阿瓦雷兹：明年第一战打戈洛夫金

建立市场主体信用评价制度，强化信用评价结果应用，有效防范市场风险。

来自国网湖北电力的数据显示，该公司今年8月份完成售电量145.77亿千瓦时，其中居民用电增幅达20.92%，单月售电量创历史新高。国网湖北电力营销部主任舒旭辉介绍，目前，我国居民年人均生活用电量为529千瓦时，仅为美国的12.3%、欧盟的24%、韩国的39.1%，居民生活电气化水平处于较低阶段，而湖北省农村居民年人均生活用电量仅为全国水平的70%，城乡居民用电潜力和市场空间巨大。

该公司突出绿色发展理念，实施百企清洁替代行动，在工业陶瓷、玻璃制造和精密铸造行业，推广200台电窑炉。实施万千暖冬行动，力争完成万户居民家庭、千所中小学校、幼儿园及企事业单位碳晶电采暖推广。为此，国网湖北电力加快农网改造步伐，释放县域经济用电潜力。1～8月，该公司通过精准营销，累计完成售电量923.90亿千瓦时，同比增长5.61%，位居国家电网公司前列。实施电气化+行动，大力推进农村和农业电气化，推广粮库大米电烘干和生鲜农产品冷冻储藏技术

《规则》明确，根据京津唐电网实际情况，直接交易以协商交易为主、集中竞价为辅。负责将相关信息按结算范围分送至省(市)交易机构;监视和分析市场运行情况;规划、建设、运营和维护京津唐直接交易平台的技术支持系统，并保障与相关调度机构、交易机构、市场主体以及监管机构的互联互通;经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干预市场;配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;按规定披露和发布信息;其他法律法规所赋予的权利和责任。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.核定分电压等级输配电价。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。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。5.研究探索跨省跨区电力市场交易机制。

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。2.明确河南电力交易中心职能。

2.远期目标(2018年及以后)。3.成立电力市场管理委员会。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。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。

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。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。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。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。

4.建立完善电力市场交易机制。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。

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。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。

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。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。适时开展周电能量交易。(三)开展售电侧改革试点1.培育售电市场主体。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。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。

推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。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。

探索推进跨省跨区输电工程建设市场化。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。

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。规划经法定程序审核后，向社会公开。

工以及政府和企业责任，确保电力体制改革工作顺利推进。2.配合做好输配电定价成本监审工作。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。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。

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。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。

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。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。

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。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。

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。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。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。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。

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)等相关文件精神，深入推进电力体制改革，促进我省电力行业又好又快发展和全省经济转型升级，结合我省实际，制定本方案。全省电力直接交易规模和范围不断扩大。

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。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。

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。6.建立辅助服务分担共享新机制。

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