目前，电改已进入实施阶段，并启动若干省市级电改试点。“十三五”期间应在可再生能源电力消纳问题突出的地区推进省级、区域电改试点，把促进可再生能源电力消纳的市场机制和政策措施作为试点方案及全面推进电改的重要任务。

　　2015年11月26日，国家发改委发布的6个电改“9号文”配套文件，标志着2015年3月颁布的电改“9号文”进入实施阶段，将为推进电力市场化改革、加快电力绿色低碳转型形成新的驱动力和制度保障。

　　长期以来，我国电力市场建设缓慢，电价和发用电计划由政府确定，虽然推动了电力供应持续增加，但也导致传统电力粗放式发展道路、规模扩张式经营模式、与清洁可再生能源的矛盾日益尖锐，近年来严重限制了水电、风电和太阳能光伏发电的并网消纳和持续健康发展，导致每年弃水、弃风、弃光限电量达到数百亿千瓦时。“9号文”明确指出，我国电力行业发展面临一些亟需通过改革解决的问题，特别是交易机制缺失，售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场化定价机制尚未完全形成，有的配套改革政策迟迟不能出台，使得新能源和可再生能源开发利用面临困难，无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决，弃水、弃风、弃光现象时有发生。各方面已经普遍认识到，不全面深化电力市场改革、建立有效的现代电力市场体系，就难以推动电力行业发展方式转变和电力结构优化，就难以持续提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。

　　上一轮电改启动以来，由于电力市场建设停滞，电力运行仍基本延续计划体制，地方政府有关部门更加强化了年度上网电量分配权和干预权，将以往的非约束性年度预控目标逐步变为约束性指标，在电量分配上普遍采用了“大平均分配”的方式，不但使可再生能源全额保障性收购难以落实，也不利于清洁高效火电机组优先发电。在电力需求增速放缓甚至电力需求下降的地区，在原有存量市场中为可再生能源发电挖掘市场空间愈发重要。

　　新一轮电改在吸收借鉴国内外电力市场建设经验教训的基础上，更加重视构建有效竞争的市场结构和市场体系。如配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》就进一步明确要求建立公平、规范、高效的电力交易平台，在全国范围内逐步形成竞争充分、开发有序、加快发展的市场体系。

　　本轮改革的电力市场建设实施路径主线是有序放开发电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模。其中非试点地区按《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易，试点地区根据本地情况另行制定有序放开发用电计划的路径，在坚持清洁能源优先发电的同时，推动常规电力、鼓励清洁能源电力参与市场竞争。一方面，通过建立优先发电制度，优先安排风能、太阳能等可再生能源保障性发电，兼顾资源条件、理顺均值和综合利用要求，合理安排水电发电，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网；另一方面，通过有序放开发电计划、竞争性环节电价，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式逐步放开其他的发电计划，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，将使常规电力不再享受政府定价和电量市场保障，倒逼传统发电企业改变规模扩张发展模式，同时更注重市场供需和结构调整、更多提供灵活调节辅助服务。在优先发电制度下，可再生能源也可参与电力市场，规划内的可再生能源优先发电的优先发电合同可转让，形成可再生能源参与市场竞争的新机制。在实践中，未来需要在充分挖掘电力系统灵活资源潜力、理顺环保政策与市场机制关系的基础上，进一步明确调峰调频电量、热电联产机组、高效节能和超低排放燃煤机组进入优先发电计划的边界条件，确保避免长期以来可再生能源优先发电难以落实的老路。

　　现货市场是本轮电力改革的重要突破和亮点，是促进可再生能源消纳的重要途径。国际电力市场建设实践显示，没有现货市场，就没有现代电力市场。现货市场不仅是发展中长期合约、电力期货市场的重要基础，也是引导建设灵活电力系统、激励调峰调频服务和需求响应、消纳高比例波动性可再生能源发电的必然要求。目前欧美领先国家在日前、日内现货市场的基础上，普遍建成了15分钟、5分钟的实时现货市场，通过市场手段最大程度消纳风电、光伏发电等波动性发电，在市场基础上对可再生能源给予度电补贴，例如西班牙实施的可再生能源溢价机制（FIP）和英国拟实施的可再生能源差价合约机制（CFD）。我国这轮电力改革的重点任务之一是建立有效竞争的现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。例如，针对日内发电计划，以5-15分钟为周期开展全电量竞价（分散式市场为部分电力偏差调整竞价），形成竞价周期内的发电曲线和结算价格（分散式市场为发电偏差调整曲线和电量调整结算价格）、辅助服务容量、辅助服务机构等。有利于更多激励煤电、天然气发电机组以及新能源发电、储能装置参与实时平衡调节，并可在市场电价上形成补贴机制。

　　中长期市场和跨省跨区交易的机制化、规范化也是这轮电改的重要任务，有利于转变行政主导、打破市场壁垒、扩大电力市场消纳范围。欧美成熟电力市场的探索过程和实践显示，中长期购电合约不仅是大规模电力市场的稳定器，也为新能源发电提供了稳定市场、吸引了投资、降低了资金成本；美国大量风电项目通过购电合约（PPA）进入本地和周边电力市场，通过确保上网电量来享受生产税抵扣（PTC）和可再生能源证书（REC）市场收益。2014年，美国PPA价格已经降低到每度电2.35美分，相比2009年降幅达66%。近年来我国持续探索实践直购电和跨省跨区交易，配套意见进一步明确要求建设中长期市场，建立相对稳定的中长期交易机制，鼓励市场主体间开展直接交易；构建区域市场，完善跨省跨区电力交易机制，促进市场化跨省跨区交易。随着我国西部可再生能源基地建设进程，今后可积极探索西南水电、“三北”风电和太阳能发电通过中长期合同、跨省跨区交易实现市场化交易和跨省跨区消纳。

　　售电侧改革有利于推动分布式可再生能源发电以及大型可再生能源发电项目参与直接交易。“9号文”和配套文件均提出，鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，多途径培育市场主体。这可望加速推进分布式发电发展，并通过增加多元化购电市场主体推动大型可再生能源发电项目参与电力直接交易。

　　为切实推动电力结构调整、优先发展可再生能源，在实践中应统筹推进各项电力改革，以及资源环境税收和价格改革。考虑到我国西部煤电基地建设冲动仍然强烈，近期资源税仍将保持较低水平，预计煤电（尤其是西部煤电）发电和外送冲动强烈，中长期市场和现货市场煤电交易价格趋于降低，不利于节能减排和产业结构调整，也增加西部可再生能源发电的补贴资金、市场消纳和输电通道使用压力。为此，应考虑统筹推进可再生能源发电优先上网和灵活参与市场、资源环境税收和价格改革、可再生能源补贴资金投入机制设计相互结合，确保电改推动电力行业发展方式转变和电力结构优化。

　　按照配套文件，国家发改委、能源局将会同有关省区拟定区域电力市场试点方案，省级政府提出省市场试点方案经国家发改委、能源局论证后实施；取得经验后在其他地区推广电力市场体