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二、电力体制改革的主要措施 |
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《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）（以下简称“电改九号文”）为本轮电力体制改革指明了方向。本轮电力体制改革围绕“在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域实施有效监管”展开，涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运行以及放开发用电计划四个领域。总体上看，改革重点和基本路径可以概括为“三放开、一相对独立、三强化”。“三放开”是指有序放开新增配售电市场，有序放开输配以外的经营性电价，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。“一相对独立”是指交易机构相对独立。“三强化”是指强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力安全高效运行和可靠供应。具体内容如下：
一是界定电网性质。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。电网企业的运营模式将由之前的营利性单位变为公用事业单位；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。电网企业只收取政府核定的输配电价，起到“电力输送通道”的作用。
二是放开售电侧。改革之前，售电侧主要是指国家电网，它购买电力企业的发电量，再卖给终端用户，赚取售电差价。售电侧放开相当于发电企业以售电者的身份直接面对用户，不让电网企业在中间过一道手了。以前就卖给电网企业一家，现在发电企业开始组建售电公司，建立营销队伍，自己操心怎么卖。
三是理顺电价机制。“三放开”是为了在发电侧和售电侧建立电力市场而提出的，目的是将发电侧原有的发电计划和上网电价放开，将售电侧原有的用电计划和终端用户电价放开。政府把定价权交出来，让供需双方自主交易形成价格，有利于形成发用电市场。最终，电价体系主要由发电价格、输配电价格和售电价格构成，其中输配电价格由政府核定，发电价格和售电价格由市场形成。
四是输配分开、调度独立被取而代之，改为“放开两头，管住中间”，强化政府监管。从国际电力体制改革的经验来看，输配分开和调度独立未必是科学合理的选择。这样的安排也存在很多弊端，例如电网投资、规划、运行和检修的协调性会下降，甚至会影响电网运行的安全。“电改九号文”没有要求调度独立，而是强化政府对输配电环节的严格监管。这使得电网公司无法通过低买高卖赚取差价获利，只能通过增加售电量来实现盈利。电网已无法通过调度牟取额外利润，调度自然也就没有必要独立于输配电环节之外。可见，输配分开不是目的，优化调度、提高效率才是目的。
五是发展可再生能源和分布式电源。落实可再生能源发电保障性收购制度在文件中被明确提及，政策保障落实力度将加大，对新能源与能源互联网具有明显的政策红利。分布式能源发展问题在本轮电改方案中得到了足够的重视，涉及自发自用、并网服务、自备电厂、放开用户侧分布式电源等多个方面。
六是多途径培育市场主体。明确了新的售电主体，分别是符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，社会资本投资组建的售电公司，供水、供气、供热等公共事业公司和节能服务公司，符合条件的发电企业。如果高新产业园区发展分布式电源，则意味着其可以满足自身一半以上的电力需求。允许社会资本投资组建售电公司意味着民营资本可以进入之前国家行政垄断的领域，电力市场投资主体将逐步实现多元化。如果公共事业公司能有效组织冷热电三联供，则有望产生巨大经济效益；节能服务公司可以为用户提供系统的能源管理方案，节能将在未来能源供给方面发挥重要作用。将符合条件的发电企业确定为售电主体是为了给国有五大发电集团松绑，使其不再受制于电网公司。
七是建立辅助服务分担共享机制。这是为下一步建立辅助服务市场进行铺垫和试点。“用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。”这是一种类似于“上网套餐”的辅助服务。例如，家庭可根据自身用电情况与售电企业签订服务合同，就每月多少千瓦时电，是否存在阶梯电价，超过一定消费量是否断电，为配合电网调峰调频是否可以做出某种程度的让步，售电公司对这种妥协行为给予何种补偿等进行协商。辅助服务分担共享机制的建立可以使电力市场交易更加灵活、透明。
从配套文件看，在可竞争领域建立市场机制，主要是在发电侧和售电侧促进竞争，包括：确立市场竞争主体，为电力买卖创造条件；确保电力价格形成由市场决定；建立促进市场发挥作用的新机构和新机制。在市场失灵领域建立强大灵活的政府监管体系，以应对垄断、负外部性和电力普遍服务的问题，包括：重点监管电网公司，防止损害市场效率或其他经营主体利益的行为；制定和完善市场交易办法，高度警惕市场势力给市场运作带来的潜在危害；安排专门制度应对火电的负外部性，支持新能源发电；确保公共领域用电、居民用电和电力普遍服务的稳定。此外，应急管理措施必不可少；除应对紧急事故外，电力体制改革涉及多方利益和多重目标，需综合平衡、统筹推进。
下面梳理各省（区、市）的电力体制（综合）改革所面临的问题和改革的重点任务。进行电力体制（综合）改革（含未批复）的省（区、市）包括北京市、山西省、辽宁省、上海市、安徽省、山东省、河南省、湖北省、湖南省、广西壮族自治区、海南省、四川省、贵州省、云南省、陕西省、甘肃省和新疆维吾尔自治区。
北京市电力体制改革要解决配网投资不足、电网峰谷差大等问题。改革的重点任务包括：推进输配电价改革。以“准许成本加合理收益”为原则，以各电压等级输配电资产、成本、输电量和线损率等为基础，核定电网输配电价；设立平衡账户，调节电网企业监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额；制定激励和约束机制，促进电网企业提高服务质量，降低运营成本。推进京津冀电力交易市场建设，开展京津冀区域电力中长期市场交易和现货市场业务，具体包括成立京津冀电力交易机构筹备委员会，确定京津冀电力交易机构组建方案、监管办法、主要业务及业务开展模式等，制定京津冀电力市场建设方案，同时成立市场管理委员会。在清洁电力利用方面，一是推进高效绿色电力送京，二是推进可再生能源发展，提升可再生能源就地消纳能力和利用比例。此外，推进电力辅助服务的市场化和有偿化建设，提高电力系统安全可靠运行水平。推进增量配电业务放开试点，包括：鼓励社会资本投资增量配电业务；制定增量配电业务投资与运营的监管办法，建立增量配电业务投资回报和运营保障机制；建立健全增量配电市场主体信用体系，建立增量配电市场风险防范机制等。推进竞争性售电业务放开试点，包括：培育售电市场主体，吸引社会资本进入竞争性售电领域；发展能源增值服务；推进大用户、售电主体与发电企业的跨省跨区直接交易；建立健全售电侧管理体系，明确市场主体权责，制定售电公司准入条件与退出机制，制定售电业务监管细则；建立保底供电服务机制，建立健全售电市场主体信用体系，制定售电市场风险防范机制。在改革的同时，需要提高电力需求的调控能力和电力供给的安全保障能力。最后，顺应电动汽车发展的大趋势，推动电动汽车充电设施建设。
山西省电力体制改革要解决理顺电价形成机制，完善电力市场化交易机制，培育多元市场主体并促进公平竞争，强化科学监管等问题。
改革的重点任务包括以下几个方面：一是理顺电价机制。按照“准许成本加合理收益”的原则分电压等级核定输配电价；有序放开输配以外的竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成；妥善解决电价交叉补贴，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。二是拓展省内和省际两大市场。在省内市场，应激活用电市场，提高电力消纳能力，在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力直接交易的市场主体范围和交易规模；在省外市场，应争取外送通道建设和电量配额政策，完善省际沟通合作机制，推进跨省跨区电力交易，融入全国电力市场体系，不断扩大省外送电规模。三是实现“三个规范”，即：规范交易机构的运营，完善其市场功能；规范市场化售电业务，明确售电主体范围和准入标准；规范自备电厂管理。
辽宁省电力体制改革需解决如下问题：一是逐步理顺电价形成机制，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，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；二是有序向社会资本放开配售电业务；三是有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；四是推进交易机构相对独立、规范运行，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，促进经济社会发展；五是进一步强化政府对电力行业的统筹规划和监管职责，确保全省电力系统安全稳定运行。
改革的重点任务包括：第一，开展输配电价摸底测算，进一步开展输配电价成本调查，全面摸清辽宁电网输配电资产、成本和企业效益情况。稳妥推进发售电价格市场化，发电企业用户、售电主体通过电力市场交易的电量，其价格通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金及附加三部分组成。妥善处理电价交叉补贴。第二，推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。规范和明确市场主体，促进市场主体开展多方直接交易，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，积极参与跨省跨区电力市场交易。建立相对独立的辽宁电力交易中心，完善电力交易机构的市场功能，改革和规范电网企业运营模式。第三，完善发用电管理机制，合理确定电量计划的放开比例；建立优先购电、优先发电制度；进一步提升供需平衡保障水平。第四，放开配售电市场，多途径培育市场主体，建立市场主体准入和退出机制，鼓励社会资本投资配电业务，赋予市场主体相应的权责。第五，科学规范自备电厂管理。加强和规范自备电厂监督管理，鼓励其承担社会责任、履行调峰义务；加快自备电厂升级改造步伐。加强电力统筹规划和科学监管。切实加强电力行业统筹规划，切实加强电力行业及相关领域科学监管，减少和规范电力行业的行政审批，建立健全市场主体信用体系，抓紧修订地方电力法规。
上海市电力体制改革需要解决两方面的问题：第一，电力交易机制还不完善，运用市场化机制引导配置资源的能力还明显有待加强。上海市内机组发电的安排基本按计划来实施。上海市外受电以国家计划为主，在保障上海电力供应的同时，也出现了外来电计划外调增调减不受控且送沪电力与上海市需求不匹配、上海市电网低谷调峰困难加剧并产生了新的安全隐患等问题。第二，电价体系尚待理顺，未能及时反映供需变化，未能体现辅助服务价值。上网电价和销售电价都实行政府定价。上海市外来电比重高，但承担辅助服务的比重较小，辅助服务补偿机制尚不完善。
改革的主要目标是围绕建立健全“有法可依、政企分开、规范透明、公平合理、权责一致、监管有效”的电力体制，以市场化改革为主线，坚持安全可靠为先，坚持与优化上海能源结构相结合，积极探索交易机制，逐步理顺价格形成机制，促进高效、多元、清洁的电力供应，提升城市电力供应安全保障水平。改革的主要内容包括组建上海电力交易中心，逐步完善电力市场交易机制，以及实施抽水电量竞价交易，推进电力市场建设。
安徽省电力体制改革需解决如下问题：电力行业仍存在电价形成机制不够完善、市场有效竞争不够充分、清洁能源和分布式能源发展机制不够健全等问题；亟须通过实施电力体制综合改革，建立健全以市场化为导向的能源体系，促进电力与煤炭等相关产业协调健康发展。
改革的重点任务包括：加快推进输配电价改革，测算输配电价，明确政府性基金附加和交叉补贴；健全电网企业约束和激励机制，促进电网改进管理、降低成本、提高效率；放开竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成。建立市场化交易机制，完善省内电力直接交易机制，适时建立现货交易机制，探索建立市场化的辅助服务分担机制；建立相对独立的电力交易机构，对现有的交易中心进行股份制改造，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，明确工作规则，明确交易机构职责，设立市场管理委员会。有序推动发电计划改革。以资源消耗、环境保护为主要依据，坚持节能减排、资源综合利用和清洁能源优先上网的原则建立优先发电制度，制定放开发电计划实施方案。加强电力需求侧管理，制定完善有序的用电方案，保障优先购电权，提升应急响应水平。稳步推进售电侧改革，培育多元化售电主体，鼓励社会资本投资增量配电业务。建立分布式电源发展新机制。加强电力统筹规划管理，如建立市场主体信用评价制度，加强电力行业科学监管等。
山东省电力体制改革要解决的问题包括：生产环节中单一的计划管理体制、销售环节中统一的政府定价机制以及运营领域中统购统销的垄断经营模式越来越不适应市场经济发展的需要；在电力资源配置中市场还没有发挥决定性作用；在发电侧和售电侧等竞争性领域和环节还没有形成有效竞争，市场主体活力尚未充分释放；在政府统筹规划、依法监管、维护行业秩序方面还亟待改进和加强。
改革的主要任务包括：第一，有序推进电价改革，理顺电价形成机制，开展输配电价测算核定，分步推进发售电价格市场化，妥善处理电价交叉补贴。第二，推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。例如，规范市场主体准入标准，建立相对稳定的中长期电力市场交易机制，完善跨省跨区电力交易机制，建立有效竞争的现货交易机制，完善电力市场辅助服务机制。第三，组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。组建山东电力交易中心，完善电力交易中心功能，设立市场管理委员会，改革和规范电网企业运营模式。第四，推进发用电计划改革，更多地发挥市场机制的作用。有序放开发用电计划，建立优先发电制度，加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。第五，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。鼓励社会资本投资新增配电业务，建立售电主体准入和退出机制，多途径培育售电主体，赋予售电主体相应的权责。第六，开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。第七，加强和规范自备电厂监督管理，推动自备电厂转型升级；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
河南省电力体制改革要解决的问题包括：电网发展能力相对不足，破解全省电网瓶颈制约，尤其是解决农村电网建设滞后矛盾的资金压力巨大，迫切需要通过改革引进社会资本，加快电网发展。经济进入新常态，经济下行压力巨大，通过市场化改革，引入竞争，降低成本，增强工业企业竞争能力，成为现实需要。
改革的主要任务包括以下几个方面：第一，组建和规范运行相对独立的电力交易机构。组建河南电力交易中心，明确河南电力交易中心的职能，成立电力市场管理委员会。第二，推进输配电价改革。开展输配电价摸底测算，配合做好输配电定价成本监审工作，核定分电压等级输配电价，明确过渡期间电力直接交易的输配电价政策。第三，开展售电侧改革试点。培育售电市场主体，赋予售电市场主体相应的权责，稳步推进市场化交易，探索社会资本投资增量配电业务的有效途径，建立保底供电服务制度。第四，推进电力市场建设。建立优先购电制度，建立优先发电制度，有序放开发用电计划，建立完善电力市场交易机制，研究探索跨省跨区电力市场交易机制，建立辅助服务分担共享新机制，建立市场风险防范和应急处置机制，建立健全电力市场主体信用体系。第五，加强和规范燃煤自备电厂监督管理。科学规范自备电厂建设，加强自备电厂运营管理，推动综合利用和燃煤消减，推进自备电厂升级改造和淘汰落后机组，积极支持具备条件的自备电厂有序参与市场交易，积极发展分布式电源。第六，加强电力统筹规划和科学监管。切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，开放电网公平接入，优先发展可再生能源，实施科学有效监管。
湖北省电力体制改革需要解决如下问题：一是用电水平偏低但成本偏高。二是交易机制缺失，资源利用效率不高。三是发电企业和电力用户之间市场交易有限，未形成配售电市场；配售电侧投资主体单一，电力市场竞争机制不完善，市场配置资源的作用未得到充分发挥。四是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未形成。五是电力规划协调机制缺失，监管体系不健全。
改革的重点任务包括：有序放开发用电计划，建立优先发购电制度以保障公共服务、人民生活等用电需求。在支持清洁能源发电方面，提升清洁能源的市场竞争力，保障并网消纳，落实优先发电制度；开展绿色调度，全额收购可再生能源发电；鼓励替代燃煤自备电，支持分布式能源。在电力规划管理方面，规范燃煤热电联产项目建设管理，提高电力资源配置能力，补齐电力发展短板，加快农村电网发展，强化需求侧管理，提高供电服务的质量和水平。在电力市场建设方面，制定市场主体的准入标准，组建湖北省电力交易市场管理委员会以维护市场的公平、公正和公开；成立相对独立的交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，明确工作界限和工作流程，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台；建立相对稳定的中长期交易机制，开展现货交易、跨省区电力交易的研究。在放开售电侧方面，培育多元化售电侧市场主体，明确售电主体权责，建立售电市场准入和退出机制，探索售电试点项目和区域，鼓励社会资本投资增量配电业务。在输配电改革方面，科学核定输配电价，进一步加强对电网企业的监管，完善电网准许成本科学核定机制；对电网企业建立激励与约束机制，设立平衡账户，调节电网企业监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额；逐步放开竞争性环节电价；妥善处理交叉补贴。在市场监管方面，强化电力行业统筹规划，强化电力行业科学监管，建立健全市场主体信用体系。
湖南省电力体制改革需要解决的问题包括：用电成本在全国处于较高水平，亟须降低电力价格以缓解企业经营困难和保障民生；电力生产和消费处于相对过剩阶段，供需矛盾突出，窝电和缺电现象并存；节能、高效、环保的火电机组不能得到充分利用，部分时段部分区域出现弃水弃风现象，需要拓展市场空间；多网并存导致电力建设缺乏统筹规划，存在市场无序竞争、电网重复建设、不能公平接入等问题；电力规划制定机制尚不完善，政府监管职能转变尚未完全到位。
改革的主要任务包括以下几个方面：一是推进电价改革。开展输配电价测算核定，按照“准许成本加合理收益”的原则，核定电网准许总收入和分电压等级输配电价；明确交叉补贴；推进发售电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格。二是建立电力交易市场，以省为输配载体，不断完善市场模式，扩大市场范围。建立和完善交易规则，探索多种交易模式，鼓励市场主体参与。建立省级电力交易机构，组建相对独立的湖南电力交易中心，搭建公开透明、功能完善、规范运行的电力交易平台。交易中心在财务上独立核算、自负盈亏，由国家电网划拨经费；交易中心主要负责组织市场交易，调度机构主要负责实时平衡和系统安全。设立市场管理委员会参与电力市场相关的重大议题决策。三是推进发用电计划改革。在确保电力系统安全、供需平衡的前提下推进发用电计划改革，建立优先购电、优先发电、保底供电、保障性发电制度；积极推进电力直接交易，有序放开发用电计划。四是推进售电侧改革。选择首批试点区域，多方培育市场主体，放开相关电力计划，鼓励投资增量配电。五是加强电力市场统筹监管，推进燃煤自备电厂改革，允许自备电厂并网，保障电网无歧视接入，严格执行统一调度，鼓励参与市场交易，足额缴纳政府性基金及政策性交叉补贴。
广西壮族自治区电力体制改革要解决的问题包括：电价传导机制不顺；市场化的价格形成机制不健全，电力直接交易机制尚未有效建立；输配电改革亟须推进；地方电网问题突出，如推高电价、主辅不分、厂网不分、无序竞争、重复建设等。
改革的重点任务如下：推进电价改革，包括按照“准许成本加合理收益”的原则，分别核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价；电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费；建立对电网企业投资、成本控制、服务质量的激励和约束机制，完善监管制度；分类推进交叉补贴改革；输配电价核定前，试点建立过渡期工商业电价随购电成本联动的调整机制；逐步减少电网之间的售电量，核定趸售价格；鼓励地方电网企业通过电力直接交易向发电企业直接购电，地方电网向主电网支付过网费。推进电力市场建设，包括完善电力直接交易制度，规范市场主体准入标准，让直接交易双方自主定价，直接交易电量和容量不再纳入发用电计划，建立线上、线下电力交易撮合机制以及中长期交易、现货交易的交易机制，鼓励交易双方建立长期稳定的交易机制；输配电价改革完成前，采用价差传导方式开展直接交易；输配电价改革完成后，电网企业按电压等级收取输配电费，交易价格由交易双方自主确定，有序扩大电力直接交易规模；组建相对独立的电力交易机构，组建相对独立的、开放的、不以营利为目的的广西电力交易中心，实行独立核算；建立市场管理委员会，负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。推进售电侧改革，包括放开售电侧市场，以开放增量配电投资业务为主；加强售电侧市场监管，规范售电侧市场主体条件、责任和义务，明确售电侧市场主体的市场准入和退出规则，建立售电侧市场主体信用体系；电网企业无歧视地提供供电服务，履行保底供应商义务；多途径培育售电主体；等等。有序放开和缩减发用电计划，推进电网改革，包括厂网分开，主辅分离；整合主电网和地方电网的相关资产；推动地方电网企业转型为配售电企业。强化电网电源管理，包括电网规划建设管理，制定管理办法、强化管理职能、有序放开增量配电业务；制定风电等新能源发电项目送出工程规划，保障新能源公平并网接入，项目主体依法依规享受可再生能源接网工程补贴；优化电源布局，统筹各类电源建设规模和时序；按照环保优先、电价优先的原则，加强能源资源管理，严格自备电源管理。
海南省电力体制改革要解决的问题包括：电力交易总量小，发电侧发电主体少，市场竞争难以形成；配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立；系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大；独立的输配电价机制尚未形成；等等。
改革的主要任务包括：以大用户直接交易为突破口，逐步推动电力市场体系的建立；有序推进电价改革，完善电价形成机制；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务；引导电力用户实施需求侧管理，确保系统安全稳定运行，如开展电力需求侧响应，通过削峰或移峰填谷平抑电网峰谷差，建立辅助服务分担共享新机制；健全政府监管体制。
四川省电力体制改革需解决以下突出问题：电力配售体制复杂，供电主体服务能力参差不齐，部分县（市、区）电力基础设施建设滞后，电力服务质量有待提高；丰水期富余水电消纳矛盾突出，丰水期弃水弃电问题日益严重；电力市场化交易机制和电价形成机制尚未健全完善，电价难以及时反映用电成本、市场供求状况和环境保护支出，易导致电力资源配置发生扭曲和错配。
改革的重点任务包括以下几个方面：在电力价格改革方面，有序推进输配电价摸底测算和成本监审，全面调查摸清电网输配电资产、负债、成本和收益情况，开展输配电价成本调查及各电压等级输配电价水平测算。妥善处理电价交叉补贴，结合电价改革进程，系统梳理并逐步配套改革不同电力用户、不同电压等级、不同电源之间的交叉补贴。探索建立公益性以外的发售电价格市场形成机制，支持鼓励具备条件的发电企业、独立售电主体和电力用户开展电力直接交易，通过签订购售电协议、参与电力交易机构组织的集中竞价等方式，自主确定市场交易价格。探索“两部制”定价机制。在电力市场建设方面，完善电力市场化交易机制，规范和明确市场主体准入标准，分阶段有序推进四川省电力市场建设，完善电力市场辅助服务交易机制，完善跨省跨区电力交易机制。组建相对独立的电力交易机构，组建股份制四川电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造，搭建电力交易平台，组建电力市场管理委员会，科学界定电力交易机构和电力调度机构的职能职责。在发用电计划方面，建立优先购电制度，细化完善四川省的有序用电方案。建立优先发电制度，将纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，满足电网安全及调峰调频的电量纳入一类优先发电保障范围，将跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电、水电、余热余气余压发电、超低排放燃煤机组发电等纳入二类优先发电保障范围，通过充分安排年度发电量计划严格执行予以保障。建立健全电力电量平衡机制，探索有序放开发用电计划。在放开售电侧方面，积极培育配售电业务主体，开展社会资本投资增量配电业务试点，引导售电侧市场主体积极参与市场交易，探索建立售电侧市场主体准入和退出机制。在政府统筹监管方面，加强和规范燃煤自备电厂管理，承担社会责任，科学规划建设，鼓励参与市场交易。
贵州省电力体制改革要解决的问题包括：价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；市场化交易机制尚待完善，市场配置资源效率不高；配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立；现行“西电东送”面临供需矛盾和市场化挑战，定价机制需要进一步完善；等等。
改革的重点任务包括：输配电价改革，以转变政府输配电价监管方式、改革和规范电网运营模式为主；电力市场建设，以规范和明确市场主体、引导市场主体开展多方直接交易、建立中长期稳定的交易机制、建立相对独立的市场交易平台为主；售电侧改革，以培育售电业务主体、解除地方电力代管体制、推进兴义售电侧改革试点、放开增量配电投资业务、开展贵安新区配售电侧改革试点为主；建立跨省跨区电力交易机制。
云南省电力体制改革要解决的问题包括：交易机制缺失，资源利用效率不高；价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善；发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难；“电矿结合”的发展目标未能实现；等等。
改革的重点任务体现在以下几个方面：有序推进电价改革，理顺电价形成机制，包括单独核定输配电价、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成、妥善处理电价交叉补贴等；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，包括规范市场主体准入标准、引导市场主体开展多方直接交易、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、积极参与跨省跨区跨境电力市场交易等；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，包括定位电网企业功能、改革和规范电网企业运营模式、组建和规范运行电力交易机构、完善电力交易机构的市场职能等；推进发用电计划改革，更多地发挥市场机制的作用，包括有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节性服务功能、进行需求侧管理等；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务，包括鼓励社会资本投资配电业务、建立市场主体准入和退出机制、多途径培育市场主体、赋予市场主体相应的权责等；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，包括积极发展分布式电源、完善并网运行服务、加强和规范自备电厂监督管理、全面放开用户侧分布式电源市场等；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平，包括切实加强电力行业特别是电网的统筹规划、切实加强电力行业及相关领域的科学监管、减少和规范电力行业的行政审批、建立健全市场主体信用体系、抓紧修订地方电力法规。
陕西省电力体制改革要解决的问题包括：市场在电力资源配置中的作用尚未得到充分发挥，售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间的市场交易规模有限；电网公平开放机制尚未建立，新能源的接入和消纳受到制约；主要由市场决定的电力价格机制尚未完全形成，电力企业成本约束机制不健全，电力商品价值属性难以体现；电力规划与其他规划的衔接还不到位，站（厂）址保护、线路走廊预留、线路杆塔迁改频繁问题未能得到较好解决；立法修法工作相对滞后，制约了电力市场化改革和电力市场健康发展。
改革的主要任务包括：第一，发挥市场机制的作用，有序缩减发用电计划，保障公益性调节性发用电需求，建立优先发电机制。第二，组建陕西电力交易中心，明确电力交易中心职责，设立市场管理委员会。推进电力交易体制改革，开展市场化交易，规范市场主体准入标准，引导市场主体开展多方直接交易，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，开展跨省跨区电力直接交易试点。第三，推进输配电价改革，完善市场定价机制，制定输配电价改革试点方案，开展输配电价成本监审工作，测算符合实际的输配电价标准；推进电价交叉补贴改革，坚持保障民生、合理补偿、公平负担的原则，完善输配电价管理政策。第四，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务，鼓励社会资本投资增量配电业务，明确售电放开的市场准入条件，多途径培育市场主体，明确市场主体权责。第五，开放电网公平接入，建立可再生能源发展新机制。积极发展可再生能源和分布式能源，科学编制可再生能源开发利用规划，提高可再生能源消费比重和非水电可再生能源电量消费比重，完善并网运行服务，全面放开用户侧分布式电源市场，加强和规范自备电厂建设管理。第六，加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平，切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，切实加强电力行业及相关领域科学监管，建立健全市场主体信用体系，减少和规范电力行业的行政审批。
甘肃省电力体制改革要解决的问题包括：电力消纳能力不足，外送通道不畅，全省电力电量严重富余；发电设备利用小时连续下降、新能源弃风弃光等问题凸显；价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。
改革的重点任务包括：在已开展大用户电力直接交易的基础上，逐步扩大发电企业、售电主体和用户准入范围；在继续扩大省内电力直接交易电量规模的基础上，积极推进跨省跨区电力直接交易。在售电侧改革中，培育多元化售电主体，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，赋予市场主体相应的权责；允许符合条件的售电主体直接购电，建立市场主体准入和退出机制，形成有效的市场结构和市场体系；切实加强监管，保障各相关方的合法权益。在促进可再生能源发电方面，落实可再生能源发电全额保障性收购制度，探索形成可再生能源参与市场竞争的新机制，积极采取鼓励参与电力直接交易、置换自备电厂发电权、新能源清洁供暖示范、制定相关价格政策、推动需求发展等多种举措促进新能源消纳。在输配电环节，在国家统一指导和组织下，开展输配电定价成本监审工作，推进输配电价改革。
新疆维吾尔自治区电力体制改革要解决的问题包括：电力交易机制缺失，资源利用效率不高；价格关系没有理顺，市场定价机制尚未完全形成；全区未形成统一电网，不利于统筹调度；自备电厂装机规模大，系统调峰能力不足；可再生能源开发利用面临困难，市场消纳能力不足。
改革的重点任务具体如下：一是推进输配电价改革。全面调查电网输配电资产、成本和企业经营情况；按照“准许成本加合理收益”的原则确定电网准许总收入和分电压等级输配电价；做好输配电价成本监审；建立电力普遍服务补偿机制；摸清交叉补贴现状，研究探索电价交叉补贴额度的平衡补偿机制；改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴问题，建立平衡账户机制补贴差额。二是推进电力市场建设。首先，需要明确交易机构职能，相对独立的电力交易机构主要负责电力交易平台的建设运营和维护、市场交易主体的注册管理、组织和管理各类电力市场交易、提供电力交易结算依据及相关服务、监视和分析市场运行情况、披露和发布信息、参与拟定电力市场交易规则并配合进行分析评估、按规定收取交易相关费用；其次，成立新疆电力交易中心，为所有市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务；最后，成立市场管理委员会，主要负责研究讨论交易机构的章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。三是建立和完善电力市场交易机制。研究制定电力市场交易基本规则，制定并完善中长期电力市场交易机制，制定电力市场交易监管办法，建设与现货市场相配套的电力市场交易支持系统，探索建立电力市场信用体系。四是有序推进发用电计划改革。建立优先发电和购电制度；开展有序用电工作，有效保障供需紧张情况下居民等用电需求不受影响；将优先保障序列的用户纳入用电计划；制定放开发用电计划实施方案，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。五是推进售电侧改革，重点在于培育多元化售电主体；创新售电业务市场准入机制，以注册认定代替行政审批；实施园区型售电主体直接交易试点；鼓励社会资本投资增量配电业务；等等。六是提高系统消纳新能源能力和清洁能源利用率，例如积极促进可再生能源和资源综合利用电力消纳，鼓励可再生能源和资源综合利用发电项目优先与用户直接交易，建立完善调峰补偿市场化机制，鼓励清洁能源通过电力市场购买火电、电储能、电力用户等提供的辅助服务以促进全额消纳。七是加强和规范自备电厂的建设和运营管理。八是加强电力统筹规划和科学监管，逐步形成统一电网。
下面梳理各地区的（配）售电侧改革所面临的问题和改革的重点任务。进行（配）售电侧改革（含未批复）的地区包括黑龙江省、福建省、江西省、广东省、重庆市和新疆生产建设兵团。
黑龙江省新增电力用户的需求较大，地方政府关于售电侧改革的意愿较强。改革的重点任务包括：在开放电网公平接入的同时，放开新增配网建设，并对新增电量放开发用电计划，提高发电端和售电端的市场化交易水平，探索和完善市场化条件下交易机构的运行方式。
福建省售电侧改革亟须解决如下问题：第一，参与售电市场的市场主体还有待激发；第二，售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等尚不协调；第三，大用户直购电规模还不够大；第四，售电公司对市场的预期不明；第五，电网企业面临劳动分配率提高的压力。
售电侧改革的目的是从服务电力用户、促进经济发展和推进节能减排出发，积极培育多元化售电市场主体，多种方式发展增量配电投资业务，全面放开电力用户购电选择权，规范市场行为，构建公平公正、有序竞争的售电市场运行机制，初步建立“多买方、多卖方”的售电市场结构和体系，激发售电市场活力，提升售电服务和供电质量水平，推动实现福建省配售电行业清洁、高效、安全、可持续发展的目标。
江西省售电侧改革以临空经济区为试点，亟须解决供电能力缺口较大、配网需重新规划建设、供电存在多头管理、电力协调存在一定困难等问题。改革的重点任务包括向社会资本开放售电业务，积极培育售电市场主体，明确售电市场主体权责，建立市场准入和退出机制。放开试点地区增量配网，组建混合所有制配电公司，建立保底供电服务制度。建立健全电力交易机制，加强电力需求侧管理，推进电力信用体系建设。创新能源综合管理模式，实行差异化供电模式，开放综合能源管理市场，发挥节能服务公司优势。强化政府对电力市场的监管。
广东省售电侧改革要求：逐步向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，给电力用户用电选择权。提升售电服务质量，推动电力需求侧管理，提升能源利用效率和用户用能水平。形成电力生产者和用户的互动，提高用户的参与度，引入互联网、节能服务等技术，发挥市场配置资源的决定性作用。
改革的重点任务包括以下几个方面：第一，加快培育售电市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，供水、供气、供热等公共服务和节能服务公司、发电企业等组建售电主体，鼓励社会资本投资成立售电主体；允许电网企业组建独立法人、独立运作的售电公司；分等级、分步骤地放开售电业务。第二，明确售电市场主体权责。确保民生用电稳定有保障、电网运行安全可靠；电网企业无歧视地向售电主体及其用户提供供电服务，按规定履行保底供应商义务；电力交易机构负责全省电力市场交易组织，提供结算依据和相关服务；售电主体可采取多种方式购电。第三，构建完善的电力市场体系。逐步放开电力用户参与直接交易，保证供需电量规模保持合理比例、基本匹配；鼓励用户和售电商建立长期稳定的交易关系；引入新机制，建立竞争有序、保障有力且有利于售电公司发展的市场体系；完善电力市场交易技术支持系统，满足市场交易、监督管理和应急干预的需要。第四，建立电力需求侧市场。科学制定广东省电力需求侧管理实施方案，建设全省电力需求侧管理平台，研究构建广东省需求响应技术支持平台。第五，形成售电市场主体准入和退出机制。明确售电市场主体的市场准入、退出程序和规则；加强售电市场信用体系建设与风险防范。第六，适时建立保底供电服务机制。电力用户可自主选择是否参与电力市场；参与市场后购电价格由市场决定，无特殊原因不得退出市场；无议价能力或不参与电力市场的用户，由提供保底服务的供电企业按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则供电；企业提供保底供电服务时，电价按照政府核定的规则计算，应高于参与市场的用户用电平均价格。第七，探索新的供电营业区管理模式。保障向电力用户的安全供电和保护其合法权益，落实保底供电服务制度；对供电营业区的设立、变更实行特许经营制度；同一供电营业区内可以有多个售电公司，但仅有一家公司拥有相应配电网的经营权，并提供保底供电服务；同一售电公司可以在多个供电营业区开展售电业务。第八，加强电力市场监管。制定交易合同示范文本，规范市场主体交易行为；探索交易保证金等制度，研究建立零售市场风险防范机制；制定零售市场监管办法。
重庆市配售电改革要求有序向社会资本开放配售电业务，培育配售电侧市场竞争主体等。改革的重点任务包括以下几个方面：第一，明确配售电市场主体职能。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区、供水供气等公共服务和节能服务公司、发电企业等组建配售电主体；配售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，自主经营、自担风险、自负盈亏、自我约束；鼓励配售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值业务；同一供电营业区可以有多个售电公司，同一配售电公司可以在多个供电营业区售电；同一供电营业区只有一家售电公司拥有配电网的经营权。第二，制定配售电服务及交易市场秩序。配售电公司采取多种方式通过电力市场购电；赋予符合市场准入条件的电力用户电力交易的自主选择权；确保输配电质量和用电安全，放开增量配网投资建设业务，现有和新增电网必须无条件向用户公平无歧视开放，鼓励发展用户侧分布式电源；开展市场交易主体核准和注册；市场交易价格可通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定，参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价和政府性基金三部分组成。第三，推进输配电价改革。以核定的电力直接交易输配电价为基础，按“准许成本加合理收益”的原则测算电网分电压等级输配电价；用户或售电主体按其接入的电压等级所对应的输配电价支付过网费；逐步放开竞争性环节电力价格，实现发售电侧价格由市场形成。第四，设立配售电主体的准入和退出机制。明确配售电主体的市场准入、退出程序和规则，加强配售电市场信用体系建设与风险防范。第五，加强市场监管。建立完善的监管组织体系，制定交易合同示范文本，规范市场主体交易行为，加强配售电市场信用体系建设和风险防范，探索交易保证金制度，建立零售市场风险防范机制。
新疆生产建设兵团售电侧改革要求：通过电力购销市场化平衡，切实解决区域电力供需、稳定及质量方面存在的问题；改善区域经济发展与电价之间的矛盾，市场化调节区域保底供电以外的竞争性环节电价，还原电力的商品属性；提高售电服务质量和用户用能水平；逐步实现电力体制改革。
改革的重点任务包括以下几个方面：第一，明确市场主体职能。电网企业负责收费、结算，归集交叉补贴，代收政府性基金。国家电网新疆电力公司交易中心负责提供市场交易组织、主体注册、披露和发布市场信息、交易合同备案等服务，编制交易计划，并提交至调度机构形成调度计划，负责提供结算依据。售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营、自担风险、自负盈亏、自我约束的管理模式，逐步开展增值业务。第二，完善市场交易机制。建立售电业务准入和退出机制；完善用户准入和退出条件，允许公益性和调节性以外的用户自愿参与电力市场化交易；引导市场主体开展多方直接交易，符合准入条件的发电企业、售电公司和用户均具有自主选择权。第三，理顺价格形成机制。参与电力市场交易的用户购电价格为：（1）配电网外购电价格＝与发电企业的交易价格＋对应配电网电压等级的输电价格（含交叉补贴）＋配电价格＋售电公司合理成本及回报＋政府性基金；（2）配电网内购电价格＝与发电企业的交易价格＋配电价格＋售电公司合理成本及回报＋政策性交叉补贴＋政府性基金；（3）与发电企业的交易价格和售电公司合理成本及回报由市场竞争形成，对应配电网电压等级的输电价格（含交叉补贴）按“准许成本加合理收益”的原则核定。第四，放开配售电业务。鼓励社会资本投资运营增量配电网；加强配电网统筹规划；具有配电网运营权的企业应做好用户并网和设备投运管理，并向电网调度机构备案，切实履行对应的责任和义务。在售电侧，积极培育多元化的市场竞争主体，鼓励发电公司及社会资本投资成立售电公司；拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等服务行业企业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。第五，有序推进发用电计划改革。坚持民生用电供给，建立优先购电制度，保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电计划；建立优先发电制度，坚持节能减排和清洁能源优先发电上网；有序缩减发用电计划。第六，强化监管机制。建立信息公开机制，建立市场主体信用评价机制，强化信用评价结果应用，建立科学监管机制。