山西省售电改，试点区六大任务
( 一) 向社会资本开放售电业务
鼓励社会资本投资成立售电公司，从事售电业务; 鼓励供水、供气、 供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务; 允许符合条件的开发区(工业园区)成立售电公司; 允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易; 允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场， 从事售电业务。 通过分等级、分步骤地放开售电业务， 培育一批具有一定规模、 专业化的售电企业，逐步形成多层次的售电市场主体，实现售电侧的充分竞争。
同一售电公司可在多个配电区域售电。
( 二) 放开试点地区增量配网
按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求， 探索社会资本投资配电业务的有效途径， 逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务， 鼓励组建配电公司。 国网江西省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务， 按照实际覆盖范围划分配电区域。 配电公司拥有独立的配电网运营权， 承担其配电区域内负有电网企业相同的权利和义务。 增量配电区域的配电价格由江西省价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定， 并报国家发展改革委备案。
新成立的配电公司应严格按照发改能源〔 2015〕 1899 号文、国能电力〔 2015〕 290 号文等要求实施配电网建设改造， 确保电网稳定运行、 安全可靠。
( 三) 建立保底供电服务制度
当售电公司终止经营或无力提供售电服务时， 电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的情况下， 按照规定的程序、 内容和质量要求向相关用户供电， 并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力的用户供电， 按照政策规定收费。
为确保无议价能力和不参与电力市场的用户， 以及参与电力市场后所选择的售电公司无法提供供电服务的用户有电可用， 电网企业以及拥有独立配电网运营权的企业对配电区域内的用户提供保底供电服务。 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供电; 参与电力市场后所选择的售电公司无法提供供电服务的用户， 应在规定时间内选择新售电公司购电， 否则将由提供保底服务的电网企业供电， 直至其与新售电公司达成购电协议。
( 四) 完善电力交易机制和管理
1. 建立健全电力交易机制。 江西电力交易中心有限公司是江西省电力市场业务的组织实施机构， 不以营利为目的， 其日常运营不受电网企业干预, 受江西省电力市场管理委员会的管理和各市场主体的监督。 在华中能源监管局和省级能源主管部门及相关部门的业务指导和监管下， 依照政府批准的章程和规则为市场主体提供规范、 公开、 透明的电力交易服务， 履行电力市场交易管理职能， 负责全省电力市场交易组织， 并提供结算依据和相关服务。 所有参与电力市场交易的用户必须严格遵守市场交易机制， 用户一旦进入交易市场后， 如果违反国家有关法律法规、 严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场， 列入黑名单， 不得再进入市场。 建立电力交易督查机制， 对各类准入交易企业的能耗、 电耗、 环保排污水平定期开展专项督查， 及时查处违规交易行为， 情节严重的要追究相关责任。
2. 推进电力信用体系建设。 建立电力市场主体信用评价制度， 建立完善市场主体企业法定代表人或主要负责人、 从业人员信用记录， 将其纳入全省统一的公共信用信息平台， 促进电力市场中各类企业信用状况透明、 可追溯、 可核查。 实行市场主体年度信息公示制度， 加大失信行为信息公开力度， 推动市场主体信息披露规范化、 制度化、 程序化。 建立健全守信激励和失信惩戒机制， 加大监管力度， 建立完善黑名单制度， 对严重失信行为且影响电力安全的， 可实施限制交易或强制性退出， 并与其他相关部门共享信息， 实施联合惩戒。
( 五) 创新能源综合管理体制
1. 实行差异化供电模式。 根据试点地区的用户性质和用电规模， 探索实行差异化供电模式。 一是大用户， 35 千伏及以上的大工业用户(或大型城市综合体、 大型居民小区)可采取大用户直接交易模式， 也可选择从售电公司或电网企业购电。 二是一般工商业用户， 可选择从售电公司购电， 也可由电网企业承担保底供电。 三是居民、 农业生产、 重要公用事业和公益性服务等用户， 主要由电网企业和有配电网运营权的售电公司承担保底供电。 另外， 对符合条件的试点地区特大用户， 在按规定缴纳政府性基金与附加等相关费用后， 可选择大用户直接交易模式， 利用
市场化交易机制， 多渠道购电; 同时， 对增量配电业务， 也可成立独立的配售电公司。 特大用户必须同时符合以下条件： 纳入省重大建设项目调度范围， 属于国家鼓励类产业项目， 年用电量超过 2 亿千瓦时， 用户电压等级 110 千伏及以上。
2. 开放综合能源管理市场。 在试点地区探索综合能源管理创新， 对促进园区招商引资、 节能减排和可持续发展， 具有较强的示范意义。 结合试点地区产业规划和综合管廊建设， 预留供热、 供汽、 供水设施及管线， 积极发展可再生能源、 天然气热电联产、 冷热电三联供等分布式能源， 实现电、 热、 冷、水、 汽等能源一体化服务体系。 开放区内综合能源管理市场， 通过招投标或特许经营等模式， 选择建设和营运主体。 支持符合国家产业政策的市场主体组建各种类型的能源服务公司， 鼓励试点地区利用区内现有的资源优势， 组建冷热电三联供能源服务公司。
3. 发挥节能服务公司优势。 鼓励社会资本参与组建采用基于合同能源管理机制运作、 以赢利为目的的专业化节能服务公司。 节能服务公司与愿意进行节能改造的用户签订节能服务合同， 为用户的节能项目提供包括节能诊断、 融资、 节能项目设计、原材料和设备采购、 施工、 调试、 监测、 培训、 运行管理等的特色性服务， 通过整合节能产业链， 采用多元化、 多层次的节能产品组合和技术路径， 为客户提供新型的、 系统的能效管理服务，降低企业生产成本， 提高能源利用效率。
4. 加强电力需求侧管理。 加快全省电力需求侧管理平台建设， 常态化、 精细化开展需求侧市场建设。 完善峰谷电价政策，引导售电商、 电能服务商等共同参与， 主动减少高峰用电 研究构建电力需求响应市场机制， 建设需求响应技术支持平台，
政府部门、 供电企业、 售电企业(电能服务商)、 用户共同参与，形成有效的电力需求响应模式， 消减社会高峰负荷需求。 鼓励售电主体提供负荷管理、 合同能源管理、 综合节能和用能咨询等增值服务。 鼓励发展用户侧分布式电源， 准许接入各电压等级的配网或终端用电系统， 允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。
( 六) 加强对电力市场的监管
建立完善的监管组织体系，及时研究、分析交易情况和信息，及时公布违反规则的行为。 制定适用于售电侧市场不同业务形态的交易合同示范文本、 大用户并网技术协议示范文本等， 规范市场主体交易行为。 根据不同层次的售电企业类别， 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， 对零售市场主体、 配电网无歧视公平开放以及交易过程及结果执行等实施监管。
