一、中共中央 国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发〔2015〕9号）
主要内容：明确了国家深化电力改革的重点和路径，提出了有序推进电价改革，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平七大方面的重点任务，其核心可以理解为即按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本放开售电业务。
二、国家发展改革委国家能源局《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行[2015]518号）
主要内容：该意见就改善电力运行调节，促进清洁能源持续健康发展提出了统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳；加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间；加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件三大方面的25条具体措施促进清洁能源发展，减少局部地区的弃风限光等现象，促进清洁能源可持续良性发展。
三、国家发展改革委 财政部《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》（发改运行[2015]703号）
主要内容：该通知的目的在于引导城市加强电力需求侧管理，完善电力应急机制，消纳可再生能源发电，推动智能电网的应用和发展，提升用能管理、企业管理乃至社会管理水平。具体做法包括：一是鼓励、支持发展电能服务业，吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。二是鼓励用户按照《电力需求侧管理平台建设技术规范(试行)》要求，实现用电在线监测并接入国家平台。三是对于已安装建筑分项计量或能源管理系统(EMS)等具备用电在线监测功能的用户，鼓励通过必要的数据接口接入国家平台。四是引导与发电企业直接交易的用户加快实现在线监测并接入国家平台。五是对于接入国家平台并主动参与需求响应的用户，原则上不再采取拉闸限电措施。六是大力加强能力建设，通过现场会、经验交流会等推广宣传好的经验和案例，利用国家平台的网络培训等功能加强宣传培训。
四、国家发展改革委《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》（发改价格[2015]742号）
主要内容：一是扩大输配电价改革试点范围，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省（区）列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。鼓励具备条件的其他地区开展输配电价改革试点。二是全面开展输配电价摸底测算工作，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题。三是改革对电网企业的监管模式，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。在输配电价核定过程中，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。四是积极稳妥推进电价市场化，积极稳妥推进发电侧和售电侧电价市场化，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价。
五、国家发展改革委关于《完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）
主要内容：一是跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制；二是国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确；三是国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行,协商结果报送国家发展改革委和国家能源局；四是送受电双方经协商后确实无法达成一致意见的，可建议国家发展改革委、国家能源局协调；五是国家发展改革委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格（含线损，下同）。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。
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