对于历史形成的，国网北京市电力公司以外的存量配电资产，可视为增量配电业务。

国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。制定我市电力体制改革配套落实文件，建立健全工作机制，细化职责分工，明确市场规则和市场主体准入条件，确保电力体制改革有序推进。

重点开展以下工作：会同天津市政府、河北省政府和国家能源局华北监管局，成立京津冀电力交易机构筹备委员会;配合国家发展改革委、国家能源局制定京津冀电力交易机构组建方案、监管办法以及京津冀电力市场建设方案，确定京津冀电力交易机构主要业务及业务开展模式等;支持京津冀电力交易机构成立市场管理委员会。推进全市大用户、售电主体与发电企业直接交易。经征求经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)成员单位意见，现函复如下：一、同意北京市开展电力体制改革综合试点。一、总体思路坚持社会主义市场经济改革方向，牢牢把握首都城市战略定位，深入实施京津冀协同发展战略，遵循电力系统运行规律，坚持安全第一，按照三放开、一独立、三强化的总体要求，结合首都电力行业发展实际，积极开展电力体制改革综合试点，着力推进输配电价改革、电力交易市场建设、电动汽车充电设施建设、可再生能源发展、配售电业务放开试点等工作，释放市场活力，坚持科学监管，提高资源利用效率，为首都电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供有力保障。二、加强组织领导，加快改革实施。

重点开展以下工作：研究建立我市可再生能源目标引导和考核制度，到2020年非水可再生能源电力消费占全市电力消费比重达到10%以上;政府及公共机构率先使用绿色电力，并研究制定绿色电力自愿认购制度，鼓励企业、社会单位及家庭使用绿色电力;支持利用能源互联网技术、微电网技术等提高可再生能源就地消纳能力，支持可再生能源电源就近向电力用户售电;鼓励社会资本投资建设可再生能源发电设施，完善可再生能源发电设施接入电网支持政策。三、主要任务(一)推进输配电价改革工作。中央督察组分兵督查后，电改落地进入了火箭速度。

以园区型售电区域作为突破口，安排兰州新区、平凉工业园区、酒泉瓜州资源综合利用产业园区3个园区作为我省第一批售电侧专项改革试点单位，有序推进全省售电侧专项改革试点工作。输配电价全国覆盖提前至今年9月启动。此外，华北区域作为唯一一个输配电价核定试点区域，随着京津冀电力市场建设的推进，有可能后来居上，成为电力市场推进的领头羊。形成健全的电力市场监管规则体系。

先期选取电力自供区、部分工业园区等组建售电主体参与市场竞争。2、放开增量配电投资业务。

进一步推进电价市场化改革，放开竞争性环节价格，建立主要由市场决定价格的机制。探索推进电动汽车参与电网储能和调峰。新建的供电范围清晰且相对独立的配电网络，可列入配电投资业务放开范围。4、推进电力辅助服务市场化建设。

9月6日，国家发改委一日批复了5地不同电改方案。通过培育配售电业务主体，逐步放开增量配电投资业务，形成售电侧竞争市场。3、培育多元化售电主体。成立甘肃电力交易中心。

甘肃电力交易中心不以盈利为目的，交易业务与电网的其他业务分开。开展以园区型为主的售电侧试点工作。

初步完成售电侧改革试点，售电公司作为市场主体参与电力直接交易。发电企业同售电公司或其他电力用户自主协商或通过集中撮合、市场竞价的方式确定电力交易价格。

对于历史形成的，国网甘肃省电力公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电业务。甘肃省电力体制改革试点方案第一阶段目标（20162017年）：初步构建电力市场化体系，完善电力直接交易机制，扩大电力直接交易规模。2、推进京津冀电力交易市场建设。参与市场交易的用户购电价格由与发电企业的交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。市场交易包括批发和零售交易。放开的发用电计划电量通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划电量执行政府规定的电价。

拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，在供电营业区内拥有与其他电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。

5、推进可再生能源发展。海南省电力基本上是由海南电网公司实行统购统销，电网建设及终端销售完全依靠海南电网公司一家，尚未形成配售电市场，也未建立社会资本进入配售电市场投资机制，售电侧竞争机制难于形成。

鼓励增量配网投资主体参与电动汽车充电设施建设。组建股份制甘肃电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。

3、推进电动汽车充电设施建设。试点园区的原有配电网资产，可以资产入股或折价转让给售电公司。社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司。此前多地对于电力交易中心的主导权颇多争夺，有关部门还明确要求电网企业支持地方政府组建股份制交易中心，国家电网坚持独资成立交易中心的思路在山西、重庆、湖北最先被打破，各地都想争相效仿。

试点内容：在保障优先发电、优先用电的前提下，有序放开发用电计划，逐步扩大交易电量规模，现阶段对直接交易电量总规模进行有序控制。独立的输配电价机制尚未形成。

售电侧改革试点在前期的广东、重庆、新疆生产建设兵团外，新增福建和黑龙江，售电侧改革扩展到5个地方。110千伏工业园区变电站2座，主变容量50兆伏安。

到2020年非水可再生能源电力消费占全市电力消费比重达到10%以上。广东之外，重庆售电侧改革9月初实现突破，成立国家电网辖区首家电网相对控股、发电和地方能源企业参与的交易中心。

配合国家发展改革委核定华北电网输电网络输电电价。220千伏鹤南变电站1座，主变容量120兆伏安，最大负荷42兆瓦。对于历史形成的国网公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。3、完善市场化交易机制。

此前，发改委在8月底表示，电改时间提前。鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。

广东的售电侧改革引入市场竞价交易，激起了很大的想象空间。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

海南省电力体制改革试点方案海南省目前电力交易总量小，发电侧发电主体少。除优先发用电计划外，逐步实现其他上网电量以市场交易为主，不再纳入发用电计划。