在上一輪電改啟動13年之后，新一輪電改再出發。2015年11月30日，為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），經報國務院同意，國家發改委、國家能源局聯合發布了新一輪電改的6份配套文件。電力體制改革的最終目的是實現資源的高效配置，安全、清潔、可靠地滿足全社會用電需求。此次電改 6 個配套文件中的一大亮點,即建立優先發電制度，其核心是可再生能源優先發電。

  電改9號文是綱領性文件，6個配套文件是實施細則類文件，二者共同構成了新一輪電改的路線圖。其中包含分類推進輸配電價交叉補貼改革，建立相對獨立的電力交易機構以及明確電網企業亦參加售電交易等內容。

  新一輪電改配套文件對外發布。

  11月30日，為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），經報國務院同意，國家發改委、國家能源局聯合發布了新一輪電改的6份配套文件。

  它們分別是：《關于推進輸配電價改革的實施意見》（以下簡稱《輸配電價》）、《關于推進電力市場建設的實施意見》（以下簡稱《電力市場》）、《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》（以下簡稱《交易機構》）、《關于有序放開發用電計劃的實施意見》（以下簡稱《發用電計劃》）、《關于推進售電側改革的實施意見》（以下簡稱《售電側》）、《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》。

  “電改9號文是綱領性文件，6個配套文件是實施細則類文件，二者共同構成了新一輪電改的路線圖。” 廈門大學能源經濟和能源政策協同創新中心主任林伯強對21世紀經濟報道記者分析道。

  分類推進輸配電價交叉補貼改革

  國家發改委副主任連維良此前曾表示，實現發電、供電和用電之間直接交易的一個前提是要獨立的核定輸配電價。

  《輸配電價》提出，在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將試點擴展至安徽、湖北、寧夏、云南、貴州省（區）。云南和貴州等電力體制改革綜合試點直接列入輸配電價改革試點范圍。鼓勵具備條件的其他地區開展試點，盡快覆蓋到全國。

  同時，國家強調，分類推進交叉補貼改革。對此，發改委有關負責人解釋，現行機制下，我國銷售電價中包含國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、可再生能源發展基金、大中型水庫移民后期扶持資金和城市公用事業附加費等政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼，電價客觀上存在工商業補貼居民、城市補貼農村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。

  為此，《輸配電價》提出了分兩個階段的改革方案：過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收。

  在輸配電價改革后，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。

  此外，國家明確了過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。已制定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行；暫未單獨核定輸配電價的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。

  建立相對獨立的電力交易機構

  《電力市場》提出，推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變。

  具體路徑為：逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制。選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；非試點地區按照《發用電計劃》開展市場化交易。試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計劃的路徑。零售市場按照《售電側》開展市場化交易。

  發改委指出，電力市場體系分為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。

  其中，區域電力市場包括在全國較大范圍內和一定范圍內資源優化配置的電力市場兩類。前者主要通過北京電力交易中心（依托國家電網公司組建）、廣州電力交易中心（依托南方電網公司組建）實現，負責落實國家計劃、地方政府協議，促進市場化跨省跨區交易；后者主要通過中長期交易、現貨交易，在相應區域電力市場實現。

  省（區、市）電力市場主要開展省（區、市）內中長期交易、現貨交易。同一地域內不重復設置開展現貨交易的電力市場。

  “目前北京和廣州兩個電力交易中心的建設還沒有具體的時間表，估計在兩家電網公司的工作方案中會有具體安排。”中國能源研究會理事、中國華電集團企法部主任陳宗法對21世紀經濟報道記者分析道。

  《交易機構》提出建立相對獨立的電力交易機構。所謂交易機構是不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規范公開透明的電力交易服務。

  對此，發改委相關負責人解釋，交易機構的“獨立性”主要體現在四個方面：一是交易職能上，交易機構負責市場交易組織；二是組織形式上，按照政府批準的章程和規則組建交易機構，可以采取公司制和會員制；三是運營管理上，交易機構具有與履行交易職責相適應的人、財、物，可向市場主體合理收費，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管；四是人員任命上，高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。

  交易機構的“相對性”主要體現在四個方面：一是依托電網企業現有基礎條件成立，交易機構人員可以電網企業現有人員為基礎；二是可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式；三是組建初期，可在交易機構出具結算憑證的基礎上，保持電網企業提供電費結算服務的方式不變；四是沒有明確交易業務中日前交易的職能歸屬，而是根據實踐運行的情況和經驗，逐步明確、規范交易機構和調度機構的職能邊界。

  “第二個方面提到的電網企業相對控股和電網企業子公司制，這兩種形式的相對獨立性不夠。”陳宗法分析，“我認為應該采取電網企業參股的公司制。”

  明確電網企業亦參加售電交易

  《售電側》提出，向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體， 有利于更多的用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平。

  根據國家部署，電網企業對供電營業區內的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電，承擔其供電營業區保底供電服務；發電企業及其他社會資本均可投資成立售電公司；擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

  售電側改革后，參與競爭的售電主體可分為三類：一是電網企業的售電公司；二是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司；三是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

  “這意味著電網能否參與售電業務有了明確結論。”林伯強分析，“發電企業參與售電的意愿最強，電網參與售電的競爭力最強。因此必須對發電企業和電網進行適當的限制，才能保證其他參與主體能夠參與競爭。”

  《售電側》還明確，同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。

  此外《售電側》明確了售電公司的推出機制。即市場主體違反國家有關法律法規、嚴重違反交易規則和破產倒閉的須強制退出市場，列入黑名單，不得再進入市場，并由省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，交易機構取消注冊。