2、组建电力交易机构。成立甘肃电力交易中心。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。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。
3、培育多元化售电主体。开展以园区型为主的售电侧试点工作。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。
4、鼓励社会资本投资增量配电业务。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，以园区型相对集中的负荷等为重点。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。
5、开展可再生能源就近消纳试点。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等多种举措促进新能源就近消纳。
黑龙江省售电侧改革试点方案
选定在黑龙江鹤岗经济开发区先行开展售电侧改革试点，探索建立竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。
目前鹤岗经济开发区全部由国家电网供电，主要有500千伏变电站1座，750兆伏安主变压器1组；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；110千伏工业园区变电站2座，主变容量50兆伏安。
1、有序放开试点区域发用电计划。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。
2、理顺电价形成机制。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。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。
3、放开增量配电业务。试点区域内鼓励以混合所有制发展配电业务。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。国网黑龙江省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务。
4、完善交易结算方式。组建股份制黑龙江电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造，依托黑龙江电力交易中心开展市场化交易，制定详细的交易规则，逐步完善交易模式和交易机制。
福建省售电侧改革试点方案
福建境内的售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司；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；不拥有配电网运营权的独立售电公司。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有配电网运营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。
1、开放用户购电选择权。逐步放开10千伏及以上工商业用户购电选择权，条件成熟后全面放开用户的购电选择权，并采用负面清单方式，实行动态管理。
2、放开增量配电投资业务。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，以高新产业园区、经济开发区、循环经济园区、工业园区及农村电网为重点，向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。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。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。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。
3、完善市场化交易机制。组建股份制福建电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。
4、交易方式。市场交易包括批发和零售交易。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。
5、交易价格。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。市场交易价格可以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。
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。配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。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。独立的输配电价机制尚未形成。
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。先期适当放开110千伏以上专变大用户与发电企业直接交易，逐步放开10千伏及以上专变用户，交易价格按市场规则形成。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准。
结合海南实际情况，出台售电主体准入、退出管理规定，制定增量配电投资业务放开细则。适时成立电力交易机构，承担电力市场交易管理职能。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；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。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。
