《通知》明确，新核准发电机组积极参与市场交易。对《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。新核准的水电、核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，由市场形成价格。
中国电机工程学会能源专委会委员陈宗法认为，电量和电价的放开，将对发电生态产生根本性影响。以前电量依据计划，今后电量将由市场决定，电量多少完全取决于电价水平和竞争能力。过去在标杆电价固定情况下，发电企业主要工作是根据调度发好电;在市场电量和市场电价的情况下，发电企业不仅要发好电，还得卖好电。
《通知》指出，逐年减少既有燃煤发电企业计划电量。2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。
陈宗法表示，从长远看，实行市场电量和市场电价对控制煤电发展速度、抑制煤电发展规模具有积极意义。但从短期看，可能会刺激煤电发展的速度和规模，一些煤电项目为了搭上末班车，可能会缩短工期，必须引起高度重视。
市场化改革有望加速清洁能源消纳。《通知》明确，各地应制订优先发电计划，以落实国家能源战略，确保清洁能源、调峰机组等保障性电源发电需要。省(区、市)内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时以内的电量，水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量，热电联产机组供热期以热定电的发电量，以及调峰调频电量，确定为优先发电计划，由电网企业保障执行。优先发电计划可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格。
值得注意的是，属于市场化方式形成价格的优先发电计划，如不能实现签约，指标可市场化转让给其他优先发电机组。优先发电计划指标市场化转让可在本地完成，也可以跨省跨区开展。如指标无法转让，则由电网企业参考本地区同类型机组平均购电价格购买，产生的结算盈余计入本地输配电价平衡账户。
制度虽好，落实亦难。积极有序放开发用电计划与积极稳妥推进电力市场建设必须良性互动，从而真正推动新的体制机制落地生根。华北电力大学教授王鹏认为，“放开两头”要与“管住中间”并行用力，如果中间的输配环节价格不明确、监管体系不牢固，属于“两头”的发用电计划放开终究只能是寄生于旧有购销价差和行政指令性过网费之上。
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