一、实施背景及意义
我省是全国第一人口大省，是全国重要的经济大省，2015年全省生产总值突破3.7万亿元，居全国第五位。近年来，我省按照“内节外引”能源发展方针，充分发挥地处中原区位优势和全国重要煤炭基地资源优势，着力推进全国电网枢纽和重要火电基地建设，依托哈密—郑州±800千伏直流、山西晋城—河南南阳—湖北荆门1000千伏交流特高压输变电工程，在全国建成首个跨大区特高压交直流混联电网，实现与西北电网、华北电网、华中电网互联互通，省间电力交换能力达到1300万千瓦，2015年年底全省电力装机突破6800万千瓦，居全国第八位，其中，煤电装机5880万千瓦。全省年发、用电量分别达到2559亿千瓦时、2880亿千瓦时，分别居全国第八、第六位，跨省跨区电力交易活跃，省间交换电量375亿千瓦时，是全国重要的发电、用电、跨省跨区交易市场。
多年以来，在国家发展改革委等部门支持下，我省围绕电力体制改革，开展了有益的探索和实践。2005年我省在全国率先开展大规模电力市场化外送，2006年全国首个省级电网电力交易中心在我省挂牌成立，同步推行的差别发电量计划、发电权交易等政策得到国家肯定，被国家列为全国五个节能发电调度试点省份之一。2007年全国推广电力“上大压小”河南模式。全省电力直接交易规模和范围不断扩大。积极推进电力行业节能减排，2016年10月底前全省统调燃煤机组将实现超低排放。这些探索和实践对破解电力发展和运行难题，促进电力产业转型升级，降低经济社会发展电力成本发挥了十分重要的作用，把改革创新作为促进经济社会发展的重要动力在我省电力行业内外达成广泛共识。
当前，全国电力生产和消费格局处于相对过剩阶段，我省作为电力生产和消费大省，通过改革推进电力供给侧结构性改革尤为迫切;电网发展能力相对不足，破解全省电网瓶颈制约尤其是农村电网建设滞后矛盾资金压力巨大，迫切需要通过改革引进社会资本，加快电网发展;经济进入新常态，我省经济下行压力巨大，通过市场化改革，引入竞争降低成本，增强我省工业企业竞争能力，成为现实需要。在我省进行电力体制改革综合试点，通过构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保持电力行业可持续发展，对加快去产能、降成本、补短板，促进经济转型升级具有重要意义。
二、总体思路
(一)指导思想
坚持社会主义市场经济改革方向，贯彻创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，按照国家总体部署，围绕“三放开、一独立、三强化”(有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推行交易机构相对独立，规范运行;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应)重点任务，从我省实际出发，充分考虑各方诉求和电力工业发展规律，转变政府职能和管理方式，多途径培育市场主体，努力降低电力成本、完善价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制，促进电力行业清洁、低碳、安全、高效发展，为构建现代能源支撑体系、促进全省经济持续健康发展提供有力保障。
(二)基本原则
1.政府引导、市场主导。加强政府政策引导，更好履行政府规划、调节、监管和公共服务等职责，着力构建主体多元、竞争有序、开放共享的电力市场格局，建立健全市场主体信用体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
2.整体部署、有序推进。从我省实际出发，积极作为，对全省电力体制改革目标、任务、路径作出整体设计，按照国家批复要求，分步有序推进，近期重点做好组建相对独立交易机构、推进价格改革、促进市场主体多元化和中长期市场交易等改革试点工作，总结经验后逐步深入推进。
3.安全可靠、提高效率。遵循电力技术经济规律，做好电能的生产、输送和使用动态平衡工作，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。有效引导电源投资和电网建设，积极开展电力需求侧管理和能效管理，加强电力系统统筹协调和集成优化，促进电力高效利用和成本降低。
4.清洁低碳、保障民生。切实落实清洁低碳要求，积极发展分布式电源，依照规划保障可再生能源发电全额收购，支持高效节能超低排放燃煤机组多发电，推动电力行业发展方式转变。根据全省区域、城乡差异分类施策，保障基本公共服务供给，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳。
(三)主要目标
1.近期目标(2016—2017年)。完成电力体制综合改革和专项改革方案制定和批复工作，不断完善电力直接交易规则。成立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户组成的电力市场管理委员会，按照省政府批准的章程和规则组建河南电力交易中心，开展电力市场交易服务。按照国家发展改革委部署，2017年开展输配电价改革，改革和规范电网企业运营模式。稳步推进售电侧改革试点工作，有序向社会资本放开售电业务和增量配电业务。有序放开发用电计划，建立完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制，建设中长期电力交易市场。
2.远期目标(2018年及以后)。结合电力市场化进程，研究探索交易机构股权多元化，分类推进交叉补贴改革，全面实现竞争性环节电价由市场形成。适时启动现货市场模拟运行，逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。
三、近期重点任务
(一)组建和规范运行相对独立的电力交易机构
1.组建河南电力交易中心。组建股份制河南电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。交易中心不以盈利为目的，按照省政府批准的规则为电力市场交易提供服务，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管。
2.明确河南电力交易中心职能。主要负责市场交易平台的建设、运营和管理;负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同;负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。
3.成立电力市场管理委员会。成立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的电力市场管理委员会，按类别选派代表组成，负责研究讨论河南电力交易中心章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。电力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。政府有关部门和国家能源局派出机构可以派员参加电力市场管理委员会有关会议。电力市场管理委员会审议结果经审定后执行，政府有关部门和国家能源局派出机构可以行使否决权。
(二)推进输配电价改革
1.开展输配电价摸底测算。学习借鉴输配电价改革试点省份经验，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业经营情况，全省电价水平和各类用户电价间交叉补贴数额情况，以及现有各类用户电量、各电压等级电能损耗平均水平情况等。根据全省经济社会发展规划，科学预测全社会用电需求，合理确定电网投资规模。深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题，按照国家有关规定，研究测算分电压等级输配电价。
2.配合做好输配电定价成本监审工作。按照国家发展改革委统一部署，根据《输配电定价成本监审办法(试行)》，结合我省实际，积极配合国家开展输配电定价成本交叉监审(第三方监审)工作，科学核定电网有效资产和准许成本费用，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用。
3.核定分电压等级输配电价。依据国家发展改革委审核出具的成本监审报告，结合我省实际，统筹保持电网可持续发展和努力降低社会用电成本的需要，合理确定体现我省特点的定价参数、价格调整周期等，按照“准许成本加合理收益”原则提出电网企业准许总收入和分电压等级输配电价的核定意见，报国家发展改革委批准。各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。
建立平衡账户机制，实施总收入和价格水平监管。健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。
4.明确过渡期间电力直接交易的输配电价政策。在国家发展改革委未批准输配电价前，电力直接交易采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少则销售电价调整多少，差价不变。
(三)开展售电侧改革试点
1.培育售电市场主体。在国家确定的售电侧市场主体准入和退出条件的基础上，结合我省实际，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。允许符合条件的产业集聚区(包括高新产业园区和经济技术开发区)组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，从事购售电业务;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和能源服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务;允许电网企业组建独立法人资格的售电公司，开展市场化售电业务。逐步形成多层次的售电市场主体，开展售电侧竞争。
2.赋予售电市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括用电设备维护、合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担政府性基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。
3.稳步推进市场化交易。售电公司可参加批发市场并与其他市场主体开展零售交易业务。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。购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。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。交易结果应报河南电力交易中心备案。
4.探索社会资本投资增量配电业务的有效途径。按照有利于促进配电网建设发展、提高配电网运营效率的要求，在不增加用户用电成本的情况下，以产业集聚区、大型矿区等为重点，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。国网河南省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。
5.建立保底供电服务制度。电网企业在其供电营业区内应履行保底供电服务义务，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。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，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。
(四)推进电力市场建设
1.建立优先购电制度。优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。享有优先购电的主要包括：一产用电，三产中的党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电。制定优先购电保障措施，优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期
不参与市场竞争。
2.建立优先发电制度。优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障。按照国家优先发电适用范围，我省一类优先保障包括纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，调峰调频电量，背压式供热机组发电、纳入规划保障民生的抽凝式热电联产机组采暖期发电等，按照政府定价优先出售电量;二类优先保障包括水电、余热余压余气发电等，年度计划电量按照政府定价优先出售，超年度计划电量原则上按照企业参与市场确定的价格或按照市场最低价格优先出售。
3.有序放开发用电计划。综合考虑全省经济结构、电源结构、电价水平、受电规模、供电能力、市场基础等因素，在保障电力系统安全运行、可靠供电、优先购电、优先发电的前提下，
有序放开发用电计划，剩余计划电量按照节能低碳原则安排并实施调度。
4.建立完善电力市场交易机制。建立健全购售电市场主体准入和退出机制，制定交易规则。支持市场主体通过双边或多边交易方式开展多年、年、季、月等电能量交易，鼓励市场主体开
展双边协商方式的多年电能量交易，加快市场化改革进程，建立完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。适时开展周电能量交易。
5.研究探索跨省跨区电力市场交易机制。积极落实国家能源发展战略，按照我省“内节外引”能源发展方针，在经济、节能、环保、安全的原则下，加强与输电通道送端省份的沟通协作，合
理承担辅助服务，推进跨省跨区送受电计划逐步放开，降低用户用电成本。探索推进跨省跨区输电工程建设市场化。
6.建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、备用和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务市场交易机制。按照谁受益、谁承担的原则，研究建立电力用户
参与的辅助服务分担共享机制，发挥各类型发电企业和电力用户参与辅助服务的积极性。
7.建立市场风险防范和应急处置机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应急保障机制和体系。
8.建立健全电力市场主体信用体系。加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。省政府或省政府授权部门建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，实行严格的行业禁入措施。充分发挥第三方征信机
构在电力行业信用体系建设中的作用，参与自主交易的电力市场主体应向政府引入的第三方征信机构备案。
(五)加强和规范燃煤自备电厂监督管理
1.科学规范自备电厂建设。建立健全自备电厂准入标准，新(扩)建燃煤自备电厂必须符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，除背压机组和余热、余压、余气利用机组外，新(扩)
建燃煤自备电厂项目要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，与公用火电项目同等条件参与优选。自备电厂要按照以热定电、自发自用为主的原则合理选择机型和装机规模。电网
企业应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务工作。并网自备电厂应按要求配置必要的继电保护与安全自动装置以及调度自动化、通信和电量计量等设备，切实做好并网安
全等相关工作。
2.加强自备电厂运营管理。全面落实电力行业相关规章和标准，并网自备电厂应严格执行调度纪律，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。自备电厂应公平承担社会责任，履行相应义务，参与电网调峰等辅助服务和辅助服务费用分摊。拥有自备电厂的企业按规定承担国家依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。
3.推动综合利用和燃煤消减。鼓励企业通过回收利用工业生产过程中产生的可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模的余热、余压、余气自备电厂。此类项目不占用火电建设规模，可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。余热、余压、余气自备电厂生产的电力、热力，在满足所属企业自身需求的基础上，鼓励其按有关规定参与电力交易并向周边地区供热。推动
可再生能源替代燃煤自备电厂发电。
4.推进自备电厂升级改造和淘汰落后机组。燃煤自备机组全部实现超低排放，安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管等部门和电网企业联网。对排放不符合要求的自备电厂应采取
限制生产、停产改造等措施。供电煤耗、水耗高于本省同类型机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组应实施节能节水升级改造。对机组类型属于《产业结构调整
目录》(国家发展改革委令第9号)等相关产业政策规定淘汰类的，予以强制淘汰关停。主动提前淘汰自备机组的企业，淘汰机组容量和电量可按有关规定参与市场化交易。
5.积极支持具备条件的自备电厂有序参与市场交易。符合国家产业政策，达到能效、环保指标要求，并且有剩余发电能力的自备电厂，在保持工业企业生产基本稳定基础上，按规定承担
国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，公平承担发电企业社会责任后，可成为合格发电市场主体，有序公平参与市场交易。拥有自备电厂但无法满足自身用电需要的企业，按规
定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。
6.积极发展分布式电源。支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，采用“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式积极发展分布式电源，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能
发电以及燃气热电冷联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以合同能源管理模式建设分布式电源。
(六)加强电力统筹规划和科学监管
1.切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部门认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，统筹各类电源发展，积极推动煤电一体化。加强电力规划与电源等规划之间，
地方性电力规划与全省、全国电力规划之间的有效衔接。扩大规划的覆盖面，增强权威性和科学性，提高规划的透明度和公众参与度，各种电源建设和电网布局应严格按规划有序组织实施。规
划经法定程序审核后，向社会公开。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划有效执行。
2.开放电网公平接入。加快修订和完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，适应可再生能源和分布式电源等电源灵活接入，电动汽车、储能等多元化负荷“即插即用”。保障电网对各类市场主体申请的符合国家产业政策的项目无歧视、无障碍、公平接入电网。
3.优先发展可再生能源。加强可再生能源发电与其他电源、配套电网统筹规划，合理布局新能源项目，保障规划内可再生能源无歧视、无障碍并网。落实可再生能源发电全额保障性收购制
度，纳入规划的可再生能源优先发电，在发电计划中预留空间。建立完善调峰补偿市场化机制，鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，充分发挥可再
生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源电力多发满发。
4.实施科学有效监管。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。
四、保障措施
(一)加强组织协调。成立河南省电力体制改革领导小组，制定切实可行的专项改革工作方案及有关配套措施，细化明确分工以及政府和企业责任，确保电力体制改革工作顺利推进。
(二)营造良好氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，在全社会形成推进电力体制改革的浓厚氛围，充分调动各方积极性，凝聚共识，形成工作合力。
(三)稳妥推进改革。加强市场运行情况跟踪分析，建立纠错机制，灵活应对试点工作中出现的问题，及时协调解决影响改革的各类问题，防范和化解改革过程中可能出现的风险，保持电力供需平衡，保证电网安全，保障民生用电。 来源：发改委网站
