今年以来，多项电力体制改革措施不断落地，市场化建设是其中的关键词之一。
国家发展改革委新闻发言人孟玮16日在新闻发布会上表示，下一步将重点做好三方面工作：一是进一步完善增量配电网配电价格形成机制。二是充分发挥交易机构以及市场管理委员会的作用。三是做好中长期市场与现货市场建设的衔接工作。
孟玮介绍，新一轮电力体制改革启动以来，国家发改委、国家能源局会同各地和电力企业深入推进电力体制改革，加快放开发用电计划，不断提高电力交易市场化程度。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《证券日报》记者表示，电力市场最核心的问题是多少量在市场上交易。加快放开发用电计划在某种程度上来说，是在一定程度上推动更多的量在市场上交易。
今年6月份，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，在煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业试点全面放开发用电计划的基础上，明确要求除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户之外的经营性电力用户全面放开。
数据显示，今年上半年，全国完成电力市场化交易电量达1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%，占全社会用电量的32.4%，占经营性行业用电量的58.3%。电力直接交易电量平均降价幅度3.4分/千瓦时，减轻企业用电负担约300亿元。
此外，国家发展改革委、国家能源局近日印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(下称《意见》)。《意见》表示，进一步发挥市场决定价格的作用，建立完善现货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电力生产和消费，加快放开发用电计划，激发市场主体活力，提升电力系统调节能力，促进能源清洁低碳发展。
据悉，截至6月30日，南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为首批电力现货市场建设试点，全部完成模拟试运行。
一位业内专家对《证券日报》记者表示，电力体制改革的核心在电力市场化的改革。电力供应可以大致分为三个阶段：发电主体发电、电网传输和用户用电。在发电端的电力市场化的改革就是为了让电力价格更优化、发挥价格的信号作用，所以下一步的核心是在上述市场化的试点上，进一步总结经验，逐步推进，深入改革，回归电力商品属性，引导基础设施投资，优化基础设施投资效率。
“其实居民用户端我们做的很好了。”上述专家表示，在用户侧，下一步的核心是在工商业的用户服务上，进一步优化供用电的使用环境，减低工商业用户在用电过程中的隐形费用。