电网企业要想跻身国际先进行列、更快建设“世界一流电网”，需要在传统“稳定增长，满足供需”的基础上，更加注重基于新电改的运营模式转变与融合，注重电能服务质量的阶段跳跃式提升，注重电网运营工作的客观有效评价，依据不同阶段电力市场的特点和发展程度，明确电网服务呈现的不同侧重点以及电网运营管理评价的差异。
随着新一轮电改的有序推进以及能源革命与能源互联网的双向引导，我国电力行业与市场形态将进入全新的发展阶段。对于电网企业，要想跻身国际先进行列、更快建设“世界一流电网”，需要在传统“稳定增长，满足供需”的基础上，更加注重基于新电改的运营模式转变与融合，注重电能服务质量的阶段跳跃式提升，注重电网运营工作的客观有效评价，依据不同阶段电力市场的特点和发展程度，明确电网服务呈现的不同侧重点以及电网运营管理评价的差异。
新电改对电网企业的影响
单独核定输配电价，改变电网企业投资规划理念
“单独核定输配电价”是本轮电改亮点之一。9号文提出政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节，单独核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
输配电价的单独核定使电网的收益模式产生变化，将电网传统的电量购销差价盈利模式转换为按合理成本、合理盈利原则制定的收益模式。电网企业发展方式将由依赖电量外部增长，转变为依赖成本控制和资产管理水平的内部提升。因此，相对于传统“事后调价”的形式，新电改背景下电网企业应进一步规范输配电成本管理，同时，积极响应电改终极目标，将配网规划重点更多地放在如何提高新能源的消纳比例、如何提高输配电效率等方面。
推动电力多方直接交易，增加电网企业网架坚强要求
引导市场主体开展多方直接交易是我国电力市场化改革的切入点。“9号文”中进一步提出有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方电力直接交易，短期和即时交易则通过调度和交易机构实现，为工商企业等各类用户提供更加经济、优质的电力。
同时，规范市场主体准入标准，鼓励建立长期稳定的交易机制，建立辅助服务分担共享新机制，完善跨省跨区电力市场交易机制。
电力多方直接交易范围的扩大将导致配电网潮流分布的不确定性增强。同时，工业园区内各电网企业共同参与购电，将有可能产生一批由园区中小型电网企业组建的大用户，直接与电网企业进行交易，使大负荷用户数量增多，这将对电网网架结构的坚强程度提出更深层次的要求。跨省区电力交易机制的逐步建立，也将进一步要求电网企业提升跨区资源配置能力。