2016～2017年河南省电力行业发展形势分析与展望
一 河南省电力行业发展总体情况
（一）率先跨入特高压交直流混联电网时代，保障能力显著增强
电力行业深入贯彻“内节外引”能源战略，积极引入省外清洁电力，积极打造外电入豫新通道，在全国率先跨入特高压交直流混联电网时代，电力联网枢纽地位更加凸显。2009年，世界首个1000千伏特高压交流工程——晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程建成，河南电网最高电压等级由500千伏提高到1000千伏。随着2011年1000千伏南阳特高压交流扩建主变工程、2014年±800千伏天山—中州特高压直流工程相继投运，河南在全国率先建成省级特高压交直流混联电网并保持安全稳定运行，接纳外区电力能力由“十一五”期末的400万千瓦提高到“十二五”期末的1300万千瓦，全省电力保障能力显著增强。
有效投资屡创新高，电网进入全面提速发展新阶段。“十二五”期间，河南电网发展总投入超过1100亿元，较“十一五”实现翻番，2014年、2015年500千伏及以下电网年度投资规模先后突破200亿元、300亿元大关，其中农网投资分别达到85亿元、115亿元。110千伏及以上变电站座数、变电容量、线路长度分别较“十一五”末增长36%、55%、22%，电网整体供电能力达到6000万千瓦，基本保障了全社会最大负荷5350万千瓦、用电量2880亿千瓦时的电力供应需求，以及6744万千瓦发电装机并网需求。500千伏“两纵四横”梯形主网架进一步完善，220千伏变电站覆盖全省95%的县域，全部县域实现110千伏双电源供电，80%以上乡镇实现35千伏及以上变电站供电，90%以上乡镇实现两条以上10千伏线路供电，累计治理“低电压”用户408万户，大大缓解了农村用电快速增长造成的供电紧张局面。
（二）电源装机规模不断增大，供需形势趋向宽松
电源装机规模不断增大。全省电源分布呈相对集中特点，主要分布在京广线以西地区，煤电装机超过250万千瓦的供电区有10个，即焦作、新乡、鹤壁、洛阳、三门峡、郑州、商丘、平顶山、南阳、许昌，约占全省总装机容量的85%。“十二五”期间全省净增装机容量1687.6万千瓦，装机总容量年均增速5.93%，年均增加约338万千瓦，截至2015年底，全省电厂总装机容量6743.6万千瓦，居全国第十位。2010～2015年河南省电源装机情况详见图1。
图1 2010～2015年河南省电源装机情况
全省电源发电利用小时数不断下降，电力供需形势趋向宽松。2010～2015年，全省电源发电利用小时数由4853小时降至3902小时，5年下降951小时，降幅达19.6%；全省火电装机发电利用小时数由5067小时降至4022小时，5年下降1045小时，降幅达20.6%（见图2）。
图2 2010～2015年河南省电源发电利用小时数
（三）电力需求增速总体放缓，用电结构持续优化
“十二五”期间，河南省电力需求增速总体呈放缓态势，受宏观经济形势及产业结构调整影响，全社会用电量、最大用电负荷年均增速分别为4.1%、7.4%，其中2012年、2015年年均增速分别为2.0%、4.2%，2015年进一步增速为-1.4%、2.8%。2015年全省全社会用电量增速同比回落2.1个百分点，其中一、二、三、四季度同比增速分别为-3.9%、-2.8%、0.6%、0.5%。用电量增速回落主要是受工业尤其是四大高耗能行业用电增速回落影响，工业、四大高耗能行业用电量同比分别减少0.8%、3.3%。2015年河南最大用电负荷为5350万千瓦，在全国排第五位，同比增长2.8%，增速较2014年进一步放缓（见图3、图4）。
图3 2010～2015年河南省全社会用电量及增速
图4 2010～2015年河南省全社会最大用电负荷及增速
第二产业用电量占全社会用电量比重不断下降，用电结构持续优化。河南省实施产业结构升级、淘汰落后产能等政策，电解铝、钢铁、水泥、多晶硅等高耗能行业产能呈下滑趋势，用电量增速逐步放缓，推动电力增长的主力由高耗能行业逐步转为降温负荷、居民及工商业用电。第二产业用电量虽然仍占主导地位，但整体呈缓慢下降趋势。第二产业用电量比重由2010年的77.7%降至2015年的75.7%，四大高耗能行业用电量占全社会用电量比重由2010年的44.8%降至2015年的37.0%。同时，第三产业和居民生活用电量比重持续上升，由2010年的19%升至2015年的22.4%（见图5）。
图5 2010年、2015年河南省全社会用电量构成
（四）电力绿色发展速度加快，节能减排力度加大
新能源发电装机容量快速增长，结构调整取得新进展。截至2015年底，全省水电、新能源发电装机容量分别达到398.5万千瓦、132万千瓦；“十二五”期间，全省水电、新能源发电装机分别增加33.9万千瓦、127.1万千瓦，同比分别增加9.3%、26倍，合计占全部装机比重为7.9%，同比提高0.6个百分点。区外清洁电力入豫比例大幅提高，外电入豫电量由2010年的46.4亿千瓦时增加到2015年的333.1亿千瓦时，2015年水电、新能源发电量和外来电力占全省用电量比重达16.7%，五年提高10.8个百分点。节能调度深入实施，新能源发电充分消纳，实现零弃风、零弃光、零弃水。
节能减排取得新成效。“十二五”期间，全省二氧化硫、氮氧化物等主要大气污染物排放总量大幅度下降，期末分别降至2010年的45.9%和35.7%，1543万千瓦燃煤发电机组实现超低排放，占统调燃煤发电机组的27.2%；全面推进电力行业脱硝工程建设，对未采用低氮燃烧技术或低氮燃烧效率低下的现役燃煤机组进行更新改造，单机容量30万千瓦以上燃煤机组全部加装脱硝设施，脱硝效率达到70%以上；新建燃煤机组配套建设高效脱硫脱硝设施，脱硫效率达到95%以上。全省机组煤耗不断降低，2015年全省燃煤机组装机构成中，单机30万千瓦及以上机组占81.3%，较“十二五”期初提高5.9个百分点；2015年全省火电机组供电标准煤耗311克标准煤/千瓦时，较“十二五”期初下降17克标准煤/千瓦时，较全国315克标准煤/千瓦时的平均水平低4克标准煤/千瓦时，累计节约标准煤290万吨。
图6 2010年、2015年河南省电源装机构成
（五）体制机制创新激发活力，农电管理水平大幅提升
体制机制创新激发新活力。一是简政放权深入推进，国家未明确保留省级核准的电源项目全部下放市县，并实现了网上并联审批。二是电力应急保障和大气污染防治应急响应机制进一步完善，圆满完成上合组织政府首脑会议等重大活动和民生保电任务。三是创新市场化机制，“煤电互保”深入实施，大用户直供电全面推进，为深化电力体制改革奠定了坚实基础。
农电体制改革基本完成。全面落实国家和省委、省政府农电体制改革有关要求，按照“先规范、后划转”原则，圆满完成了106家代管县级供电企业国有资产无偿划转，基本结束了历时16年的河南农电代管体制，实现了全省城乡各类用电同网同价，农电管理体制基本理顺，农电管理水平大幅提升。
二 2016年河南省电力行业发展情况分析
（一）电力供应保障能力增强，电力供需总体宽松
1.电力供应保障能力增强
绿色煤电建设有序推进。落实国家煤电建设“三个一批”有序发展政策，分类推进电源项目建设，洛阳万基（2×60万千瓦）、焦作赵固（2×35万千瓦）两个项目获得核准，全年开工规模190万千瓦；焦作丹河、周口隆达等9个总规模1172万千瓦续建项目进展顺利。全年新投产煤电装机规模160万千瓦。截至2016年底，全省装机容量7218.4万千瓦，较2015年增加474.8万千瓦，同比增长7.0%，增速高于全社会用电量增速3.2个百分点。
电网建设快速推进。省政府与国家电网公司签订“十三五”电网发展合作框架协议，五年计划投入1800亿元，其中农网投资700亿元。积极争取国家农网改造升级中央预算内资金3亿元，省财政安排农网建设贴息资金10亿元。2016年电网投资规模达到380亿元，其中农村电网投资214亿元，均创历史新高。全年新开工110千伏及以上输变电工程2161万千伏安、2482公里，投产1629万千伏安、2655公里，全省电网薄弱环节明显加强，供电能力和质量显著提高。
跨区跨省交易电量继续加大。截至2016年底，河南累计完成跨区跨省交易电量398.6亿千瓦时，较2015年增加46.6亿千瓦时，其中，购入电量394亿千瓦时，较2015年增加60.9亿千瓦时，外送电量4.5亿千瓦时，较2015年减少14.4亿千瓦时，区外清洁电力输入量不断加大。
2.电源结构优化成效明显
（1）新能源发电装机规模不断增大
截至2016年底，全省太阳能发电装机284.3万千瓦，较2015年增加243.5万千瓦，占比3.9%，较2015年提高3.3个百分点；风电装机104.1万千瓦，较2015年增加12.9万千瓦，占比1.4%；水电装机399万千瓦，占比5.5%；火电装机6431.1万千瓦，占比89.1%，较2015年下降3个百分点（见图7）。
图7 2016年河南省电力装机结构
（2）风电、光伏发电量大幅增长
2016年，风电、太阳能发电量分别为18.4亿千瓦时、11.5亿千瓦时，同比分别增长51.4%、269.6%，风电机组利用小时数为1902小时，较2015年增加109小时，太阳能发电机组利用小时数为672小时，较2015年减少157小时；受黄河上游水库来水量减少影响，水电发电量减少14.8%，发电利用小时数为2322小时，较2015年减少408小时（见图8）。
图8 2015年、2016年河南省不同类型机组发电利用小时数
3.电力供需总体宽松
全省电力装机继续保持快速增长，发电利用小时数持续下降，电力供需总体宽松。2016年，全省装机容量7218.4万千瓦，全年新增装机474.8万千瓦，同比增加7.0%，增速较全社会最大负荷增速高5.1个百分点。煤电存在过剩风险，2016年全省电源发电利用小时数为3663小时，较2015年下降239小时，比全国水平低122小时。其中火电发电利用小时数为3853小时，跌破4000小时，较上年下降169小时，低于全国水平312小时，远低于火电机组的经济利用小时数。
（二）电力需求恢复性增长，用电结构继续优化
1.电力需求恢复性增长
全省电力需求恢复性增长。受高温天气和电价调整等因素影响，2016年全社会用电量2989.2亿千瓦时，同比增长3.8%，较2015年回升5.2个百分点，较全国平均增速低1.2个百分点（见表1）；全省最大负荷5450万千瓦，同比增长100万千瓦，增幅为1.9%。高温成为拉动电力需求快速增长的重要因素，2016年9月全省各地平均气温较常年同期偏高1～3℃，当月全社会用电量同比增长7.6%，为2014年3月以来单月最高增速。当月第三产业、城乡居民用电量同比分别增长17.8%、27.5%，合计拉动当月全社会用电量增长5.57个百分点（见图9）。
表1 2016年河南省全社会用电量情况
图9 2015年9月、2016年9月河南省日均温度
2.用电结构继续优化
第三产业和居民生活用电量占全社会用电量比重持续提高，用电结构不断优化。2016年，全省三次产业和城乡居民用电结构为2.0∶74.3∶10.2∶13.6，其中第二产业用电量比重同比下降1.4个百分点，第三产业、居民生活用电量比重同比分别提高0.6个、0.7个百分点，第三产业和居民对全社会用电量增长贡献率合计达57.8%，成为电量增长的重要动力。
高成长性行业用电快速增长，工业结构优化调整速度加快。2016年，工业用电量2192.5亿千瓦时，同比增长1.7%，工业用电增速缓中趋稳。从工业用电结构来看，采矿业、四大高耗能行业用电量持续下降，同比分别下降8.6%、1.4%，占工业用电比重分别下降0.6个、1.5个百分点；其他工业用电增速6.8%，占工业用电量比重上升2.2个百分点（见表2）。其中，通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、食品饮料和烟草制造业、金属制品业等代表工业转型升级的高成长性行业用电增速较快，分别达7.2%、8.5%、10.6%、14.7%。
表2 2016年河南省工业用电量情况
（三）大气污染防治攻坚战全面推进，电力节能减排成效显现
1.燃煤机组超低排放改造全面完成
为有效遏制和治理燃煤污染，持续改善全省环境空气质量，2016年燃煤污染治理攻坚战全面实施。2016年7月4日，河南省大气污染防治攻坚战正式打响，省委、省政府明确要求完成统调燃煤发电机组和所有地方燃煤发电机组的超低排放改造。截至2016年底，全省143台5619万千瓦统调燃煤机组全部实现超低排放，全面完成统调燃煤机组超低排放改造工作，比国家要求提前两年，改造机组规模占全国超低排放机组的1/6。
2.电能替代工程取得重要进展
河南省出台《电能替代工作实施方案（2016～2020年）》，明确电能替代工作总体要求、主要目标、重点工程及支持政策等，全省和各地市先后出台专项电能替代工作实施方案。省发改委组织召开河南省电能替代工作会议暨产业协作发展论坛第一届会议，政企联合全力推动电能替代。电能替代领域不断扩大，电能替代技术由最初传统的电锅炉、电窑炉、热泵、电蓄冷等4类发展到目前包括电烤烟、电制茶、机场桥载替代APU、皮带廊传输等14类替代技术。全年累计推广实施电能替代项目1279项，完成替代电量80.85亿千瓦时。开展电能替代攻坚专项行动，河南省9月份起对全省大气污染重点治理的10蒸吨及以下燃煤锅炉和工业炉窑全面摸排，落实客户改造意愿，理清替代潜力项目清单，制定具体替代方案。累计完成燃煤锅炉和工业炉窑改造项目206个。
（四）电改综合试点获批，改革工作平稳推进
1.河南省电力体制改革综合试点方案获批
2016年8月30日，国家发改委国家能源局印发《关于同意河南省、新疆维吾尔自治区、山东省开展电力体制改革综合试点的复函》（发改经体〔2016〕1894号），同意河南省开展电力体制改革综合试点。主要包括：组建电力交易机构、输配电价改革、售电侧改革、电力市场建设、加强燃煤自备电厂监管等。在电力交易机构方面，河南电力交易中心完成组建，将在2017年完成股份制改造并成立电力市场管理委员会；在售电侧改革中，积极探索社会资本投资增量配电业务的有效途径，逐步形成多元化售电市场主体，在售电侧引入竞争，推动市场高效运行，实现资源的优化配置。
2.输配电价改革加速推进
输配电价改革全面提速，2016年9月国家发改委启动包括河南在内的剩余14个省级电网（除西藏外）输配电价改革。河南省2016年9月正式启动输配电价改革，10月份启动现场成本监审，预计2017年初完成成本监审，2017年上半年完成输配电价水平批复。2017年1月4日，国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法》。该《定价办法》从独立输配电价形成机制、计算方法、调整机制、激励约束机制四个方面做出了规定，该《定价办法》和《输配电价成本监审办法》（试行）一起，构成了完整输配电定价政策体系。河南省存在输配电价水平低、电网未来投资需求大、农网工程投入效益低等问题，《定价办法》将更有力地指导河南省输配电价改革。
3.大用户直接交易规模不断扩大
2016年河南电力直接交易取得较大进展，市场化改革不断深入，交易平台运作良好，交易规模持续扩大，参与主体得到扩增，用户拥有更多选择方式，用电成本进一步降低。全年交易电量320亿千瓦时，降低企业用电成本28.3亿元，涉及冶金、有色、化工、煤炭等多个行业，除110千伏用户外，还有部分35千伏用户、10千伏用户、6千伏用户参加。
4.首批增量配电业务放开试点确定
2016年11月27日，国家发改委、能源局发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，确定第一批105个试点项目。河南共6个增量配电业务试点项目获批，分别是：新乡市现代煤化工循环经济产业园区增量配电业务试点项目、郑州航空港经济综合实验区核心区增量配电业务试点项目、登封新区东区增量配电业务试点项目、洛阳市洛龙工业园区增量配电业务试点项目、濮阳县产业集聚区增量配电业务试点项目、南阳市中关村科技产业园增量配电业务试点项目。首批增量配网试点项目获批，这是电力体制改革又一个重要节点，标志着河南省售电侧改革进入新的阶段。
（五）积极发挥电价调控作用，助力“去降补”工作
积极发挥电价调控在电力改革、产业结构调整、节能减排中的重要作用，助力“去降补”工作，全年合计降低企业用电成本125亿元。一是切实降低实体企业电费支出，降低工商企业用电价格，从2016年1月1日起，对全省一般工商业及其他用电价格降低5.57分/千瓦时。二是取消尖峰电价政策，自2016年6月1日起，河南保留高峰、平段、谷段3个时段，取消尖峰电价政策。电价调整共涉及全省近5.7万客户，每月减轻企业负担约1.1亿元。三是取消化肥优惠电价，自2016年4月20日起，国家发改委全部取消化肥电价优惠，化肥生产用电执行相同用电类别的工商业用电价格，电价优惠取消或将导致化肥成本上涨约80元/吨，短期看将导致部分高成本企业继续承压，长期看将淘汰部分落后产能。四是水泥企业用电实行阶梯电价，发展改革委与工业和信息化部联合下发《关于水泥企业用电实行阶梯电价政策有关问题的通知》（发改价格〔2016〕75号），自2016年1月起，对淘汰类以外的通用硅酸盐水泥生产用电实行基于电耗的阶梯电价政策，旨在促进水泥行业技术进步和节能减排水平的提高。
三 2017年河南省电力行业发展形势展望
（一）2017年河南省电力行业发展形势
全省经济发展正处于动力转换、转型升级的关键阶段，电力行业也处于转型攻坚、提质发展的机遇期，同时也面临着资源环境约束加剧，电力系统优化和安全运行压力持续增大，煤电存在潜在过剩风险等问题。
1.电力行业发展面临的机遇
（1）经济进入新常态，电力仍有较大发展空间
随着全省经济发展进入新常态，增长速度换挡、发展动力转换，高成长性制造业、战略性新兴产业和服务业逐步成为拉动电力增长的新引擎。目前，河南省城镇化率比全国平均水平低约10个百分点，人均GDP为全国平均水平的80%，人均用电量仅为全国平均水平的77%。随着粮食生产核心区、中原经济区、郑州航空港经济综合实验区、中原城市群等国家战略规划和战略平台的深入实施，以及工业化、城镇化水平的进一步提升，全省经济仍将保持中高速增长，电力需求仍有较大增长空间，河南需要继续加大电力投资和建设，支撑经济社会持续发展。
（2）资源环境约束加剧，电力将引领能源清洁、低碳发展
目前，全国及全省大气污染防治形势严峻，雾霾、水资源保护等问题引起全社会高度关注，电力作为清洁的二次能源，需充分发挥其引领作用，全面推动煤电清洁化发展，大力发展非化石能源发电，积极引入省外清洁电力，提高电煤在煤炭消费中的比重和电能在终端能源消费中的比重，从而有效控制煤炭消费总量、优化能源结构，实现河南能源发展转型。一是积极推进特高压交直流工程建设，引入省外清洁电力；二是加快发展新能源和加强智能电网建设，提升省内电网接纳大规模新能源并网的能力；三是加大电能替代力度，重点在工业生产、居民生活、农田灌溉、交通运输领域，推进锅炉、采暖“以电代煤”，机井“以电代油”和车辆的电动替代。
（3）电力体制改革全面提速，促进电力行业可持续发展
电力体制改革着重在提高资源利用效率、理顺价格关系、健全发展机制等关键领域和薄弱环节发力，促进电力工业的可持续发展，提升对经济社会发展的能源支撑保障能力和电力普遍服务水平。2016年中央经济工作会议指出，要继续深化供给侧结构性改革，提高经济发展质量，电力作为供给侧结构性改革的重要领域，2017年电改有望进入快速推进期。一是开放社会资本投资增量配电网，输配电网将出现一轮投资与创新的高潮；更坚强的电网，更智能的配网，将破除行业发展的壁垒，为调整电力结构和提高资源利用效率带来突破性的发展机遇。二是新能源迎来长期稳定利好的发展机遇，优先发电制度从法规层面解决了新能源的制度制约，开放社会资本带来电网投资与创新，将从资源利用水平上提高对新能源的电网消纳能力，新能源将迎来长期稳定利好的发展周期。三是分布式电源与微电网建设破冰起步，随着配电网、微电网的智能化发展，分布式电源将被提高到战略性发展高度。优先发电制度给予了分布式风电、太阳能发电用户足额收购的保障，分布式电源将快速发展。
2.电力行业发展存在的问题
（1）电力系统优化和安全运行压力持续增大
作为全国首个交直流特高压混联省级电网，河南省电网安全稳定控制难度加大；局部电网短路容量偏大，电网抵御自然灾害应急能力亟待加强；全省新能源发电装机大幅度增加、用电峰谷差不断扩大，电力消纳、运行控制等技术亟待加强；各级输电网匹配能力不足，同时配电网网架不强、农网薄弱，抽水蓄能电站投资和运行机制不畅，电力系统运行有待优化。
（2）煤电存在潜在过剩风险，亟须有序调控
2016年底全国煤电装机规模已达到9.5亿千瓦，加上一批在建项目即将投产，新增空间越来越小。为控制煤电过剩，国家出台一系列政策文件，要求电力冗余省份采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，严控煤电项目建设，规范开工秩序。2016年国家发改委、国家能源局陆续下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》《关于进一步调控煤电规划建设的通知》等文件，强调严控煤电建设，打出严控煤电行业产能“组合拳”。根据国家《电力发展“十三五”规划》，刨除从“十二五”期间接转的1.9亿千瓦煤电装机规模，2020年前新开工煤电仅1000万千瓦。根据目前全省在建机组建设情况，2017年、2018年河南将分别投运496万千瓦、568万千瓦煤电机组，在当前电力需求增速放缓的情景下，预计2017年、2018年煤电发电利用小时数仍将低于4000小时，低于煤电发电经济利用小时数，亟须有序调控煤电建设时序。
（二）2017年河南省电力行业发展展望
从供应看，预计2017年夏季用电高峰前全省发电总装机将达到7000万千瓦，扣除风电、光伏发电以及水电、火电受阻出力后，全省发电能力仍有6300万千瓦，加上新疆、西北、三峡送河南省电力700万千瓦，最大负荷5650万千瓦，备用1450万千瓦，全省电力供应总体宽松。
从需求看，考虑到河南省加快建设现代农业大省，平原地区“机井通电”稳步推进，预计2017年第一产业用电量同比增长9.6%左右；在节能减排和产业结构升级共同影响下，预计2017年四大高耗能行业用电量继续保持下降趋势，高端装备制造业、食品加工业等有望保持快速增长，全年工业用电量将保持小幅增长；河南省大力推进高成长服务业强省、网络经济强省建设，产业结构不断优化升级，未来第三产业发展潜力巨大，预计2017年第三产业用电量同比增长10%左右；考虑到河南省城镇化水平和居民生活水平的不断提升，预计2017年城乡居民生活用电量同比增长10%左右。预计全年全省全社会用电量3080亿～3120亿千瓦时，同比增长3.0%～4.4%。
2017年电力供需继续保持宽松态势。预计全省电源装机发电量2700亿千瓦时左右，同比增长4.0%。全省发电机组平均利用小时数为3600小时左右，同比减少60小时左右，其中火电机组平均利用小时数为3800小时左右，同比减少50小时左右。
四 河南省电力行业发展对策建议
（一）有序控制煤电建设，力争煤电处于合理发电水平
应认真落实《电力发展“十三五”规划（2016～2020）》提出的2020年全国煤电装机控制在11亿千瓦以内的目标，结合全省电力供需形势和国家煤电规划建设风险预警，建议将已纳入国家规划的部分煤电项目推迟到“十四五”及以后，优先考虑在电网网架末端地区的煤电项目建设，严格控制电力盈余、大气防治重点区域煤电机组建设，进一步促进全省煤电有序发展，使煤电机组发电利用小时数回归到经济利用小时数。同时，要继续关停单机10万千瓦及以下纯凝燃煤发电机组，重点关停经升级改造后供电煤耗超出国家规定标准和污染物排放不符合现行环保要求且不计划改造的煤电机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。
（二）加强电力统筹规划，加快电网建设
综合考虑资源禀赋、环境空间、电力需求等因素，统一协调电源与电网的发展目标、结构及布局，实现电源与电网之间、电源与电源之间的统筹规划与建设。加快重要输电通道的建设，基于全省能源对外依存度不断升高的现状，加大区外电力输电通道的建设，提升全省能源保障能力。推动电网重大项目建设，加快推进电网网架优化完善工程，提升电网智能化水平，加快建设和完善县域信息通信网络、地县一体化智能调控系统，提高农网技术装备水平，实现配电网可观可控，满足新能源、分布式电源及电动汽车等多元化负荷发展需求。
（三）深入开展电力行业节能减排，服务经济社会发展
统筹规划和设计电力行业减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高；加快建立电力排污许可管理制度，进一步规范煤电污染物管控方式；扎实开展大气污染防治工作，持续提高电力在终端消费中的比重，加快以电代煤、以电代油步伐，进一步降低散烧煤炭对环境的影响；配合煤电超低排放改造，加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系等。
（四）统筹新能源电力消纳市场，完善市场机制
统筹新能源开发与消纳市场，优化电网运行方式，构建电力电量平衡、调峰资源共享和各类资源互补的新能源消纳平台；扩大新能源的消纳范围，提高新能源消纳比例；完善市场化机制，加快建立辅助服务市场，提高常规火电机组参与调峰的积极性，进一步完善新能源消纳配合制度。
（五）重视发电侧结构调整，加快调峰电厂建设
河南省新能源发电装机快速增长，对电网调峰能力提出越来越高的要求。煤电机组具备深度调峰能力，但要以增加煤耗和牺牲机组运行寿命为代价，抽水蓄能电站和燃气机组则可以灵活调峰，实现对新能源发电的有效补充。随着新能源发电比重持续上升，河南电网调峰压力将不断增大，为保障电力系统安全稳定运行，河南应加强全省电源结构调整，重视抽水蓄能和燃气电站等调峰机组建设，结合电网格局优化调峰电源布局，实现电网调峰运行更灵活、更经济、更环保。