（4）对按最大需量计费的两路及以上进线用户，各路进线分别计算最大需量，累加计收基本电费。

同时，因电网公司内部程序方面要求，导致供配电工程建设滞后于房地产开发项目整体工程进度。即，若是由开发商自主建设的居民住宅小区供配电设施，供电企业不得收费。

自今年9月份开展商业峰谷分时电价试点，即对不适宜错峰用电的商业企业暂停峰谷分时电价，试点执行平段目录电价，每千瓦时降价标准0.3711元，年降低商业企业用电成本约1.8亿元。从今年1月1日起，一般工商业用电每千瓦时降低1.39分钱。力争到2020年，将我省建成国家重要的新能源综合利用基地、新能源生产基地、新能源科技进步基地和新能源体制机制创新基地。2013年11月，按照有关要求，经反复研究论证，依法开展成本监审，参考外省收费政策及标准，按照合理补偿成本、排除垄断原则，印发出台了《关于新建居民住宅供配电工程建设暂行收费标准的通知》。同时，绝大部分商业用户不适宜错峰运行。

以上政策措施全面落实后，预计全年电价降成本总金额超过40亿元，将对我省深入推进供给侧结构性改革，有效降低实体经济用电成本，促进全省经济稳增长起到重要的保障作用。甘肃省发展改革委在制定收费政策时，为排除供配电工程中电网垄断行为的产生，明确规定：由供电企业建设的住宅供配电设施执行本收费标准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。

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。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。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。(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。

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。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。

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。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。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。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。

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。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。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。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。

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。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。

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)基本原则1.政府引导、市场主导。

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。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。(三)主要目标1.近期目标(20162017年)。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。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。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。

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。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。

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。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。

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。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。

建立平衡账户机制，实施总收入和价格水平监管。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。2007年全国推广电力上大压小河南模式。3.推动综合利用和燃煤消减。

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。(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。

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。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。

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。交易结果应报河南电力交易中心备案。

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。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。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。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。

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。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。

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。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。

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。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。

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