首先，从建立发电企业与大用户直接交易机制起步，推动电力体制改革。
电力是整个能源生产、转化和利用的中心环节，理顺能源体制必须推动电力体制改革。但电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的电网拆分着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电独家卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入，具体的措施有：
1.分批放开大用户，建立大用户与发电企业的直接(双边)交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步实现80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。
2.可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要进行主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。当前，可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用。该方案不仅简单易行，便于实施;而且在保障电网企业既有利益的同时，还改变了电网企业的盈利模式及行为方式。由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
3.可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易。交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
4.通过机制设计解决可再生能源发展和居民补贴等问题。当前及未来一段时期，我国可再生能源发展仍面临成本高于常规机组的问题，电力普遍服务的要求也会造成用户侧交叉补贴的长期存在，在放开大用户用电交易的同时，需要对相关制度进行再设计。当前的用户侧电价中包含的农网还贷、可再生能源发展等基金，可重新进行核算整合，转化为统一的电力基金，与输配电费同步向所有用户收取，其资金用于补贴低收入群体的基本生活用电和可再生能源发展。从而减少对当前利益格局产生的冲击，有利于推进新机制建立。
