目前，我国电力体制改革已经进入实施阶段，并已启动若干省市电力改革试点。这次电改的重要标志就是继3月1日北京、广州两大电力交易中心成立之后，辽宁、吉林、蒙东、新疆、青海、宁夏、江苏、贵州、江西等地也陆续成立了省级电力交易中心，交易中心作为电力市场核心基础设施，其中一项重要职能就是推动电力市场化交易，从而促进光伏等新能源的并网消纳。
“当前新能源并网消纳难不仅是新能源自身特点造成的，更是当前电力体制下利益关系不畅导致的。”业内人士告诉记者，在新能源装机规模日益增长的环境中，新能源具有优先上网、调度的优势，火电企业往往被迫为新能源调峰，意味着原有火电、水电的份额要减少，那么这些企业的利益自然得不到保证，必然形成“风火竞争”、“光火竞争”的利益格局，尤其是在能源需求放缓时，这一问题表现得较为突出，这从根本上反映出当前影响新能源发展的体制性因素。
国家发展改革委能源研究所副研究员赵勇强表示，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。
据记者了解，在新的电力体制条件下，
发电企业与用电方通过电力交易中心直接交易，发电企业的经营收入将主要依靠长、短期合同和实时电力平衡合同，调峰辅助服务市场将应运而生。在新能源装机比例高的地区，由于发电与用电不易匹配，电力峰谷差拉大，致使调峰需求比较大，调峰服务的市场价值自然高，那么具备较强调峰能力的电厂将获得巨大的调峰辅助服务收益，在市场竞争中占有优势。在这种情况下，常规能源与新能源的利益不再是矛盾关系，市场利益促使常规发电企业有动力为新能源调峰，使原先“风火竞争”转为“风火互补”，从而促进新能源的并网消纳。
另外，中国能源经济研究院相关专家告诉记者，通过电力市场直接交易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，注重市场供需和结构调整，提供更多灵活调节辅助服务。
本次电改的配套文件，《关于推进电力市场建设的实施意见》则明确要求：建设中长期市场，建立相对稳定的中长期交易机制，鼓励市场主体间开展直接交易;构建区域市场，完善跨省跨区电力交易机制，促进市场化跨省跨区交易。相信随着电力市场化交易方式的全面推进，必将有力地推动光伏并网消纳。
