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。