在上一轮电改启动13年之后，新一轮电改再出发。2015年11月30日，为贯彻落实《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），经报国务院同意，国家发改委、国家能源局联合发布了新一轮电改的6份配套文件。电力体制改革的最终目的是实现资源的高效配置，安全、清洁、可靠地满足全社会用电需求。此次电改 6 个配套文件中的一大亮点,即建立优先发电制度，其核心是可再生能源优先发电。
电改9号文是纲领性文件，6个配套文件是实施细则类文件，二者共同构成了新一轮电改的路线图。其中包含分类推进输配电价交叉补贴改革，建立相对独立的电力交易机构以及明确电网企业亦参加售电交易等内容。
新一轮电改配套文件对外发布。
11月30日，为贯彻落实《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），经报国务院同意，国家发改委、国家能源局联合发布了新一轮电改的6份配套文件。
它们分别是：《关于推进输配电价改革的实施意见》（以下简称《输配电价》）、《关于推进电力市场建设的实施意见》（以下简称《电力市场》）、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》（以下简称《交易机构》）、《关于有序放开发用电计划的实施意见》（以下简称《发用电计划》）、《关于推进售电侧改革的实施意见》（以下简称《售电侧》）、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。
“电改9号文是纲领性文件，6个配套文件是实施细则类文件，二者共同构成了新一轮电改的路线图。” 厦门大学能源经济和能源政策协同创新中心主任林伯强对21世纪经济报道记者分析道。
分类推进输配电价交叉补贴改革
国家发改委副主任连维良此前曾表示，实现发电、供电和用电之间直接交易的一个前提是要独立的核定输配电价。
《输配电价》提出，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将试点扩展至安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）。云南和贵州等电力体制改革综合试点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。
同时，国家强调，分类推进交叉补贴改革。对此，发改委有关负责人解释，现行机制下，我国销售电价中包含国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持资金和城市公用事业附加费等政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，电价客观上存在工商业补贴居民、城市补贴农村、高电压等级补贴低电压等级等政策性交叉补贴的情况。
为此，《输配电价》提出了分两个阶段的改革方案：过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。
在输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。
此外，国家明确了过渡时期电力直接交易的输配电价政策。已制定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行；暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。
建立相对独立的电力交易机构
《电力市场》提出，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变。
具体路径为：逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；非试点地区按照《发用电计划》开展市场化交易。试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序放开发用电计划的路径。零售市场按照《售电侧》开展市场化交易。
发改委指出，电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。
其中，区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。前者主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易；后者主要通过中长期交易、现货交易，在相应区域电力市场实现。
省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。同一地域内不重复设置开展现货交易的电力市场。
“目前北京和广州两个电力交易中心的建设还没有具体的时间表，估计在两家电网公司的工作方案中会有具体安排。”中国能源研究会理事、中国华电集团企法部主任陈宗法对21世纪经济报道记者分析道。
《交易机构》提出建立相对独立的电力交易机构。所谓交易机构是不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。
对此，发改委相关负责人解释，交易机构的“独立性”主要体现在四个方面：一是交易职能上，交易机构负责市场交易组织；二是组织形式上，按照政府批准的章程和规则组建交易机构，可以采取公司制和会员制；三是运营管理上，交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物，可向市场主体合理收费，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管；四是人员任命上，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。
交易机构的“相对性”主要体现在四个方面：一是依托电网企业现有基础条件成立，交易机构人员可以电网企业现有人员为基础；二是可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式；三是组建初期，可在交易机构出具结算凭证的基础上，保持电网企业提供电费结算服务的方式不变；四是没有明确交易业务中日前交易的职能归属，而是根据实践运行的情况和经验，逐步明确、规范交易机构和调度机构的职能边界。
“第二个方面提到的电网企业相对控股和电网企业子公司制，这两种形式的相对独立性不够。”陈宗法分析，“我认为应该采取电网企业参股的公司制。”
明确电网企业亦参加售电交易
《售电侧》提出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体， 有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。
根据国家部署，电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电，承担其供电营业区保底供电服务；发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司；拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。
售电侧改革后，参与竞争的售电主体可分为三类：一是电网企业的售电公司；二是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；三是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
“这意味着电网能否参与售电业务有了明确结论。”林伯强分析，“发电企业参与售电的意愿最强，电网参与售电的竞争力最强。因此必须对发电企业和电网进行适当的限制，才能保证其他参与主体能够参与竞争。”
《售电侧》还明确，同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。
此外《售电侧》明确了售电公司的推出机制。即市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场，并由省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册。
