易和开展各项改革试点工作，还需要制定市场基本规则，各地区还需要结合本地实际，研究和制定具体的实施方案。
