3月1日上午10點，北京電力交易中心和廣州電力交易中心將在兩地同時掛牌成立。北京電力交易中心由國家電網公司單獨出資5000萬元發起設立由北京電力交易中心有限公司開展業務。廣州電力交易中心由南方電網控股，南方電網股權比例占三分之二。上述兩大國家級電力交易中心是基于國家電網和南方電網總部所在地北京和廣州分別建立的，主要的任務是進行兩大電網內的跨區電力交易。
 
兩大電力交易中心有何特點?
 
此次掛牌的兩個國家級電力交易中心有如下幾大特點：
 
1 區域電力市場
 
電改“9號文”以及國家能源局下發的配套文件，均指出要推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，推進電力市場建設，建設區域和省(區、市)級電力市場，市場之間不分級別。
 
區域電力市場主要指北京(國網為基礎)、廣州(南網為基礎)區域電力交易中心，負責三峽水電等國家級電力資源以及地方政府協議在全國范圍內的調配工作。
 
省(區、市)電力市場主要通過開展省(區、市)內中長期交易、現貨交易實現資源配置，如云南、貴州組建的電力交易中心。
 
去年11月12日，發改委曾召開新聞發布會稱，目前著手籌建交易機構，與國家電網公司、南方電網公司以及發電集團公司，研究組建北京和廣州電力交易中心的相關事宜。經過數月的準備，北京、廣州兩大交易中心即將正式掛牌，以后中心將負責電力市場交易平臺的建設、運營和管理工作，組織開展跨區跨省電能交易、電力直接交易等交易服務，提供結算依據和相關服務，負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。
 
2 組織形式
 
電改配套文件提到：
 
交易機構可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式。電網企業相對控股的公司制交易機構，第三方機構及發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體參股。
 
北京電力交易中心采用電網企業子公司制，據工商信息顯示，2016年2月24日國家電網公司注冊成立了北京電力交易中心有限公司，該公司將作為法人主體經營北京電力交易中心。某參與電力交易中心籌建工作的內部人士表示，北京交易中心的全資體制，很有可能推廣到各省交易中心的籌建中，這是國網努力的結果。
 
廣州電力交易中心采取電網企業相對控股的公司制，由南方電網控股三分之二，我們暫未在工商注冊系統中查詢到相關注冊公司，其他股東信息公開渠道亦無法查到。
 
3 人員安排
 
關于人員安排問題，電改配套文件中規定：
 
交易中心人員可由電網企業現有人員為基礎，根據業務發展需要，公開選聘。交易機構人員高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。
 
截止發稿時，國網、南網暫未披露兩大交易中心的主要人員安排，據查詢，北京電力交易中心有限公司的法人代表為陳連凱，陳連凱于2012年5月至2016年1月期間擔任國網內蒙古東部電力有限公司總經理、黨組副書記，2016年1月卸任后陳或將在北京電力交易中心擔任主要職位。
 
廣州電力交易中心相關注冊工商信息尚未在工商信息系統中檢索到，暫無法查詢其主要管理人員信息。
 
4 收入來源
 
依據之前下發的電改配套文件，兩大交易中心可配備交易與其交易職責相適應的人、財、物，且日常管理運營不受市場主體(主要包括發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶等)干預，接受政府監管。
 
交易中心不以營利為目的，但可向市場主體合理收費，主要包括注冊費、年費、交易手續費作為收入來源。
 
5 獨立性
 
2015年11月30日，國家發改委和國家能源局聯合發布電力體制改革的6個核心配套文件，其中一個是《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》，文中確定了電力交易機構的組建原則??即“相對獨立”。
 
為維護市場的公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，充分體現各方意愿，可建立由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成的市場管理委員會。按類別選派代表組成，負責研究討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，國家能源局及其派出機構和政府有關部門可以派員參加市場管理委員會有關會議。市場管理委員會審議結果經審定后執行，國家能源局及其派出機構和政府有關部門可以行使否決權。
 
電力交易不受電網企業的左右至關重要，只有電力交易中心獨立、透明，才能保證電網企業在售電過程中與其他市場主體建立的售電公司公平競爭。之所以電改配套文件用“相對獨立”的字眼，是給改革一個緩沖，并未要求一步到位。
 
貴州試點
 
2015年7月27日，貴州省發布《進一步深化電力體制改革工作方案》(以下簡稱貴州《方案》)，成立貴州電力交易中心。據了解，貴州電力交易中心雖然掛靠在貴州電網下，卻是一個相對獨立的機構，現在已經是獨立運作，受貴州電力市場化領導小組(由貴州經信委、發改委、能源局、能監辦等組成)的監管。
 

貴州電力交易中心掛牌
 
貴州《方案》中明確，電網的運行模式是按照政府核定的輸配電價收取過網費，而不是電價的購銷差價。而原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行為電力市場交易提供服務。
 
而電力交易機構的職責包括了負責市場交易平臺運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體的注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。
 
據悉，2015年2月份，貴州就組建了電力交易中心，推動電力的直接交易。在“9號文”出臺前，交易中心已完成226億千瓦時電量交易。截至10月31日，通過年度雙邊協商、集中競價和掛牌交易等3種交易方式，全省電力直接交易電量累計完成142.42億千瓦時，已完成市場化交易電量均價比用戶目錄電價每千瓦時降低了5.48分。
 
兩大交易中心掛牌，電力市場化的第一步
 
德國華人新能源協會會長廖宇曾提到，1989年的時候，如果有人說中國馬上就會有股票證券交易所出現，一定會有人認為他天方夜譚，中國會落后外國很多年。但實際上，上海證券交易所創立于1990年12月19日正式營業的時候，年僅35歲的第一任總經理尉文淵用非常草根的土鱉化程序，一下子就讓中國以無紙化電子計算機交易的方式，突然進步了100年。現在，2年前的預言已經成為事實：2016年3月1日的北京和廣州，國家級的跨區電力交易中心將雙雙掛牌。
 
可以說，電力交易市場的建立是電力體制改革的重要標志，也對電價市場化有著重要推動作用。此次選擇在兩會召開前期掛牌兩大電力交易中心更是回應了各界對電改的關注。
 
為了了解更多電力交易中心的設立詳情，我們采訪到了某參與交易中心籌建工作的權威人士，該人士表示：“新掛牌的交易中心要求信息公開，可以說是邁開了市場化建設第一步，盡管很多還有待進一步改善或者完善”。兩個交易中心的成立，對省級交易中心的建立具有示范性和緊迫性的形象作用，同時兩個交易中心的管理委員也會在國家能源局的扶持下會盡快成立，并進入跨區、跨省交易規則審議確立的新階段。有關人士更期望新掛牌的電力交易中心能夠按照市場化規則運行，實現公平公正交易，并建議加快政府監管規則的制定和實施。
 
某電力公司的調度負責人士也對電力交易市場的設立表現出了極大的期待和擔憂。他表示，發改委和能源局能在9號文的前提下批準目前的交易機構模式本身就表達了中央推進改革的決心和力度。從內部看，改革的基礎是維持電網的安全穩定運行，所以對電網運營模式的改變也應穩妥推進;從外部看，改革的步伐遠小于公眾預期，壟斷的電網阻力依舊十分強大。此次電力交易中心選擇的組建形式正暗示著電改依舊阻力重重，在達成共識方面還有很多工作要做。
 
附：電改“9號文”
 
中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見
（2015年3月15日）
 
為貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中全會精神及中央財經領導小組第六次會議，國家能源委員會第一次會議精神，進一步深化電力體制改革，解決制約電力行業科學發展的突出矛盾和深層次問題，促進電力行業又好又快發展，推動結構轉型和產業升級，現提出以下意見。
 
一、電力體制改革的重要性和緊迫性
 
自2002年電力體制改革實施以來，在黨中央、國務院領導下，電力行業破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。
 
一是促進了電力行業快速發展。2014年全國發電裝機容量達到13.6億千瓦，發電量達到5.5萬億千瓦時，電網220千伏及以上線路回路長度達到57.2萬千米，220千伏及以上變電容量達到30.3億千伏安，電網規模和發電能力位列世界第一。二是提高了電力普遍服務水平，通過農網改造和農電管理體制改革等工作，農村電力供應能力和管理水平明顯提升，農村供電可靠性顯著增強，基本實現城鄉用電同網同價，無電人口用電問題基本得到了解決。三是初步形成了多元化市場體系。在發電方面，組建了多層面、多種所有制、多區域的發電企業；在電網方面，除國家電網和南方電網，組建了內蒙古電網等地方電網企業；在輔業方面，組建了中國電建、中國能建兩家設計施工一體化的企業。四是電價形成機制逐步完善。在發電環節實現了發電上網標桿價，在輸配環節逐步核定了大部分省的輸配電價，在銷售環節相繼出臺差別電價和懲罰性電價、居民階梯電價等政策。五是積極探索了電力市場化交易和監管。相繼開展了競價上網、大用戶與發電企業直接交易、發電權交易、跨省區電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，電力監管積累了重要經驗。
 
同時，電力行業發展還面臨一些亟需通過改革解決的問題，主要有：
 
一是交易機制缺失，資源利用效率不高。售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業和用戶之間市場交易有限，市場配置資源的決定性作用難以發揮。節能高效環保機組不能充分利用，棄水、棄風、棄光現象時有發生，個別地區窩電和缺電并存。二是價格關系沒有理順，市場化定價機制尚未完全形成。現行電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯后成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。三是政府職能轉變不到位，各類規劃協調機制不完善。各類專項發展規劃之間、電力規劃的實際執行與規劃偏差過大。四是發展機制不健全，新能源和可再生能源開發利用面臨困難。光伏發電等新能源產業設備制造產能和建設、運營、消費需求不匹配，沒有形成研發、生產、利用相互促進的良性循環，可再生能源和可再生能源發電無歧視、無障礙上網問題未得到有效解決。五是立法修法工作相對滯后，制約電力市場化和健康發展?，F有的一些電力法律法規已經不能適應發展的現實需要，有的配套改革政策遲遲不能出臺，亟待修訂有關法律、法規、政策、標準，為電力行業發展提供依據。
 
深化電力體制改革是一項緊迫的任務，事關我國能源安全和經濟社會發展全局。黨的十八屆三中全會提出，國有資本繼續控股經營的壟斷行業，實行以政企分開、政資分開、特許經營、政府監管為主要內容的改革。《中央全面深化改革領導小組2014年工作要點》、《國務院轉批發展改革委關于2014年深化經濟體制改革重點任務意見的通知》對深化電力體制改革提出了新使命、新要求。社會各界對加快電力體制改革的呼聲也越來越高，推進改革的社會訴求和共識都在增加，具備了寬松的外部環境和扎實的工作基礎。
 
二、深化電力體制改革的總體思路和基本原則
 
（一）總體思路
 
深化電力體制改革的指導思想和總體目標是：堅持社會主義市場經濟改革方向，從我國國情出發，堅持清潔、高效、安全、可持續發展，全面實施國家能源戰略，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制，轉變政府對能源的監管方式，建立健全能源法制體系，為建立現代能源體系、保障國家能源安全營造良好的制度環境，充分考慮各方面訴求和電力工業發展規律，兼顧改到位和保穩定。通過改革，建立健全電力行業“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場體制，努力降低電力成本、理順價格形成機制，逐步打破壟斷、有序放開競爭性業務，實現供應多元化，調整產業結構，提升技術水平、控制能源消費總量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促進公平競爭、促進節能環保。
 
深化電力體制改革的重點和路徑是：在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。
 
（二）基本原則
 
堅持安全可靠。體制機制設計要遵循電力商品的實時性、無形性、供求波動性和同質化等技術經濟規律，保障電能的生產、輸送和使用動態平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。
 
堅持市場化改革。區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。
 
堅持保障民生。結合我國國情和電力行業發展現狀，充分考慮企業和社會承受能力，保障基本公共服務的供給。妥善處理交叉補貼問題，完善階梯價格機制，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。
 
堅持節能減排。從實施國家安全戰略全局出發，積極開展電力需求側管理和能效管理，完善有序用電和節約用電制度，促進經濟結構調整、節能減排和產業升級。強化能源領域科技創新，推動電力行業發展方式轉變和能源結構優化，提高發展質量和效率，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例。
 
堅持科學監管。更好發揮政府作用，政府管理重點放在加強發展戰略、規劃、政策、標準等的制定實施，加強市場監管。完善電力監管機構、措施和手段，改進政府監管方法，提高對技術、安全、交易、運行等的科學監管水平。
 
三、近期推進電力體制改革的重點任務
 
（一）有序推進電價改革，理順電價形成機制
 
1、單獨核定輸配電價。政府定價的范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網絡自然壟斷環節。政府主要核定輸配電價，并向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。
 
2、分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成。放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。合理確定生物質發電補貼標準。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，繼續執行政府定價。
 
3、妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。
 
（二）推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制
 
4、規范市場主體準入標準。按照接入電壓等級，能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定并公布可參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶準入標準。按電壓等級分期分批放開用戶參與直接交易，參與直接交易企業的單位能耗、環保排放均應達到國家標準，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完善和創新制度，支持環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和科學調度多發電。準入標準確定后，升級政府按年公布當地符合標準的發電企業和售電主體目錄，對用戶目錄實施動態監管，進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場主體。
 
5、引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確定交易對象、電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易，短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商業企業等各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。
 
6、鼓勵建立長期穩定的交易機制。構建體現市場主體意愿、長期穩定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預市場主體的合法交易行為。直接交易雙方通過自主協商決定交易事項，依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。鼓勵用戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立并完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。
 
7、建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的服務服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。
 
8、完善跨省跨區電力交易機制。按照國家能源戰略和經濟、節能、環保、安全的原則，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。鼓勵具備條件的區域在政府指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制，促使電力富余地區更好地向缺電地區輸送電力，充分發揮市場配置資源、調劑余缺的作用。積極開展跨省跨區輔助服務交易。待時機成熟時，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易，為發電企業、售電主體和用戶提供遠期價格基準和風險管理手段。
 
（三）建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺
 
9、遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能。改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務。繼續完善主輔分離。
 
10、改革和規范電網企業運營模式。電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。規范電網企業投資和資產管理行為。
 
11、組建和規范運行電力交易機構。將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行。電力交易機構按照政府批準的章程和規則為電力市場交易提供服務。相關政府部門依據職責對電力交易機構實施有效監管。
 
12、完善電力交易機構的市場功能。電力交易機構主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體的注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。
 
（四）推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用
 
13、有序縮減發用電計劃。根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。
 
14、完善政府公益性調節性服務功能。政府保留必要的公益性調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，確保維護電網調峰調頻和安全運行，確保可再生能源發電依照規劃保障性收購。積極開展電力需求側管理和能效管理，通過運用現代信息技術、培育電能服務、實施需求響應等，促進供需平衡和節能減排。加強老少邊窮地區電力供應保障，確保無電人口用電全覆蓋。
 
15、進一步提升以需求側管理為主的供需平衡保障水平。政府有關部門要按照市場化的方向，從需求側和供應側兩方面入手，搞好電力電量整體平衡。提高電力供應的安全可靠水平。常態化、精細化開展有序用電工作，有效保障供需緊張下居民等重點用電需求不受影響。加強電力應急能力建設，提升應急響應水平，確保緊急狀態下社會秩序穩定。
 
（五）穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務
 
16、鼓勵社會資本投資配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。
 
17、建立市場主體準入和退出機制。根據開放售電側市場的要求和各地實際情況，科學界定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。明確售電主體的市場準入、退出規則，加強監管，切實保障各相關方的合法權益。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。
 
18、多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電；鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售；允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易；鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務；允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。
 
19、賦予市場主體相應的權責。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。售電主體、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權利義務，約定交易、服務、收費、結算等事項。鼓勵售電主體創新服務，向用戶提供包括合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。各種電力生產方式都要嚴格按照國家有關規定承擔電力基金、政策性交叉補貼、普遍服務、社會責任等義務。
 
（六）開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制
 
20、積極發展分布式電源。分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。
 
21、完善并網運行服務。加快修訂和完善接入電網的技術標準、工程規范和相關管理辦法，支持新能源、可再生能源、節能降耗和資源綜合利用機組上網，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電影、電網的有效銜接，依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。加快制定完善新能源和可再生能源研發、制造、組裝、并網、維護、改造等環節的國家技術標準。
 
22、加強和規范自備電廠監督管理。規范自備電廠準入標準，自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，嚴格執行國家節能和環保排放標準，公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務。擁有自備電廠的企業應按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費。完善和規范余熱、余壓、余氣、瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠支持政策。規范現有自備電廠成為合格市場主體，允許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。
 
23、全面放開用戶側分布式電源市場。積極開展分布式電源項目的各類試點和示范。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設分布式電源。
 
（七）加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平
 
24、切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃。政府有關部門要認真履行電力規劃職責，優化電源與電網布局，加強電力規劃與電源燈規劃之間、全國電力規劃與地方性電力規劃之間的有效銜接。提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規劃的透明度和公眾參與度，各種電源建設和電網布局要嚴格規劃有序組織實施。電力規劃應充分考慮資源環境承載力，依法開展規劃的環境影響評價。規劃經法定程序審核后，要向社會公開。建立規劃實施檢查、監督、評估、考核工作機制，保障電力規劃的有效執行。
 
25、切實加強電力行業及相關領域科學監督。完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源并網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。加強和完善行業協會自律、協調、監督、服務的功能，充分發揮其在政府、用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。
 
26、減少和規范電力行業的行政審批。進一步轉變政府職能、簡政放權，取消、下放電力項目審批權限，有效落實規劃，明確審核條件和標準，規范簡化審批程序，完善市場規劃，保障電力發展戰略、政策和標準有效落實。
 
27、建立健全市場主體信用體系。加強市場主體誠信建設，規范市場秩序。有關部門要建立企業法人及其負責人、從業人員信用紀錄，將其納入統一的信用信息平臺，使各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對企業和個人的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安全的，要實行嚴格的行業禁入措施。
 
28、抓緊修訂電力法律法規。根據改革總體要求和進程，抓緊完成電力法的修訂及相關行政法規的研究起草工作，充分發揮立法對改革的引導、推動、規范、保障作用。加強電力依法行政。加大可再生能源法的實施力度。加快能源監管法規制定工作，適應依法監管、有效監管的要求，及時制定和修訂其他相關法律、法規、規章。
 
四、加強電力體制改革工作的組織實施。
 
電力體制改革工作關系經濟發展、群眾生活和社會穩定，要加強組織領導，按照整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行的要求，調動各方面的積極性，確保改革規范有序、穩妥推進。
 
（一）加強組織協調。完善電力體制改革工作小組機制，制定切實可行的專項改革工作方案及相關配套措施，進一步明確職責分工，明確中央、地方、企業的責任，確保電力體制改革工作順利推進。
 
（二）積極營造氛圍。加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣傳報道，在全社會形成推進電力體制改革的濃厚氛圍，加強改革工作的溝通協調，充分調動各方積極性，凝聚共識、形成工作合力。
 
（三）穩妥有序推進。電力體制改革是一項系統性工程，要在各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進。逐步擴大輸配電價改革試點范圍。對售電側改革、組建相對獨立運行的電力交易機構等重大改革事項，可以先進行試點，在總結試點經驗和修改完善相關法律法規的基礎上再全面推開。