（三）放开增量配电投资业务

　　鼓励社会资本有序投资、运营增量配网，促进配网建设发展，提高配网运营效率。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电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。加强配网统筹规划，增强规划的透明度和公众参与度。配网布局必须严格按照规划有序组织实施。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运营效率监管。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。 

　　（四）完善市场化交易机制 

　　1.交易组织

　　由电力交易机构负责市场交易组织，披露和发布市场信息，提供结算依据和服务，根据交易结果制定交易实施计划，对市场主体及交易合同等进行备案。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。 

　　为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，建立由电网企业、发电企业、售电公司、电力用户等组成的市场管理委员会，负责研究讨论电力交易规则，协调市场运行相关事项等。市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制。 

　　2.交易方式 

　　市场交易包括批发和零售交易。在电力交易机构注册的发电公司、售电公司、电力用户等市场主体可以自主双边交易，也可以参与交易机构组织的集中交易。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。 

　　3.交易要求 

　　参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到电力交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。鼓励用户与售电主体自主签订中长期双边交易合同。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报电力交易机构备案。 

　　符合准入条件的电力用户，选择进入市场后，原则上应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电，且在一年内不可退出，初期可以根据电力用户实际情况自主确定进入市场的电量。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电公司购电的用户，由所在地电网企业提供保底供电服务并按政府定价购电。 

　　4.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。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，继续执行福建省的目录销售电价。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福建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。 

　　5.结算方式

　　发电公司、电网企业、售电公司和电力用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据。电网企业的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；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发票；独立的售电公司，由电网企业负责电费结算并开具发票。条件成熟时，探索多种电费结算模式。 

　　负责收费、结算的电网企业和拥有配电网运营权的售电公司，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司、电力用户结算电费。 

　　三、保障措施 

　　（一）建立售电市场主体准入和退出机制 

　　根据国家有关规定，研究制定福建省售电市场主体管理办法，明确售电市场主体的市场准入、退出程序和规则。售电市场主体准入不实行行政审批，采取“一注册、一承诺、一公示、三备案”方式。 

　　“一注册”，就是符合准入条件的自主交易市场主体选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。 

　　“一承诺”，就是申请获取交易资格时，自主交易市场主体应按要求提交与准入条件相应的材料，并按固定格式签署信用承诺书。 

　　“一公示”，就是电力交易机构通过政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。电力交易机构将公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。  

　　“三备案”，就是电力交易机构按月汇总注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案。市场主体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。强制退出的市场主体由福建省政府或省政府授权部门在目录中删除，电力交易机构取消注册，相关部门按照职能做出相应处理，向社会公示。市场主体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。 

　　（二）建立售电市场信用体系 

　　研究建立售电市场主体信用评价机制，将市场主体信用体系纳入全省社会信用体系建设统筹安排。建立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，纳入全省统一的公共信用信息平台。建立健全守信激励和失信惩戒机制，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。 

　　（三）建立售电市场风险防范机制 

　　根据不同层次的售电公司类别，探索交易保证金制度，研究建立零售市场风险防范机制，防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时，能源监管机构及福建省或省政府授权部门可对市场进行强制干预。 

　　（四）建立售电市场信息公开和披露机制  

　　建立信息公开机制，福建省政府或省政府授权部门、能源监管机构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、行政执法等信息。市场主体在政府指定网站公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报，依据规定报送企业有关生产经营等信息。 

　　（五）探索新的供电业务管理模式 

　　能源监管机构会同福建省政府授权部门，研究适应电力体制改革新形势的电力业务许可证（供电类）及营业区管理办法，改进省内供电营业区制度，加强供电类电力业务许可证的管理，维护电力市场秩序，保障电力用户安全供电及合法权益，落实保底供电服务制度。 

　　（六）进一步完善电力市场交易平台 

　　按照国家有关规定，抓紧成立福建电力交易中心。修订完善交易规则，明确市场主体职责、交易方式、交易执行等规定，对交易平台加强监管。完善现有电力市场交易技术支持系统，充实电力交易机构人员队伍，满足市场运行要求。遵守售电业务放开要求，完善现有电力营销业务技术支持系统，调整业务流程，更新业务表单，满足市场化售电业务办理要求。 

　　（七）加强配网规划 

　　优化电源、电网布局，提高规划的透明度和公众参与度，做好电源规划、电网规划及有关规划的有效衔接，避免重复建设和联网障碍，建立相应的监督检查和评估考核机制，确保配电网建设按照规划组织实施。 

　　（八）加强政府监管 

　　能源监管机构和福建省政府授权部门，依据职责，加强市场主体和交易机构的市场行为监管，建立完善的监管组织体系，规范市场主体交易行为；制定零售市场监管办法，对零售市场力、电网无歧视公平开放、交易过程及结果执行等实施监管。 

　　四、组织实施 

　　为加强领导，推动试点工作顺利开展，在国家发展改革委、国家能源局的领导和指导下，由福建省发改委牵头，省经信委、省物价局、福建能源监管办、国网福建省电力有限公司等单位，按照分工做好各自职责范围内工作。 

　　福建省发改委牵头负责售电侧改革试点方案及实施细则的制定，试点工作的总体组织、协调和推进，以及试点区域选择等工作；省经信委牵头负责电力运行管理、发用电计划放开、信用体系建设、售电主体的准入和退出等相关工作；省物价局牵头负责输配电价等工作；福建能源监管办牵头负责市场规则制订，对市场秩序和交易行为、市场主体准入等实施监管；国网福建省电力有限公司负责电网安全稳定运行、普遍服务、电网无歧视开放等工作，在相对独立的电力交易机构成立之前，承担电力交易组织和平台完善工作。各部门按照职能分工配合牵头部门做好有关工作。