2。改变市场主体交易方式：主要体现于以双边交易市场为突破口，促进多主体、跨区域市场机制建设。一是积极发展以“自发自用、余量上网、电网调节”为运营模式的分布式电源;二是允许直购电等其他市场交易模式，售电主体可以向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等;三是允许采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。
3。赋予市场主体相应权责：一是售电主体可以通过多种方式在电力市场中购电，且各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。二是除传统售电业务外，鼓励售电主体通过向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值业务。三是要求售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。
(二)交易平台
电力市场的交易平台主要是通过电网和电力交易机构来实现的。新电改的思路即是如何激发电网企业的优势，使其做好其他电力企业和政府本身无法做好的事情，同时采取系统的配套的管制与激励政策措施，以及相对应的管理模式来使得电网企业的运作更公开和更有效率。以前，电网集电力输送、统购统销、调度交易为一体，内部运作封闭，成本不透明，靠吃购销差价“躺着挣钱”，企业始终存在扩大投资规模、追求过高利润的冲动。如今，新电改方案明确了电网企业的定位：电网企业未来主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。即从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商，起到“电力输送通道”作用。电网盈利模式从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，由之前营利性单位变为公用事业单位，只收政府核定的输配电价，即“过路费”。
对于电力交易机构，9号文明确提出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。只有电力交易机构独立，才能为电力供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件，才能提高电力市场竞争公平性与效率。
(三)电力价格
电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件。十八届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，首次提出要让市场在资源配置中起决定性作用。在价格改革方面，提出“凡是能由市场形成价格的，都交给市场，政府不进行不当干预”;“放开竞争性环节价格，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。”新电改中对电价的改革明显符合上述原则和精神。
1。放开竞争性环节价格——分步实现公益性以外的发、售电价格由市场形成：改革方案提出积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户(或市场化售电主体)开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
2。监管自然垄断环节价格——单独核定输配电价：改革方案提出对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这将使得电网企业摆脱现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。
