二、存在問題
（一）電力交易總量小，發電側發電主體少。海南省電力市場相對獨立，以滿足自身需求，自我平衡為主。電力交易總量小，發電側發電主體少，核電只有一家，煤電裝機華能集團占比較大，市場競爭難以形成。
（二）配售電及投資主體單一，售電側競爭機制未建立。
海南省電力基本上是由海南電網公司實行統購統銷，電網建設及終端銷售完全依靠海南電網公司一家，尚未形成配售電市場，也未建立社會資本進入配售電市場投資機制，售電側競爭機制難于形成。
（三）系統峰谷差不斷加大，系統安全運行壓力大。2015年海南省統調最大峰谷差156.5萬千瓦，年平均峰谷差率34.4%，年平均負荷率79.9%。負荷穩定的工業用戶比例偏小，商業和居民用戶比重偏大，電網調峰壓力大。同時，核電和新能源裝機比重不斷加大，系統調峰壓力不斷加大。
（四）獨立的輸配電價機制尚未形成。電網是實現大用戶和發電企業進行直接交易的基礎,建立獨立的輸配電價機制是推進電力市場化改革的重要內容。由于目前還沒有形成獨立的輸配電定價機制,電力市場化改革效應尚難有效釋放。
三、指導思想和改革思路
（一）指導思想：立足我省電力供應“安全、可靠、綠色、高效”，從我省電力發展實際出發，借鑒省外成功經驗，以大用戶直接交易為切入點，逐步探索電力市場體系建設，不斷完善政策法規。同時考慮電力需實時平衡特殊商品屬性，逐步建立輔助服務分擔共享機制，確保海南島嶼型電網安全穩定運行，為今后現貨交易打下基礎。電力市場推進過程中，做好與南方區域市場之間的銜接。
（二）基本思路：海南省深化電力體制改革宜由簡到繁，先以大用戶直接交易為突破口，逐步推動改革。即以大用戶直接交易為切入點，逐步推動電力市場體系的建立；建立過渡時期輸配電價，遠期以分電壓等級核定輸配電價為突破口，有序推進電價改革；有序向社會資本放開配售電業務為突破口，穩步推進售電側改革；完善電價形成機制，引導電力用戶實施需求側管理，開展電力需求側響應，通過削峰或移峰填谷，平抑電網峰谷差，確保系統安全穩定運行。
四、試點主要內容
（一）大用戶直接交易：在保障優先發電、優先用電的前提下，有序放開發用電計劃，逐步擴大交易電量規模，現階段對直接交易電量總規模進行有序控制。先期適當放開110千伏以上專變大用戶與發電企業直接交易，逐步放開10千伏及以上專變用戶，交易價格按市場規則形成。參與直接交易企業的單位能耗、環保排放均應達到國家標準。近期參加直接交易發電企業為省內統調火電機組，遠期將適時逐步向其他發電企業放開。未開放的用戶暫維持現行由電網統購統銷的辦法，現有的自供區、增量配電公司等，可采取躉售方式向電網公司購電，也可以向發電公司購電。
（二）培育售電主體：根據國家政策要求，結合海南實
際情況，出臺售電主體準入、退出管理規定，制定增量配電投資業務放開細則。適時成立電力交易機構，承擔電力市場交易管理職能。先期選取電力自供區、部分工業園區等組建售電主體參與市場競爭；鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售。通過培育配售電業務主體，逐步放開增量配電投資業務，形成售電側競爭市場。
（三）建立輸配電價：明確過渡階段輸配電價按保持電網購銷差價不變的方式執行；同步按照國家發改委部署開展分電壓等級核定輸配電價。
（四）建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善輔助服務考核新機制和補償機制。售電側，根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。