从2015年3月国务院发布电改的9号文开始算起，新电改从提出至今已有三年。在这段时间里，新电改在基础法律制定、配套文件的出台、市场主体的培育、电力交易平台的构建以及政策的宣传等方面都取得了一定的进展。由于电力是国民经济发展的重要资源和基础的民生品，而不是普通的商品，因此电改具有相当程度的复杂性。如何能够在减少对于市场各方影响的前提下，稳妥有效地将改革的具体措施落地，这是现阶段电改面临的直接任务。
新电改的核心内容之一，就是要建立市场化的电力交易机制。落实到具体操作上，首先要提高市场化交易的规模，逐步将有能力进行议价交易的用户都纳入市场中。虽然市场放开难以一步到位，但可以尽可能明确市场放开的时间与比例，采取先试点，而后扩大的方式进行。
其次，要为跨省和跨区的电力交易创造条件。中国电力资源禀赋的特点导致了电力的负荷中心离电源中心较远，大量电力需要跨省跨区输送。因此，市场化交易范围要扩大，就需要为跨省跨区的电力交易创造条件。这就需要强化电力交易中心的作用，以进行统一的协调。
再次，鼓励电源企业参与到市场化交易中来。一个完整的市场应该包含买方和卖方。特别是对于电力市场，只有市场有充足的卖方进行供应，买方主体才比较容易培育。应该加快放开火电企业参与市场交易的比例，同时鼓励水电、核电和可再生能源也参与到交易中。
此外，加快市场主体的培育。电力市场中存在着大量的中小型用户，其自身可能难以与发电企业进行直接交易。应该鼓励有实力的大型发电企业和电力用户，以及有用户基础的供水、供气、供热公司组建售电公司，以衔接电力的供给侧和需求侧。
最后，应该完善电力价格的形成机制。市场化交易后，电力价格应该包含协议电价、输配电价和政府性基金及附加(交叉补贴)三部分。其中输配电价和政府性基金及附加由政府进行监管和核定，而真正影响市场价格变动的是协议电价的变化。应该探索建立合适的电力价格调整机制，以使电价能够反映供电成本以及市场供需条件的变化。
增加市场参与主体的数量，扩大市场化交易的规模是电改政策能够顺利推进的关键。但是，由于中国的电力市场并没有市场化运行的历史，相关的人才储备、运行经验和市场机制都存在着不足，市场参与者在前期也大多会持观望的态度。在这种情况下，就需要从部分体量较大，抵抗风险能力较强，具备一定能源管理能力的行业入手，进行改革的试点，之后再向其他行业进行推开。在具体的操作上，可以重点考虑煤炭、钢铁、有色和建材等能源消纳量较大、集中度较高的行业，优先将这些行业纳入市场化交易的范围。选择部分行业先进行改革试点的好处有以下几点：
第一，这些行业集中度较高，用户数量相对较少，这有利于改革初期的推进和市场的管理。经过供给侧改革后，煤炭、钢铁、有色和建材等行业经过重组与整合，有大量中小企业和落后产能退出市场，行业集中度有较大的提升。以煤炭和钢铁行业为例，2017年排名前8的煤炭企业产量占全国总产量的38.9%，而排名前10的钢铁企业的粗钢产量也占到了全国产量的36.9%。目前这些行业的企业规模相对而言都比较大，单家用电量较高，因此也比较有实力进行市场化议价和电力价格管理。
第二，在市场化条件下，企业决策的依据将是利润最大化。煤炭、钢铁、有色和建材等行业的企业大多属于大工业用户，用电负荷稳定，供电成本相较于其他用户更低。参与到市场化交易后，这些企业的平均电价有可能对市场供需的反映更加灵敏。这也可以在初期为企业参与到市场化交易中提供激励。
第三，由于历史原因，中国电力市场化交易在人才储备和操作经验上的基础都比较薄弱。而且改革的过程也有可能面临较一些不确定性和挑战，很多政策需要进行探索，在实践中不断完善。选择部分行业进行试点，一方面可以根据这些交易过程中暴露出的问题总结出经验，完善交易和监管的机制。另一方面也可以为电力市场化交易培养一批人才和总结出合适的运行机制。这些都将为未来电力市场的全面铺开创造条件。
第四，由于在过去很长一段时间，中国的电力用户都是价格的被动承受者。因此，普通用户，特别是居民用户并不了解电力的成本构成，也不了解电价中隐含着交叉补贴。而通过市场化交易的试点，明确电力价格包含协议电价、输配电价和政府性基金及附加(交叉补贴)三部分，容易使其他类型的用户认识到交叉补贴的存在。将电力的成本明晰了，也有利于减少进一步改革可能面临的阻力。
第五，影响电力价格的，一个是电力的供应成本，另一个就是短期市场的供求关系。这也意味着用户参与到市场化交易后，其用电价格有可能会受到燃料价格和市场波动的影响，用电成本可能面临不确定性。而煤炭、钢铁、有色和建材等行业企业规模较大，风险承受能力也较强，同时也具备实力利用期货等金融工具对电力价格波动的风险进行对冲。
总而言之，电力市场化交易改革是一项复杂的系统工程，需要稳步有效地推进。而放开部分重点行业发用电计划，是电力市场化改革所迈出的关键一步。
