其中，非化石能源新增装机比重为61.1%。
一是规范市场主体准入条件。第二，有序放开发用电量计划。
三是组建相对独立的山东电力交易中心。其次，简化销售电价分类。结合输配电成本监审，我局正同步开展电网准许收入和输配电价测算，计划2017年3底完成相关工作，报国家核定批复。受国家委托，我局于2016年10月10日，派出工作组进驻国网山东省电力公司开展成本监审工作，相关成本监审工作将于2017年1月底结束。坚持试点先行、稳步推进，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
尤其是，与北京电力交易中心配合顺畅，充分利用省外清洁能源，最大程度地发挥了跨区市场化电力交易的效益。华北区域99家电厂与省内15家电力用户，以双边协商的方式，共达成交易电量25亿千瓦时。基本规则还提出发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，这样可以促进市场主体之间合作避险，也可推动售电公司作为整合用户和发电企业的媒介，确立其通过为市场成员规避风险而赚取风险收益的盈利模式。
基本规则为市场主体提供了年度、月度、3日(合同转让)三个避险的时间机会，合同转让、互保协议、次月分解计划调整(交易双方均可提出只改当月)三种手段，总共7种主动避险的机会。创新四：首次引入了较为公平的偏差调整方式。在月度进行预挂牌，未通过竞争摘牌的机组只要按照月度计划(含优先发电)发电，偏差与之无关，当系统整体出现偏差，由摘牌的机组提供上下调整服务(调整自身月度计划)，解决偏差电量问题。甚至在部分盲目放开批发市场准入的地区，可能引起批发市场和零售市场范围的重新划分。
本轮改革地方主导的声音响亮，国家发改委、国家能源局的规范性文件能够得到多大程度的落实，拭目以待。有人说优先发电是中国特色，就是按照过去计划分配和计划调整方式开展。
这种观点很大程度上将计划调度+电力直接交易的电力交易模式与配套文件二现货+中长期模式混淆，不带发用一致曲线的电力直接交易可以近似为计划电量分配的一次大改良。电力调度机构和电力交易机构开展交易也有了清晰、全面的依据，最大限度切除了容易引发问题的自由裁量权，长舒一口气。挑战四部分地区规则的漏洞和偏颇，已经形成了受惠的利益主体，这些利益主体也将发出大量的反对声音。基本规则相比目前正在执行的交易规则，具有以下创新之处：创新一：首次全面考虑交易品种。
基本规则条款内容对此均作了兼容，细看会发现很多类似鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线进行集中竞价)、采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算、发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划、电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用的规定。电能除了具有和白菜一样的一般商品属性外，还具有实时平衡(不可大规模存储)和潮流分布按照物理规律(不以经济关系为转移)的特殊属性。2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》(以下简称基本规则)。创新六：首次提出多种避险手段。
受我国电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响，市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不深，并且现货交易对技术水平和市场主体素质要求较高，开展现货交易需要在技术支持系统、电力系统调度运行方式等方面做2-3年准备，因此国内目前尚无按照配套文件二开展现货+中长期市场建设的地区，各地开展的均是计划调度+电力直接交易的交易模式。目前各地已出台的交易规则整体上继承了这一编制习惯，基本围绕直接交易和发电权交易制定。
月结月清的规定，突出了月度作为实物购买的主要周期，大于月度的交易周期，更多体现的是避险，既然年度合同避险作用上升，那么通过支付违约金方式解除全部或部分年度合同的可能性升高，这是正常的市场现象，地方政府和市场主体能否接受这种与计划体制时代截然不同的合同处理方式。以往的交易规则通常把重心放在了主体准入和交易方式上，大篇幅的描述市场主体的准入条件和边际出清、配对撮合、挂牌等交易方式，缺乏对电力调度机构执行交易的规定，也缺乏交易执行后，电力交易机构结算行为的规定，电力交易和运行生产脱节的感觉强烈，电力买卖仿佛就是最后结算上的价格高低，甚至被人直接指责为优惠电。
这种偏差问题，最简单的解决方法就是开展实时(平衡)市场，要求发用双方的功率曲线实物(或财务责任)一致，这样既符合电力的物理属性又能够准确发现电价，只是这种方式尚未被广大市场主体接受，基本规则也未涉及。基本规则将市场化的交易电量和计划性的优先发电统筹考虑，化双轨为一轨，不再各说各话，是国内首个覆盖全部中长期电量的交易规则。电力调度机构目前人员少、安全生产压力大，计划调度模式下每天多目标进行优化，工作繁重。能够获得上调摘牌的机组，通常都是发电成本最低，能够获得下调摘牌的机组，通常都是发电成本最高，这样就在一定程度上实现了低碳低成本机组优先发电的节能减排低碳调度。针对这些现实问题和情况，基本规则借鉴了英国实时平衡市场解决电力偏差的方式解决偏差电量，这是一个创新。至于长期以来由计划电量承担的偏差调整可以通过市场方式来解决。
这引发了一种担忧：市场化的最终目的是要由市场来配置资源和形成价格，如果市场化交易需要寄生在滚动可调的优先发电基础上，那么以计划为根的市场树冠，到底是市场起配置资源的决定性作用，还是计划起配置资源的决定性作用?基本规则回答了这个问题，优先发电一经确定，即可视为一种政府授权合同，其作为中长期合同的本质与市场交易形成的中长期合同没有任何区别，其全部电量交易、执行和结算均需符合规则(基本规则)相关规定。甚至有些地方计划部门指出：双轨制是改革的必然，没有优先发电这个开口可调的计划手段，怎么能保证市场交易合同的执行?确实，在目前实操过程中，市场交易电量优先执行，产生的所有不平衡均由调整计划这个手段进行调整。
基本规则可以说最大限度的求取了顶层设计和基层创新的公约数，但是无可避免的将面临非常大的挑战：挑战一地方已经形成了各种带有地方特色的直接交易规则，基本规则立足于开放的市场设计，希望通过统一各地交易规则的基本框架、基本原则和基本内容，实现市场间的无壁垒，为下一步扩大市场范围做好准备。在没有现货市场的背景下，必然产生偏差电量，随着交易量放大，偏差电量会越来越大，引发市场主体间的矛盾。
基本规则出台之前的主要市场交易规则基本上只考虑单一的交易品种，如跨省区交易、直接交易、发电权交易等的交易规则。顶层设计是全世界电力批发市场的通用道路，相信在基本规则的推动下，最终还是会发展到现货+中长期市场模式的道路上来。
创新二：首次全流程设计电力交易。基本规则首次对电力交易和生产执行进行了全环节描述，任何一个环节都有清晰的界定，改变了电力交易摸不到看不着，只有一张结算单的现行格局，只要执行到位，各个环节都是清晰可再现的，说句玩笑话市场主体打官司能轻松的找到该告谁，同样考虑全流程的交易规则使电力市场监管也有了基本依据。此外，基本规则还明确了交易时序安排，各地交易机构只要按图索骥，便可系统的开展交易，特别体现了起草者在电力监管和运行中的经验，考虑到各地的计划往往滞后，甚至个别地区上半年都处在未印发计划、无合同交易的状态，基本规则明确规定年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。现货交易确实需要一个一层楼，这个一层楼是中长期合同当中要带发用一致的功率曲线，不管配套文件二中的分散式电力市场中长期实物合同需要的实物功率曲线，还是集中式电力市场中长期差价合约需要的财务绑定的功率曲线，功率曲线是计划电量分配制度改革的门槛标志物。
然而，无论交易品种有多少个，合同成千上万，电力交易达成后都需要统一执行。挑战二学界和大部分电力企业的电力市场专家，对现货+中长期的电力市场模式有着清醒的认识，对于这种过渡式的电力市场交易能否接受，特别是一些富有中国特色的妥协是否会招致批评?想来，起草者头脑是清晰的，附则中明确规定有效期3年，也就是三年之后预计问题暴露比较充分，现货交易还是方向。
将优先发电视为政府授权的中长期合同并不是我国首创，新加坡改革多年后，采用的是全电量现货+中长期差价合约的市场模式，仍然存在政府授权的发电合同，只不过政府确定数额后，双方签订差价合约，全部差价合约都按市场规则执行。部分观点认为目前不带发用电一致曲线的直接交易是电力市场的一层楼，只要努力的做上一段时间，之后的现货就可以作为二层楼进行建设。
应该讲基本规则的出台对规范以开展直接交易为主的中长期交易具有重大的推动作用，基本规则详细描述了计划调度+直接交易为主的中长期交易模式操作方法及流程至于长期以来由计划电量承担的偏差调整可以通过市场方式来解决。
这种偏差问题，最简单的解决方法就是开展实时(平衡)市场，要求发用双方的功率曲线实物(或财务责任)一致，这样既符合电力的物理属性又能够准确发现电价，只是这种方式尚未被广大市场主体接受，基本规则也未涉及。挑战五月度为实物交易周期可能导致年度合同兑现率下降，年度合同的实物性减弱，避险作用上升。基本规则还提出发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，这样可以促进市场主体之间合作避险，也可推动售电公司作为整合用户和发电企业的媒介，确立其通过为市场成员规避风险而赚取风险收益的盈利模式。以往的交易规则通常把重心放在了主体准入和交易方式上，大篇幅的描述市场主体的准入条件和边际出清、配对撮合、挂牌等交易方式，缺乏对电力调度机构执行交易的规定，也缺乏交易执行后，电力交易机构结算行为的规定，电力交易和运行生产脱节的感觉强烈，电力买卖仿佛就是最后结算上的价格高低，甚至被人直接指责为优惠电。
挑战三电力调度机构能否接受。创新六：首次提出多种避险手段。
对于发电企业和用户而言，电能计量表计上只有一个数字，依靠多个单行本的规定人工进行拆分，即使单行本彼此之间的结算规定不打架，结算顺序也会对市场主体利益影响较大;对于电力调度机构来说，其无法区分哪一种合同，不管有多少单行本，电力调度机构都只能执行一个日前发电计划，甚至包括可以滚动的计划分配电量，各个单行本与计划分配电量(含可再生能源发电)之间的矛盾，让电力调度机构恼火不已;对于电力交易机构来说，多个交易品种之间开市的顺序等自由裁量权对全社会购电成本影响很大，是其不能明言的苦恼和压力。造成市场主体签订合同后，即使抱有强烈的按合同执行的愿望，仍然感觉后边看不清，不知道自己签订的合同如何得到执行，不知道从什么机构哪个环节能看到准确的进展，也就无法做出对未来交易的风险评估。
部分观点认为目前不带发用电一致曲线的直接交易是电力市场的一层楼，只要努力的做上一段时间，之后的现货就可以作为二层楼进行建设。现货交易确实需要一个一层楼，这个一层楼是中长期合同当中要带发用一致的功率曲线，不管配套文件二中的分散式电力市场中长期实物合同需要的实物功率曲线，还是集中式电力市场中长期差价合约需要的财务绑定的功率曲线，功率曲线是计划电量分配制度改革的门槛标志物。