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3、积极开展园区售电试点。放开所有符合条件的省级以上园区售电业务。配售电公司可采取向发电企业协商购电、通过集中市场购电、向其他售电商购电等多种方式从事购电业务，向电力用户或其他售电商出售电能，符合条件的还可向用户提供合同能源管理、综合节能、需求响应、用户受电外部工程、用电设备维护和用电咨询等电力需求侧增值服务。向所有符合条件的市场主体放开配售电业务，形成市场竞争。拥有配电网运营权的售电公司应承担保底供电服务职责。
4、引导社会资本投资增量配电业务。研究探索多种融资模式投资配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务，投资各方共同承担新建配电网的运行维护费用。以产业园区为重点区域，有序向符合条件的市场主体开放增量配电业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的配售电公司，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权。同一供电营业区内只能有一家配售电公司拥有配电网经营权，在供电营业区内拥有与电网企业相同的权力，并履行相同的责任和义务。增量配电网需充分论证并纳入省级及以上配电网规划，充分发挥现有电网供电能力，避免重复投资。试点范围内国网湖南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。
（六）制定燃煤自备电厂管理办法，规范建设运营。制定湖南省燃煤自备电厂管理办法，从规划建设、并网运行、节能减排、市场交易、社会责任等方面规范自备电厂建设运营。
1、科学规范自备电厂建设。建立健全自备电厂准入标准，燃煤自备电厂（除背压供热机组和余热、余压、余气利用机组外）统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，严格执行火电建设相关产业政策和能效、水效、环保、安全质量等各项标准。鼓励有条件并网的燃煤自备电厂按自愿原则并网运行，电网企业应对符合规定的燃煤自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务。燃煤自备电厂与电网企业签订相关协议并经验收合格后方可并网，并网后严格服从电网的统一调度，并按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿。
2、推进自备电厂升级改造。燃煤自备电厂应按国家规定装设电能计量装置和脱硫、脱硝、除尘等环保设施，满足国家以及湖南省最新的污染物排放标准和总量控制要求。燃煤自备电厂应在2020年前实现超低排放。供电煤耗、水耗高于湖南省同类型机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的燃煤自备电厂，要因厂制宜，实施节能节水升级改造。对机组类型属于《产业结构调整指导目录》等相关产业政策规定淘汰类的，明确时间表，强制淘汰关停。
3、支持自备电厂进入市场。燃煤自备电厂归属企业自觉承担加强和规范电厂管理的主体责任，足额缴纳国家依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴及系统备用容量费。满足条件的并网燃煤自备电厂归属企业可成为合格发电市场主体，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，其自发自用以外电量可按交易规则与售电主体、电力用户进行直接交易，或通过交易机构进行交易。燃煤自备电厂无法满足自身用电需求的企业，在按规定承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。自备电厂可在国家相关法律政策范围内进行出售和转让，出售转让后其自发自用供电范围限于法人所属企业，禁止对外部供电，内部新增供电线路应按程序进行报批。
（七）加强统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。1、切实加强电力行业特别是电网建设的统筹规划。政府有关部门切实履行电力规划职责，优化电源与电网布局，加强电力规划与能源规划、地方规划与全国规划的有效衔接。电力规划经审核发布后要严格组织实施。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划的有效执行。逐步改革目前由企业行使的电网规划、标准制定等公共管理职能，由政府部门或委托第三方机构承担。
2、切实加强电力行业及相关领域科学监管。完善电力监管组织体系，省人民政府有关部门、能源监管机构按照职能分工依法履行监管职责，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务、安全运行、公平接入、电网投资、运行效率监管，并对市场实施应急管理，保障全省电力安全稳定运行。
电网企业不得对其他公民和法人设定接入电网和输配电服务方面的附加条件，确保电网对发电企业、售电主体和用户无歧视开放。
3、切实减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府职能、简政放权，按照国家要求取消、下放电力项目审批权限，有效落实电力规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规则，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。
