（三）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本开放配售电业务

　　13、培育多元化售电侧市场主体。多途径培育售电侧市场主体，通过售电侧市场的有序竞争，给电力用户选择权，提升售电服务质量、能源利用效率和用户用能水平。符合条件的国家和省级高新产业园区或经济技术开发区、工业园区、发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司等均可从事市场化售电业务。拥有分布式电源或新能源微网的电力用户可以成立售电公司或委托其他售电公司代理购售电业务。试点区域内，凡符合国家产业政策、单位能耗、环保排放均达到国家标准，满足湖北省售电侧市场准入条件的电力用户均可自愿进入市场，自由选择售电服务商。优化可再生能源电力直供环境，鼓励电力用户与可再生能源电力市场主体购售电买卖双方自行决定电量、电价，促进可再生能源健康快速规模开发。

 

　　14、明确售电侧市场主体权责。围绕建设交易品种齐全、功能完善、灵活高效且有利于发挥售电企业集约化、专业化等竞争优势的售电市场目标，理清售电市场各类主体的权责。

在试点区域内，拥有输电网、配电网运营权的电网企业承担其供电营业区内的保底供电服务，对营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电，无歧视地向市场主体及其用户提供各类供电服务；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，并向电力用户或其它售电商出售电能，同时符合条件的售电公司还可提供合同能源管理、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；拥有输电网、配电网运营权的电网企业，在符合规划且相关各方按规定履行社会责任、缴纳国家规定的有关费用的前提下，可由发电企业通过多种方式接入电网并通过公平交易向其用户供电；符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可自主选择与售电公司交易，或不参与市场交易。售电主体、电力用户、其他相关方通过依法签订合同，明确相应权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。

 

　　15、建立售电市场准入退出机制。按照国家关于售电侧市场主体准入与退出的标准和条件，结合湖北实际，科学确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件，明确市场准入、退出程序和规则，确保市场的规范运行；创新售电业务市场准入机制，以注册服务代替行政审批，明确“一注册、一承诺、一公示、三备案”的具体流程；研究制定拥有配电网运营权的售电公司营业区域的划分及提供保底供电服务的具体办法，强化售电市场监督管理，建立售电市场信用体系。市场准入和交易过程必须公平开放、规范透明。

 

　　16、探索售电试点项目和区域。按照“循序渐进，试点先行”的工作思路，坚持安全高效、市场主导、改革创新、科学监管的基本原则，选择条件成熟的项目和区域作为试点，探索不同类型的售电市场模式。参与试点的售电公司和电力用户必须遵守电力调度管理秩序，保障电力有序供应和电网安全稳定。通过整合新兴技术，形成电力生产和消费的互动，促进需求侧管理，提升工商业用能水平，实现电力消费的优化和进步。优先选择符合国家产业政策要求，具有电力行业从业经验及相关资质，信用良好的企业参与试点。重点扶持能将互联网、智能电网、高效节能等技术和服务带给电力用户，节能成效显著提升的售电企业。

 

　　17、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，研究探索多种融资模式投资配电业务的有效途径。以国家和省级高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区、工业园区等为重点区域，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。同时，社会资本投资增量配电网绝对控股的，在取得供电业务许可后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。对于国网湖北省电力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。

 

　　（四）加快推进输配电价改革，理顺电价形成机制

　　18、科学核定输配电价。国家已经批复湖北电网2016—2018年监管周期输配电准许收入和输配电价。我省将进一步加强对电网企业的监管，完善电网准许成本科学核定机制，逐步对各电压等级的资产、费用、供输售电量、线损率等实行独立核算、独立计量，准许成本、准许收益、税金分别在各电压等级上分摊，强化成本监审与约束。争取逐步降低输配电成本，以与湖北经济发展的阶段和地位相适应。

 

　　19、建立激励与约束机制。电网企业通过加强管理，提高效率，使其运营成本低于准许成本，节约的成本可在电网企业与用户之间分享；同时制定考核电网企业运行效率和服务质量的激励机制，电网企业服务绩效超过规定目标的，适当予以奖励，反之予以惩罚，扣罚部分准许收益。

 

　　20、建立平衡账户。通过设立平衡账户，调节电网企业监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额。当实际输配电收入高于准许收入时，多出部分进入平衡账户；当实际输配电收入低于准许收入时，不足部分由平衡账户弥补。由省价格主管部门会同相关部门提出平衡帐户调整和使用方案，经省电力体制改革领导小组审定后执行。加强对平衡帐户管理和使用的监管，具体办法另行制定。

 

　　21、逐步放开竞争性环节电价。参与电力市场交易的发电企业和售电主体及电力用户通过协商、市场竞价等方式自主决定市场交易价格，参与市场交易的用户购电价格由市场交易价、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金组成。

 

　　22、妥善处理交叉补贴。配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴。根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况，测算并单列居民、农业享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴，并向社会公布。在国家出台处理交叉补贴政策措施之前，原则上不再扩大交叉补贴。

 

　　（五）加强电力统筹规划和科学监管，维护市场公平及电力安全

　　23、强化电力行业统筹规划。强化电力行业尤其是电网的统筹规划，优化电源和电网布局，充分考虑环保要求，依法开展规划环境影响评价；增强规划透明度和公众参与度，经法定程序审核后，向社会公开。建立规划实施的检查、监管、评估、考核机制。“十三五”电力规划要突出“补短板”。深入推进政企分开，逐步改革目前由企业行使的电网规划、系统接入、运行调度、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。

 

　　24、强化电力行业科学监管。重构电力市场监管体系，省能源主管部门和国家能源局派出机构要分工合作，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务、电力安全、市场准入、平衡账户监管，加强电网公平接入，强化电网投资行为、成本及投资效率监管，对市场实施应急状态管理。

 

　　25、建立健全市场主体信用体系。建立市场主体信用评价制度，将市场主体及其法人代表、从业人员信用记录纳入统一信用平台。建立健全守信激励和失信惩戒机制，强化信用评价结果应用。建立信息公开机制，省能源主管部门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，市场主体也要按规定履行信息披露的义务。