长期以来，我国电力市场建设缓慢，电价和发用电计划由政府确定，虽然推动了电力供应持续增加，但也导致传统电力粗放式发展道路、规模扩张式经营模式、与清洁可再生能源的矛盾日益尖锐，近年来严重限制了水电、风电和太阳能光伏发电的并网消纳和持续健康发展，导致每年弃水、弃风、弃光限电量达到数百亿千瓦时。“9号文”明确指出，我国电力行业发展面临一些亟需通过改革解决的问题，特别是交易机制缺失，售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场化定价机制尚未完全形成，有的配套改革政策迟迟不能出台，使得新能源和可再生能源开发利用面临困难，无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决，弃水、弃风、弃光现象时有发生。各方面已经普遍认识到，不全面深化电力市场改革、建立有效的现代电力市场体系，就难以推动电力行业发展方式转变和电力结构优化，就难以持续提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。
上一轮电改启动以来，由于电力市场建设停滞，电力运行仍基本延续计划体制，地方政府有关部门更加强化了年度上网电量分配权和干预权，将以往的非约束性年度预控目标逐步变为约束性指标，在电量分配上普遍采用了“大平均分配”的方式，不但使可再生能源全额保障性收购难以落实，也不利于清洁高效火电机组优先发电。在电力需求增速放缓甚至电力需求下降的地区，在原有存量市场中为可再生能源发电挖掘市场空间愈发重要。
新一轮电改在吸收借鉴国内外电力市场建设经验教训的基础上，更加重视构建有效竞争的市场结构和市场体系。如配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》就进一步明确要求建立公平、规范、高效的电力交易平台，在全国范围内逐步形成竞争充分、开发有序、加快发展的市场体系。
本轮改革的电力市场建设实施路径主线是有序放开发电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模。其中非试点地区按《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易，试点地区根据本地情况另行制定有序放开发用电计划的路径，在坚持清洁能源优先发电的同时，推动常规电力、鼓励清洁能源电力参与市场竞争。一方面，通过建立优先发电制度，优先安排风能、太阳能等可再生能源保障性发电，兼顾资源条件、理顺均值和综合利用要求，合理安排水电发电，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网;另一方面，通过有序放开发电计划、竞争性环节电价，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式逐步放开其他的发电计划，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，将使常规电力不再享受政府定价和电量市场保障，倒逼传统发电企业改变规模扩张发展模式，同时更注重市场供需和结构调整、更多提供灵活调节辅助服务。在优先发电制度下，可再生能源也可参与电力市场，规划内的可再生能源优先发电的优先发电合同可转让，形成可再生能源参与市场竞争的新机制。在实践中，未来需要在充分挖掘电力系统灵活资源潜力、理顺环保政策与市场机制关系的基础上，进一步明确调峰调频电量、热电联产机组、高效节能和超低排放燃煤机组进入优先发电计划的边界条件，确保避免长期以来可再生能源优先发电难以落实的老路。
现货市场是本轮电力改革的重要突破和亮点，是促进可再生能源消纳的重要途径。国际电力市场建设实践显示，没有现货市场，就没有现代电力市场。现货市场不仅是发展中长期合约、电力期货市场的重要基础，也是引导建设灵活电力系统、激励调峰调频服务和需求响应、消纳高比例波动性可再生能源发电的必然要求。目前欧美领先国家在日前、日内现货市场的基础上，普遍建成了15分钟、5分钟的实时现货市场，通过市场手段最大程度消纳风电、光伏发电等波动性发电，在市场基础上对可再生能源给予度电补贴，例如西班牙实施的可再生能源溢价机制(FIP)和英国拟实施的可再生能源差价合约机制(CFD)。我国这轮电力改革的重点任务之一是建立有效竞争的现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。例如，针对日内发电计划，以5-15分钟为周期开展全电量竞价(分散式市场为部分电力偏差调整竞价)，形成竞价周期内的发电曲线和结算价格(分散式市场为发电偏差调整曲线和电量调整结算价格)、辅助服务容量、辅助服务机构等。有利于更多激励煤电、天然气发电机组以及新能源发电、储能装置参与实时平衡调节，并可在市场电价上形成补贴机制。
