一、實施背景及意義
我省是全國第一人口大省，是全國重要的經濟大省，2015年全省生產總值突破3.7萬億元，居全國第五位。近年來，我省按照“內節外引”能源發展方針，充分發揮地處中原區位優勢和全國重要煤炭基地資源優勢，著力推進全國電網樞紐和重要火電基地建設，依托哈密—鄭州±800千伏直流、山西晉城—河南南陽—湖北荊門1000千伏交流特高壓輸變電工程，在全國建成首個跨大區特高壓交直流混聯電網，實現與西北電網、華北電網、華中電網互聯互通，省間電力交換能力達到1300萬千瓦，2015年年底全省電力裝機突破6800萬千瓦，居全國第八位，其中，煤電裝機5880萬千瓦。全省年發、用電量分別達到2559億千瓦時、2880億千瓦時，分別居全國第八、第六位，跨省跨區電力交易活躍，省間交換電量375億千瓦時，是全國重要的發電、用電、跨省跨區交易市場。
多年以來，在國家發展改革委等部門支持下，我省圍繞電力體制改革，開展了有益的探索和實踐。2005年我省在全國率先開展大規模電力市場化外送，2006年全國首個省級電網電力交易中心在我省掛牌成立，同步推行的差別發電量計劃、發電權交易等政策得到國家肯定，被國家列為全國五個節能發電調度試點省份之一。2007年全國推廣電力“上大壓小”河南模式。全省電力直接交易規模和范圍不斷擴大。積極推進電力行業節能減排，2016年10月底前全省統調燃煤機組將實現超低排放。這些探索和實踐對破解電力發展和運行難題，促進電力產業轉型升級，降低經濟社會發展電力成本發揮了十分重要的作用，把改革創新作為促進經濟社會發展的重要動力在我省電力行業內外達成廣泛共識。
當前，全國電力生產和消費格局處于相對過剩階段，我省作為電力生產和消費大省，通過改革推進電力供給側結構性改革尤為迫切;電網發展能力相對不足，破解全省電網瓶頸制約尤其是農村電網建設滯后矛盾資金壓力巨大，迫切需要通過改革引進社會資本，加快電網發展;經濟進入新常態，我省經濟下行壓力巨大，通過市場化改革，引入競爭降低成本，增強我省工業企業競爭能力，成為現實需要。在我省進行電力體制改革綜合試點，通過構建有效競爭的市場結構和市場體系，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，保持電力行業可持續發展，對加快去產能、降成本、補短板，促進經濟轉型升級具有重要意義。
二、總體思路
(一)指導思想
堅持社會主義市場經濟改革方向，貫徹創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，按照國家總體部署，圍繞“三放開、一獨立、三強化”(有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推行交易機構相對獨立，規范運行;進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應)重點任務，從我省實際出發，充分考慮各方訴求和電力工業發展規律，轉變政府職能和管理方式，多途徑培育市場主體，努力降低電力成本、完善價格形成機制，逐步打破壟斷、有序放開競爭性業務，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定電力價格的機制，促進電力行業清潔、低碳、安全、高效發展，為構建現代能源支撐體系、促進全省經濟持續健康發展提供有力保障。
(二)基本原則
1.政府引導、市場主導。加強政府政策引導，更好履行政府規劃、調節、監管和公共服務等職責，著力構建主體多元、競爭有序、開放共享的電力市場格局，建立健全市場主體信用體系，充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
2.整體部署、有序推進。從我省實際出發，積極作為，對全省電力體制改革目標、任務、路徑作出整體設計，按照國家批復要求，分步有序推進，近期重點做好組建相對獨立交易機構、推進價格改革、促進市場主體多元化和中長期市場交易等改革試點工作，總結經驗后逐步深入推進。
3.安全可靠、提高效率。遵循電力技術經濟規律，做好電能的生產、輸送和使用動態平衡工作，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應。有效引導電源投資和電網建設，積極開展電力需求側管理和能效管理，加強電力系統統籌協調和集成優化，促進電力高效利用和成本降低。
4.清潔低碳、保障民生。切實落實清潔低碳要求，積極發展分布式電源，依照規劃保障可再生能源發電全額收購，支持高效節能超低排放燃煤機組多發電，推動電力行業發展方式轉變。根據全省區域、城鄉差異分類施策，保障基本公共服務供給，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。
(三)主要目標
1.近期目標(2016—2017年)。完成電力體制綜合改革和專項改革方案制定和批復工作，不斷完善電力直接交易規則。成立由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶組成的電力市場管理委員會，按照省政府批準的章程和規則組建河南電力交易中心，開展電力市場交易服務。按照國家發展改革委部署，2017年開展輸配電價改革，改革和規范電網企業運營模式。穩步推進售電側改革試點工作，有序向社會資本放開售電業務和增量配電業務。有序放開發用電計劃，建立完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制，建設中長期電力交易市場。
2.遠期目標(2018年及以后)。結合電力市場化進程，研究探索交易機構股權多元化，分類推進交叉補貼改革，全面實現競爭性環節電價由市場形成。適時啟動現貨市場模擬運行，逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的電力市場體系。
三、近期重點任務
(一)組建和規范運行相對獨立的電力交易機構
1.組建河南電力交易中心。組建股份制河南電力交易中心，對現有的交易中心進行股份制改造。將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行。交易中心不以盈利為目的，按照省政府批準的規則為電力市場交易提供服務，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管。
2.明確河南電力交易中心職能。主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理;負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同;負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。
3.成立電力市場管理委員會。成立由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成的電力市場管理委員會，按類別選派代表組成，負責研究討論河南電力交易中心章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。電力市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制。政府有關部門和國家能源局派出機構可以派員參加電力市場管理委員會有關會議。電力市場管理委員會審議結果經審定后執行，政府有關部門和國家能源局派出機構可以行使否決權。
(二)推進輸配電價改革
1.開展輸配電價摸底測算。學習借鑒輸配電價改革試點省份經驗，全面調查摸清電網輸配電資產、成本和企業經營情況，全省電價水平和各類用戶電價間交叉補貼數額情況，以及現有各類用戶電量、各電壓等級電能損耗平均水平情況等。根據全省經濟社會發展規劃，科學預測全社會用電需求，合理確定電網投資規模。深入分析輸配電價管理中存在的主要矛盾和問題，按照國家有關規定，研究測算分電壓等級輸配電價。
2.配合做好輸配電定價成本監審工作。按照國家發展改革委統一部署，根據《輸配電定價成本監審辦法(試行)》，結合我省實際，積極配合國家開展輸配電定價成本交叉監審(第三方監審)工作，科學核定電網有效資產和準許成本費用，嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用。
3.核定分電壓等級輸配電價。依據國家發展改革委審核出具的成本監審報告，結合我省實際，統籌保持電網可持續發展和努力降低社會用電成本的需要，合理確定體現我省特點的定價參數、價格調整周期等，按照“準許成本加合理收益”原則提出電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價的核定意見，報國家發展改革委批準。各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。
建立平衡賬戶機制，實施總收入和價格水平監管。健全對電網企業的約束和激勵機制，促進電網企業改進管理，降低成本，提高效率。
4.明確過渡期間電力直接交易的輸配電價政策。在國家發展改革委未批準輸配電價前，電力直接交易采取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少則銷售電價調整多少，差價不變。
(三)開展售電側改革試點
1.培育售電市場主體。在國家確定的售電側市場主體準入和退出條件的基礎上，結合我省實際，確定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。允許符合條件的產業集聚區(包括高新產業園區和經濟技術開發區)組建售電主體直接購電;鼓勵社會資本投資成立售電主體，從事購售電業務;允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易;鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和能源服務公司從事售電業務;允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務;允許電網企業組建獨立法人資格的售電公司，開展市場化售電業務。逐步形成多層次的售電市場主體，開展售電側競爭。
2.賦予售電市場主體相應的權責。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。售電主體、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權利義務。鼓勵售電主體創新服務，向用戶提供包括用電設備維護、合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。各種電力生產方式都要嚴格按照國家有關規定承擔政府性基金、政策性交叉補貼、普遍服務、社會責任等義務。
3.穩步推進市場化交易。售電公司可參加批發市場并與其他市場主體開展零售交易業務。市場交易價格可以通過雙方自主協商確定或通過集中撮合、市場競價的方式確定。購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金三部分組成。市場有關各方應依法依規簽訂合同，明確相應的權利義務關系，約定交易、服務等事項。交易結果應報河南電力交易中心備案。
4.探索社會資本投資增量配電業務的有效途徑。按照有利于促進配電網建設發展、提高配電網運營效率的要求，在不增加用戶用電成本的情況下，以產業集聚區、大型礦區等為重點，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。國網河南省電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區域。
5.建立保底供電服務制度。電網企業在其供電營業區內應履行保底供電服務義務，履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。當售電公司終止經營或無力提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的前提下，按照規定的程序、內容和質量要求向相關用戶供電，并向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力用戶供電，按照政府規定收費。
(四)推進電力市場建設
1.建立優先購電制度。優先購電是指按照政府定價優先購買電力電量，并獲得優先用電保障。享有優先購電的主要包括：一產用電，三產中的黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、供水、供氣等重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電。制定優先購電保障措施，優先購電用戶在編制有序用電方案時列入優先保障序列，原則上不參與限電，初期
不參與市場競爭。
2.建立優先發電制度。優先發電是指按照政府定價或同等優先原則，優先出售電力電量。優先發電容量通過充分安排發電量計劃并嚴格執行予以保障，擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障。按照國家優先發電適用范圍，我省一類優先保障包括納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電，調峰調頻電量，背壓式供熱機組發電、納入規劃保障民生的抽凝式熱電聯產機組采暖期發電等，按照政府定價優先出售電量;二類優先保障包括水電、余熱余壓余氣發電等，年度計劃電量按照政府定價優先出售，超年度計劃電量原則上按照企業參與市場確定的價格或按照市場最低價格優先出售。
3.有序放開發用電計劃。綜合考慮全省經濟結構、電源結構、電價水平、受電規模、供電能力、市場基礎等因素，在保障電力系統安全運行、可靠供電、優先購電、優先發電的前提下，
有序放開發用電計劃，剩余計劃電量按照節能低碳原則安排并實施調度。
4.建立完善電力市場交易機制。建立健全購售電市場主體準入和退出機制，制定交易規則。支持市場主體通過雙邊或多邊交易方式開展多年、年、季、月等電能量交易，鼓勵市場主體開
展雙邊協商方式的多年電能量交易，加快市場化改革進程，建立完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。適時開展周電能量交易。
5.研究探索跨省跨區電力市場交易機制。積極落實國家能源發展戰略，按照我省“內節外引”能源發展方針，在經濟、節能、環保、安全的原則下，加強與輸電通道送端省份的溝通協作，合
理承擔輔助服務，推進跨省跨區送受電計劃逐步放開，降低用戶用電成本。探索推進跨省跨區輸電工程建設市場化。
6.建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、備用和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企業輔助服務市場交易機制。按照誰受益、誰承擔的原則，研究建立電力用戶
參與的輔助服務分擔共享機制，發揮各類型發電企業和電力用戶參與輔助服務的積極性。
7.建立市場風險防范和應急處置機制。不斷完善市場操縱力評價標準，加強預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。通過實施需求響應和有序用電方案，完善電力電量平衡的應急保障機制和體系。
8.建立健全電力市場主體信用體系。加強市場主體誠信建設，規范市場秩序。省政府或省政府授權部門建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，將其納入統一的信用信息平臺，使各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對企業和個人的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安全的，實行嚴格的行業禁入措施。充分發揮第三方征信機
構在電力行業信用體系建設中的作用，參與自主交易的電力市場主體應向政府引入的第三方征信機構備案。
(五)加強和規范燃煤自備電廠監督管理
1.科學規范自備電廠建設。建立健全自備電廠準入標準，新(擴)建燃煤自備電廠必須符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，除背壓機組和余熱、余壓、余氣利用機組外，新(擴)
建燃煤自備電廠項目要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃，與公用火電項目同等條件參與優選。自備電廠要按照以熱定電、自發自用為主的原則合理選擇機型和裝機規模。電網
企業應對符合規定的自備電廠無歧視開放電網，做好系統接入服務工作。并網自備電廠應按要求配置必要的繼電保護與安全自動裝置以及調度自動化、通信和電量計量等設備，切實做好并網安
全等相關工作。
2.加強自備電廠運營管理。全面落實電力行業相關規章和標準，并網自備電廠應嚴格執行調度紀律，主動承擔維護電力系統安全穩定運行的責任和義務。自備電廠應公平承擔社會責任，履行相應義務，參與電網調峰等輔助服務和輔助服務費用分攤。擁有自備電廠的企業按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費。
3.推動綜合利用和燃煤消減。鼓勵企業通過回收利用工業生產過程中產生的可利用的熱能、壓差以及余氣等建設相應規模的余熱、余壓、余氣自備電廠。此類項目不占用火電建設規模，可按有關規定減免政策性交叉補貼和系統備用費。余熱、余壓、余氣自備電廠生產的電力、熱力，在滿足所屬企業自身需求的基礎上，鼓勵其按有關規定參與電力交易并向周邊地區供熱。推動
可再生能源替代燃煤自備電廠發電。
4.推進自備電廠升級改造和淘汰落后機組。燃煤自備機組全部實現超低排放，安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管等部門和電網企業聯網。對排放不符合要求的自備電廠應采取
限制生產、停產改造等措施。供電煤耗、水耗高于本省同類型機組平均水平5克/千瓦時、0.5千克/千瓦時及以上的自備燃煤發電機組應實施節能節水升級改造。對機組類型屬于《產業結構調整
目錄》(國家發展改革委令第9號)等相關產業政策規定淘汰類的，予以強制淘汰關停。主動提前淘汰自備機組的企業，淘汰機組容量和電量可按有關規定參與市場化交易。
5.積極支持具備條件的自備電廠有序參與市場交易。符合國家產業政策，達到能效、環保指標要求，并且有剩余發電能力的自備電廠，在保持工業企業生產基本穩定基礎上，按規定承擔
國家依法合規設立的政府性基金以及政策性交叉補貼，公平承擔發電企業社會責任后，可成為合格發電市場主體，有序公平參與市場交易。擁有自備電廠但無法滿足自身用電需要的企業，按規
定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及政策性交叉補貼后，可視為普通電力用戶，平等參與市場購電。
6.積極發展分布式電源。支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，采用“自發自用、余量上網、電網調節”運營模式積極發展分布式電源，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能
發電以及燃氣熱電冷聯產等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以合同能源管理模式建設分布式電源。
(六)加強電力統籌規劃和科學監管
1.切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃。政府有關部門認真履行電力規劃職責，優化電源與電網布局，統籌各類電源發展，積極推動煤電一體化。加強電力規劃與電源等規劃之間，
地方性電力規劃與全省、全國電力規劃之間的有效銜接。擴大規劃的覆蓋面，增強權威性和科學性，提高規劃的透明度和公眾參與度，各種電源建設和電網布局應嚴格按規劃有序組織實施。規
劃經法定程序審核后，向社會公開。建立規劃實施檢查、監督、評估、考核工作機制，保障電力規劃有效執行。
2.開放電網公平接入。加快修訂和完善接入電網的技術標準、工程規范和相關管理辦法，適應可再生能源和分布式電源等電源靈活接入，電動汽車、儲能等多元化負荷“即插即用”。保障電網對各類市場主體申請的符合國家產業政策的項目無歧視、無障礙、公平接入電網。
3.優先發展可再生能源。加強可再生能源發電與其他電源、配套電網統籌規劃，合理布局新能源項目，保障規劃內可再生能源無歧視、無障礙并網。落實可再生能源發電全額保障性收購制
度，納入規劃的可再生能源優先發電，在發電計劃中預留空間。建立完善調峰補償市場化機制，鼓勵超出保障性收購電量范圍的可再生能源發電量參與各種形式的電力市場交易，充分發揮可再
生能源電力邊際成本低的優勢，通過市場競爭的方式實現優先發電，促進可再生能源電力多發滿發。
4.實施科學有效監管。完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源并網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。加強和完善行業協會自律、協調、監督、服務的功能，充分發揮其在政府、用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。
四、保障措施
(一)加強組織協調。成立河南省電力體制改革領導小組，制定切實可行的專項改革工作方案及有關配套措施，細化明確分工以及政府和企業責任，確保電力體制改革工作順利推進。
(二)營造良好氛圍。加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣傳報道，在全社會形成推進電力體制改革的濃厚氛圍，充分調動各方積極性，凝聚共識，形成工作合力。
(三)穩妥推進改革。加強市場運行情況跟蹤分析，建立糾錯機制，靈活應對試點工作中出現的問題，及時協調解決影響改革的各類問題，防范和化解改革過程中可能出現的風險，保持電力供需平衡，保證電網安全，保障民生用電。 來源：發改委網站
