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坚持市场主导，注重市场交易与市场定价相结合。在发电侧和售电侧开展有效竞争，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，实现交易与价格的有机结合，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。
坚持政府指导，注重安全可靠与保障民生相结合。强化政府对电力体制改革工作的宏观指导和协调，遵循电力技术经济规律，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。充分考虑企业和社会承受能力，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电价格相对平稳，保障电力公共服务。
坚持问题导向，注重理顺机制与解决问题相结合。以问题为导向，加强体制机制研究，从制度层面切实解决湖南电力发展和运行中存在的发电机组利用小时低、电力用户用电成本高、电力运行困难、农网建设标准不高、自供区遗留问题没有得到有效解决等实际问题。坚持统筹协调，注重有序推进与试点先行相结合。充分考虑电力行业发展现状，把握好改革的力度和节奏，科学设定改革路径和时序，凝聚共识，攻坚克难，逐步推进。在条件成熟地区和领域率先开展试点，及时总结，推广经验，扩大改革成果。
坚持节能减排，注重化解产能与转型升级相结合。积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，鼓励倡导绿色能源消费，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，促进经济结构转型升级。
三、主要目标
紧紧围绕供给侧结构性改革，以完善市场机制为核心，全面实现电力市场化，分三个阶段实施。改革起步阶段（2016年）：合理核定输配电价，初步建立输配电价形成机制；成立电力市场管理委员会，组建电力交易机构，制定市场交易规则，初步建成市场交易平台；有序放开发用电计划，逐步扩大直接交易规模；夯实电力市场化交易体系基础。
重点实施阶段（2017—2018年）：建立市场主体准入与退出制度，培育市场竞争主体；建立优先发电、优先购电制度，探索自供区的改革改造，制定辅助服务机制，以大用户直接交易为基础加快推进市场交易，力争交易规模扩大至300亿千瓦时；初步构建主体多元、公平开放的市场交易体系。
完善推广阶段（2019—2020年）：基本理顺电力价格形成机制，逐步完善电力交易机构组织形式，健全电力市场监管体系，工商业电量全部参与市场交易，社会资本参与投资配电业务，建立市场主体多元，交易品种齐全、功能完善的电力市场，市场在资源配置中发挥决定性作用，有效保障全省经济社会发展需要。
四、主要任务
（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制。建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。核定电网企业准许总收入，分电压等级核定输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督，逐步建立健全对电网企业的约束和激励机制。
1、合理核定全省输配电价。按照国家关于推进输配电价改革的有关要求，抓紧核定首个监管周期内国网湖南省电力公司各年准许收入和分电压等级输配电价，严格核减不相关、不合理的资产和成本，防止输配电价成本虚高核定。考虑湖南多网并存实际，进一步完善全省电网准许成本核定机制，按照准许成本加合理收益原则，对电网企业和配电企业各电压等级的资产、费用、供输电量、线损率等实行独立核算、独立计量，准许成本、准许收益、税金分别在各电压等级上分摊，逐步规范输配电价。
2、建立健全激励约束机制。鼓励电网企业通过加强管理提高效率，使运营成本低于准许成本，节约的成本可在电网企业与用户之间分享；制定考核电网企业运行效率和服务质量的激励机制，电网企业服务绩效超过规定目标的，适当予以奖励，反之予以惩罚，扣罚部分准许收益。
3、逐步规范网间电力交易。输配电价改革全面完成前，可继续通过趸售方式向地方电网供电，逐步规范趸售电价，有序减少趸售电量，鼓励地方电网通过市场交易向发电企业、售电企业等直接购电。条件成熟时，有序推进趸售交易向市场交易过渡，加快将地方电网发展为拥有配电业务的售电公司。
4、有序实现市场形成价格。鼓励放开竞争性环节电价，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式确定，电网企业按照核定的输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成；未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。过渡期暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式执行。
（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。推动直接交易向市场交易转变，逐步扩大发电企业、售电主体和用户准入范围，探索推进跨省区电力交易，适时开展现货交易，逐步建立和完善配套体制机制，构建主体多元、公平开放、竞争有序、统一协调、健康发展的湖南电力市场。
