发改委：同意河北省开展售电侧改革试点（附全文）-第3页-北极星输配电网

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（三）退出程序

1．有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：一是隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；二是严重违反市场交易规则，且拒不整改的；三是依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；四是企业违反信用承诺且拒不整改或信用评级降低为不适合继续参与市场交易的；五是被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；六是法律、法规规定的其他情形。

2．售电公司被强制退出，其所有已签订的但尚未履行的购售电合同由省发展改革委征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网公司保底供电，并处理好其他相关事宜。

3．售电公司自愿退出售电市场的，应提前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

4．拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网公司接收并提供保底供电服务。

5．电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后，应通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日，公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。省发展改革委在确认售电公司符合强制退出条件后，应通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日，公示期满无异议的，方可对该售电公司实施强制退出。

6．电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，向华北能源监管局、省发展改革委和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。

五、增量配网的投资和运营

鼓励社会资本有序投资、运营增量配网。社会投资方与当地政府签署配网投资意向后，可向省发展改革委申请增量配网投资业务。获得批复后，由投资方组织成立拥有配电网经营权的售电公司（以下简称配售电企业）。配售电企业与当地政府签订特许经营协议，并按当地配网规划开展区域内的配电网建设。对于历史形成的国网河北省电力公司和冀北电力有限公司以外的存量配电资产，视同增量配电业务，并按实际电网覆盖范围确定配电区范围。

当地政府要加强配网统筹规划，增强规划的透明度和公众参与度，配网建设必须严格按照规划有序组织实施。配售电企业要与上一级电网企业签署并网协议。允许配售电企业经营区域整体参与直接交易。配售电企业营业区域内，新增电力用户向配售电企业提交用电报装申请。配售电企业应为用户高效办理电网接入手续。任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。

配售电企业应客观及时地公开相关区域内10千伏至110千伏电力设施线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔数量、已批复待接入容量、实际接入容量等基本情况。配售电企业应向其他售电企业公平开放其配电网。配售电企业无法履行基本社会责任时，由省发展改革委指定其他电网企业代为履行。

六、交易要求

市场交易主体可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。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。市场交易主体应依规签订电网公司参与的交易合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。交易合同和交易结果应向交易机构、省发展改革委、华北能源监管局备案。

交易机构负责交易组织，提供结算依据和服务。电网企业负责收费、结算，代收政府性基金及附加，并按合同规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。

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前提下，按照合同规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电。

七、交易价格及方式

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。

配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。向配电区域外电源购电的，购电价格由发电企业的交易价格、对应配电网电压等级的输电价格（含线损和政策性交叉补贴）、配电价格以及政府性基金及附加等四部分组成。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格,配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电价格，以及政府性基金及附加组成；居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电，继续执行河北省的目录销售电价。配电区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收、省级电网企业代缴。暂未核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

增量配电区域的配电价格由河北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。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。妥善处理电价交叉补贴，过渡期间由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，也可由省级价格主管部门明确过渡期标准或处理方式，纳入下一步输配电价改革统筹平衡。

按照国家有关要求，在推进用户与发电企业直接交易的同时，支持售电主体参与交易。允许配售电企业经营区域整体参与交易，鼓励售电公司向用户和发电企业提供增值服务。根据交易需要，用户、配售电企业、售电公司、电网公司、发电企业之间可采取多种方式签订交易合同。电网企业的售电公司和拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票，独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。

八、保障措施

（一）加强组织领导。省深化电力体制改革领导小组办公室密切跟踪试点动态，协调解决改革工作中存在的问题，对售电侧改革工作总体情况及时进行总结，宣传典型做法，推广成功经验。各地方政府加强领导，建立健全工作机制，全面负责本地区改革试点工作，改革试点情况及时总结上报。

（二）推进信用体系建设。建立信息公开机制和市场主体信用评价机制，省发展改革委会同华北能源监管局定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息，并依据企业履约情况等市场行为，建立市场主体信用评价制度，评价结果向社会公示。

（三）强化市场监管。华北能源监管局会同省发展改革委进一步完善市场监管体系，及时研究、分析电力交易情况和信息，公布违反规则的行为。制定适用于配售电市场不同业务形态的交易合同范本、用户并网技术协议范本等，规范市场主体交易行为。根据不同层次的配售电企业类别，探索交易保证金制度，防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况下，政府可对市场进行强制干预。

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