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《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。
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