前三季度，受宏觀經濟尤其是工業生產下行、產業結構調整、工業轉型升級以及氣溫等因素影響，全社會用電同比增長0.8%;第二產業用電同比下降1.0%，其中黑色金屬冶煉和建材行業用電增速同比分別下降7.8%和6.4%，是第二產業用電量下降的主因，四大高耗能行業用電比重同比降低0.9個百分點，反映出我國工業轉型升級步伐加快，電能利用效率不斷提升;第三產業用電量增長7.3%，同比提高1.7個百分點，所占比重提高0.8個百分點，反映出國家加大經濟結構調整取得良好效果;居民生活用電增長4.6%，同比提高2.8個百分點。新增發電裝機創近年來同期最高，9月底6000千瓦及以上發電裝機13.85億千瓦，電力供應能力充足，非化石能源高速增長，火電發電量持續負增長、設備利用小時同比降幅擴大。全國電力供需較去年更為寬松、部分地區富余，運行安全穩定。
預計四季度電力消費需求總體與三季度大致持平，全年全社會用電量同比增長不超過1.0%。全年新增裝機超過1億千瓦，年底全口徑發電裝機容量超過14.7億千瓦，其中非化石能源發電裝機比重提高至35%左右。預計全國電力供需更為寬松、部分地區過剩，全年全國火電設備利用小時低于4400小時，回落幅度較大。
一、前三季度全國電力供需狀況
(一)電力消費增速明顯回落，第三季度降至2009年三季度以來季度最低水平。前三季度全國全社會用電量4.13萬億千瓦時，同比增長0.8%，增速同比回落3.0個百分點。主要原因：一是宏觀經濟及工業生產增長趨緩，特別是部分重化工業生產明顯下滑的影響。前三季度，規模以上工業增加值增速同比回落2.3個百分點，產能過剩矛盾相對突出的粗鋼、生鐵、水泥和平板玻璃產量同比分別下降2.1%、3.3%、4.7%和7.5%。二是氣溫因素影響。據國家氣象部門監測，一季度全國平均氣溫比常年同期偏高，5月下旬至7月中旬、9月上旬大部分地區氣溫較上年同期偏低，影響用電負荷增長。三是產業結構調整和工業轉型升級影響。國家推進經濟結構調整和工業轉型升級取得成效，高耗能行業比重下降，電能利用效率提升。四是電網線損率降低影響。前三季度全國線損率同比下降0.3個百分點，拉低全國用電增長近0.3個百分點。電力消費主要特點有：
一是電力消費結構繼續優化，國家加大經濟結構調整和工業轉型升級取得良好成效。第三產業和居民生活用電占全社會用電的比重同比分別提高0.8和0.5個百分點，而第二產業比重降低1.3個百分點，其中四大高耗能行業用電量比重同比降低0.9個百分點。
二是第二產業及其工業用電下降，黑色金屬冶煉和建材行業用電量大幅下降是主因。第二產業及其工業用電同比分別下降1.0%和0.9%，是全社會用電量低速增長的主要原因。四大高耗能行業合計用電同比下降2.2%，各季度增速降幅逐季擴大，其中黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降7.8%和6.4%，同比分別回落9.6和13.7個百分點，兩個行業合計用電增長對全社會用電增長的貢獻率為-137.8%。若扣除這兩個行業，則全社會用電同比增長2.4%，第二產業及其工業用電分別增長0.8%和0.9%。
三是第三產業用電保持中高速增長，信息軟件業用電延續高速增長勢頭。第三產業用電同比增長7.3%，同比提高1.7個百分點，第三產業用電較快增長充分印證了我國第三產業增加值保持較快增長，已經成為當前穩定GDP增長的主要支撐力量。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長15.1%，延續高速增長勢頭;住宿和餐飲業用電增長3.1%，同比提高2.7個百分點。
四是城鄉居民生活用電量中速增長，增速同比回升。居民生活用電同比增長4.6%，同比提高2.8個百分點，一定程度上反映出城鄉居民收入保持較快增長，國家惠民生、保民生政策效果顯現。
五是東中部用電量回落幅度較小，東北地區用電量負增長。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長0.8%、0.3%、1.9%和-1.8%，增速同比分別回落2.6、1.4、4.9和4.0個百分點。
(二)電力供應能力充足，非化石能源高速發展，火電設備利用小時繼續下降。9月底全國6000千瓦及以上電廠裝機13.85億千瓦，同比增長9.4%。前三季度全國規模以上電廠發電量同比增長0.1%，其中非化石能源發電量同比增長7.7%。全國發電設備利用小時2972小時，同比降低232小時。電力供應主要特點有：
一是水電投資連續兩年下降，水電發電量先增后降。水電投資不足2013年同期一半。9月底6000千瓦及以上水電裝機2.74億千瓦，全國主要發電企業常規水電在建規模萎縮至2400萬千瓦。前三季度規模以上電廠水電發電量同比增長3.5%，上半年各月大都保持10%以上增長(除5月份外)，下半年連續3個月負增長;設備利用小時2639小時，同比減少84小時。
二是并網風電、太陽能裝機及發電量高速增長。全國并網風電裝機容量10885萬千瓦、同比增長28.3%，發電量同比增長23.5%，設備利用小時1317小時、同比降低23小時。全國并網太陽能發電裝機3392萬千瓦，同比增長61.4%，發電量294億千瓦時、同比增長74.0%，設備利用小時996小時。
三是核電投產規模創歷年同期新高，發電量高速增長。新投產5臺核電機組，9月底全國核電裝機2414萬千瓦，在建規模2769萬千瓦。前三季度發電量同比增長32.4%，設備利用小時5525小時，同比增加19小時。
四是火電新增裝機較大，火電發電量負增長，設備利用小時降幅擴大。新增火電裝機3955萬千瓦。9月底全國6000千瓦及以上火電裝機9.47億千瓦(其中煤電8.55億千瓦)，同比增長6.8%。前三季度火電發電量同比下降2.2%，設備利用小時3247小時(其中煤電3330小時)、同比降低265小時，連續20個月同比降低。
五是跨區送電低速增長，省間輸出電量同比下降。跨區送電量同比增長1.0%，同比回落13.4個百分點。跨省輸出電量同比下降2.6%，同比回落15.2個百分點。南方電網區域西電東送電量同比增長12.5%。三峽電站送出電量同比下降13.6%。
六是電煤供應持續寬松，發電用天然氣供應總體平穩。國內煤炭市場供應充足，電煤供需總體寬松。全國天然氣消費需求增長放緩，天然氣發電供氣總體平穩，因氣價偏高和補貼不到位，部分天然氣電廠仍然持續虧損。
(三)全國電力供需較上年更為寬松、部分地區富余。東北和西北區域供應能力富余較多，華北、華中和南方區域供需總體寬松、部分省份富余，華東區域供需總體寬松，但省級電網中，山東、江西、河南個別時段存在錯峰，海南8月前電力供需矛盾較為突出。
二、四季度及全年全國電力供需形勢預測
(一)全年電力消費增速低于上年。綜合考慮宏觀經濟形勢、冬季氣溫、上年四季度高基數以及電能替代等因素，預計四季度電力消費需求與三季度大致持平，全年全社會用電量5.55萬億千瓦時，同比增長不超過1.0%，低于上年。
(二)電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重繼續提高。預計全年新增發電裝機超過1億千瓦，其中非化石能源發電裝機比重超過53%。預計年底全國發電裝機超過14.7億千瓦，同比增長超過7.5%，其中非化石能源發電裝機比重提高到35%左右。
(三)四季度全國電力供需更為寬松、部分地區過剩。預計東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北、華中和南方區域電力供需總體寬松、部分省份富余，華東區域電力供需總體寬松。預計全年發電設備利用小時4000小時左右，其中火電設備利用小時低于4400小時，降幅較大。
三、有關建議
(一)研究編制好經濟新常態下的電力工業“十三五”規劃。我國經濟發展已經進入新常態，電力消費從高速增長向下換擋為中速甚至中低速增長。在電力供需寬松、部分地區過剩的環境下，要實行調整存量和做優增量并重，著力推動電力行業提質增效升級，發展主要從外延式擴張轉變為主要依靠創新和深化改革來推動。建議，一是做好新常態下的電力需求分析預測。準確把握經濟新常態三大特點，總結歷史數據，分析國際經驗，掌握經濟社會發展與電力需求增長的普遍規律，順應電力需求增速換擋大勢，實事求是做好“十三五”及中長期電力需求預測。二是科學統籌確定非化石能源發電發展規模，加快提高國家電氣化水平。按照國家“四個全面”戰略布局，落實國家確定的2020年和2030年能源結構調整目標和大氣污染治理目標，科學統籌確定非化石能源發電發展規模，穩步推進電力綠色化轉型和安全可靠供應，滿足經濟社會發展的有效需求。同時，加快在工業、交通運輸業、建筑業等領域推廣實施電能替代戰略，提高全社會電氣化水平和電能占終端能源消費中的比重。三是堅持電力統一規劃，著力提供用得起的安全綠色電能。立足電力行業全局，統籌規劃水電、煤電、核電、天然氣發電、新能源發電以及電網發展目標、結構和布局，優化配置好非化石能源發電品種，優先發展水電和核電，提高新能源發電發展質量，控制煤炭消費總量、提高電煤占煤炭消費的比重，建立分布式電源發展新機制，推進電網智能化，著力提供用得起(即經濟社會發展可承受、可促進國內產業提升國際競爭力和電力行業可持續發展)的安全綠色電能。四是統籌電力發展與改革，穩妥有序深化改革。嚴格貫徹落實《關于深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)要求，及時出臺相關實施細則或辦法，積極有序推進試點，穩妥推進改革。在強化國家統一電力規劃下，穩妥有序探索通過公開市場招標擇優確定投資主體制度，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
(二)嚴格控制電源開工規模，優化增量結構，穩定經濟增長。在電力需求增速向下換擋和全國電力供需寬松、部分地區過剩的情況下，發電裝機容量受建設周期影響還將延續高速增長，未來2-3年電力供需將延續過剩。同時，經濟結構調整帶來用電負荷峰谷差加大，非化石能源發電比重快速上升使電力系統調峰能力明顯不足，造成煤電利用小時持續下降和電力行業發展質量、效益下降。現階段，經濟下行壓力大，“穩增長”、“調結構”和“惠民生”任務重，還需要電力行業通過“調整存量、做優增量”來實現行業提質增效和穩定經濟增長雙重目標。為此，從“做優增量”上看，一是嚴格控制電源新開工規模。結合當前及“十三五”期間電力消費增速向下換擋的實際，科學確定和嚴格控制新開工投產規模，消化好現有過剩能力，使全國電力供需從更為寬松、部分地區過剩加快轉變為總體平衡。相關政府部門既要嚴格控制煤電開工規模，也要適當控制具有明顯隨機性、間歇性、波動性的風電和光伏發電的開發節奏，以避免過快發展造成發電能力過剩加劇、行業資產利用效率下降、國家財政補貼能力不足加劇和可再生能源電價附加上調壓力加劇。發電企業在煤電設備利用小時持續下降的大背景下，要提升風險管控意識，控制好煤電項目開發建設節奏，調整優化投資結構。二是提高調峰電源比重。在嚴格控制電源開工規模情況下，加快建設抽水蓄能等調峰電源，加強光熱電站政策研究和加快示范項目建設，提高電力系統調峰電源比重，加快提高電力系統調峰能力，以提高消納可再生能源發電能力，提高行業資產利用效率和效益。三是增加水電和核電開工規模。相比風電和太陽能風電，水電和核電不僅同樣具有良好綠色低碳性能，還有發電成本較低和發電容量效用高的比較優勢，在嚴格控制電源總開工規模情況下，可適度增加開工這兩類項目規模，為拉動和穩定經濟增長、促進電力結構綠色轉型和低碳發展、保障電力中長期安全經濟供應發揮作用。四是加快清潔能源基地外送電通道建設以及城鄉配電網建設改造。要著力解決電源電網不協調問題，加快跨區跨省電網通道建設，特別是要認真貫徹落實國家發展改革委《關于加快配電網建設改造的指導意見》和國家能源局《配電網建設改造行動計劃(2015～2020年)》等文件要求，各級政府加快組織研究編制配電網專項規劃和出臺落實相關政策措施，電網企業加快有序實施規劃，做到規劃落地、項目生根、政策見效，實現惠民生、穩增長、調結構和促升級目標。
(三)遠近結合、多措并舉，著力“調整存量”，加快解決好“棄水”、“棄風”、“棄光”和產能過剩問題。要從行業全局來統籌調整存量，加快解決好“棄水”、“棄風”和“棄光”和產能過剩問題。一方面要強化電力統一規劃，真正做到各類電源之間、電源電網之間相協調，區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，健全國家規劃剛性實施機制;另一方面要調整新能源發電發展思路，風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優先鼓勵分散、分布式開發。同時，要采取應急措施，包括：一是建設跨區跨省通道。結合規劃提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省區消納應急輸電通道工程，盡早核準和建設。二是嚴控電源開工。嚴格控制電力富余較多以及“棄水”、“棄風”和“棄光”嚴重地區的電源開工規模，集中消化現有過剩能力。三是創新探索消納新途徑。認真落實國家發展改革委《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》(發改辦運行〔2015〕2554號)要求，大膽探索創新，努力解決“棄風”、“棄光”問題，總結經驗后推廣。特別要高度重視冬季北方供熱與風電消納對電力系統安全穩定運行的影響，加強各類機組協調調度，在保障電力系統安全穩定運行基礎上，積極探索風電清潔供暖工作，提高風電消納能力。四是發揮市場機制作用，促進增供擴銷。加快建設和利用電力市場交易平臺有序開展電力交易，發揮價格在市場調節和分配方面的決定性作用，既能有效降低企業用電成本、促進企業生產，又能做大電量市場、通過激發消費量來解決電力設備利用率下降問題，實現交易各方利益最大化。同時，要加快實施電能替代，實現電力增供擴銷。
(四)加快充電基礎設施建設，促進電動汽車產業發展。大力推進充電基礎設施建設，對于促進電動汽車產業發展、優化能源結構以及實現穩增長、惠民生具有重要意義。要加快把國務院辦公廳《關于加快電動汽車充電基礎設施建設的指導意見》(國辦發〔2015〕73號)貫徹落實到位，一是加強統籌規劃。加強充電基礎設施發展頂層設計，按照“因地制宜、快慢互濟、經濟合理”的要求，根據各地發展實際，做好充電基礎設施建設整體規劃。各級政府要將充電基礎設施專項規劃有關內容納入城鄉規劃，將充電基礎設施配套電網建設與改造項目納入配電網專項規劃，在用地保障、廊道通行等方面給予支持。二是統一標準規范。加快制修訂充換電關鍵技術標準，完善有關工程建設、運營服務、維護管理的標準。嚴格按照工程建設標準建設改造充電基礎設施，健全電動汽車和充電設備的產品認證與準入管理體系，促進不同充電服務平臺互聯互通，提高設施通用性和開放性。加快修訂出臺充電接口及通信協議等標準，積極推進充電接口互操作性檢測、充電服務平臺間數據交換等標準的制修訂工作，實現充電標準統一。三是充分發揮市場主導作用，創新商業合作與服務模式。通過推廣政府和社會資本合作(PPP)模式、加大財政扶持力度、建立合理價格機制等方式，引導社會資本參與充電基礎設施體系建設運營。立足于“互聯網+”平臺，樹立網絡思維，把充電設施網、電動汽車網和電力網深度融合，推進投融資模式創新、產業鏈創新和商業運營模式創新。四是電網企業按照配電網規劃加強配套電網建設與改造，確保電力供應滿足充換電設施運營需求。
(五)依法科學安排煤電超低排放改造。隨著《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)的實施，電力大氣污染物排放量快速下降，2014年電力二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量分別較排放峰值下降了54%、38%、76%。GB13223-2011標準已經是世界最嚴標準，在此之上進一步要求超低排放改造，建議，一是需要高度重視超低排放改造的可靠性、穩定性和經濟性，并將行政要求逐步納入法制軌道。二是在超低排放改造過程中，要統籌協調煤電超低排放改造的時點，因地、因廠、因煤制宜科學選擇技術路線，科學安排合理改造工期，保障電力熱力的供應和環保設施的改造質量。
預計四季度電力消費需求總體與三季度大致持平，全年全社會用電量同比增長不超過1.0%。全年新增裝機超過1億千瓦，年底全口徑發電裝機容量超過14.7億千瓦，其中非化石能源發電裝機比重提高至35%左右。預計全國電力供需更為寬松、部分地區過剩，全年全國火電設備利用小時低于4400小時，回落幅度較大。
一、前三季度全國電力供需狀況
(一)電力消費增速明顯回落，第三季度降至2009年三季度以來季度最低水平。前三季度全國全社會用電量4.13萬億千瓦時，同比增長0.8%，增速同比回落3.0個百分點。主要原因：一是宏觀經濟及工業生產增長趨緩，特別是部分重化工業生產明顯下滑的影響。前三季度，規模以上工業增加值增速同比回落2.3個百分點，產能過剩矛盾相對突出的粗鋼、生鐵、水泥和平板玻璃產量同比分別下降2.1%、3.3%、4.7%和7.5%。二是氣溫因素影響。據國家氣象部門監測，一季度全國平均氣溫比常年同期偏高，5月下旬至7月中旬、9月上旬大部分地區氣溫較上年同期偏低，影響用電負荷增長。三是產業結構調整和工業轉型升級影響。國家推進經濟結構調整和工業轉型升級取得成效，高耗能行業比重下降，電能利用效率提升。四是電網線損率降低影響。前三季度全國線損率同比下降0.3個百分點，拉低全國用電增長近0.3個百分點。電力消費主要特點有：
一是電力消費結構繼續優化，國家加大經濟結構調整和工業轉型升級取得良好成效。第三產業和居民生活用電占全社會用電的比重同比分別提高0.8和0.5個百分點，而第二產業比重降低1.3個百分點，其中四大高耗能行業用電量比重同比降低0.9個百分點。
二是第二產業及其工業用電下降，黑色金屬冶煉和建材行業用電量大幅下降是主因。第二產業及其工業用電同比分別下降1.0%和0.9%，是全社會用電量低速增長的主要原因。四大高耗能行業合計用電同比下降2.2%，各季度增速降幅逐季擴大，其中黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降7.8%和6.4%，同比分別回落9.6和13.7個百分點，兩個行業合計用電增長對全社會用電增長的貢獻率為-137.8%。若扣除這兩個行業，則全社會用電同比增長2.4%，第二產業及其工業用電分別增長0.8%和0.9%。
三是第三產業用電保持中高速增長，信息軟件業用電延續高速增長勢頭。第三產業用電同比增長7.3%，同比提高1.7個百分點，第三產業用電較快增長充分印證了我國第三產業增加值保持較快增長，已經成為當前穩定GDP增長的主要支撐力量。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長15.1%，延續高速增長勢頭;住宿和餐飲業用電增長3.1%，同比提高2.7個百分點。
四是城鄉居民生活用電量中速增長，增速同比回升。居民生活用電同比增長4.6%，同比提高2.8個百分點，一定程度上反映出城鄉居民收入保持較快增長，國家惠民生、保民生政策效果顯現。
五是東中部用電量回落幅度較小，東北地區用電量負增長。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長0.8%、0.3%、1.9%和-1.8%，增速同比分別回落2.6、1.4、4.9和4.0個百分點。
(二)電力供應能力充足，非化石能源高速發展，火電設備利用小時繼續下降。9月底全國6000千瓦及以上電廠裝機13.85億千瓦，同比增長9.4%。前三季度全國規模以上電廠發電量同比增長0.1%，其中非化石能源發電量同比增長7.7%。全國發電設備利用小時2972小時，同比降低232小時。電力供應主要特點有：
一是水電投資連續兩年下降，水電發電量先增后降。水電投資不足2013年同期一半。9月底6000千瓦及以上水電裝機2.74億千瓦，全國主要發電企業常規水電在建規模萎縮至2400萬千瓦。前三季度規模以上電廠水電發電量同比增長3.5%，上半年各月大都保持10%以上增長(除5月份外)，下半年連續3個月負增長;設備利用小時2639小時，同比減少84小時。
二是并網風電、太陽能裝機及發電量高速增長。全國并網風電裝機容量10885萬千瓦、同比增長28.3%，發電量同比增長23.5%，設備利用小時1317小時、同比降低23小時。全國并網太陽能發電裝機3392萬千瓦，同比增長61.4%，發電量294億千瓦時、同比增長74.0%，設備利用小時996小時。
三是核電投產規模創歷年同期新高，發電量高速增長。新投產5臺核電機組，9月底全國核電裝機2414萬千瓦，在建規模2769萬千瓦。前三季度發電量同比增長32.4%，設備利用小時5525小時，同比增加19小時。
四是火電新增裝機較大，火電發電量負增長，設備利用小時降幅擴大。新增火電裝機3955萬千瓦。9月底全國6000千瓦及以上火電裝機9.47億千瓦(其中煤電8.55億千瓦)，同比增長6.8%。前三季度火電發電量同比下降2.2%，設備利用小時3247小時(其中煤電3330小時)、同比降低265小時，連續20個月同比降低。
五是跨區送電低速增長，省間輸出電量同比下降。跨區送電量同比增長1.0%，同比回落13.4個百分點。跨省輸出電量同比下降2.6%，同比回落15.2個百分點。南方電網區域西電東送電量同比增長12.5%。三峽電站送出電量同比下降13.6%。
六是電煤供應持續寬松，發電用天然氣供應總體平穩。國內煤炭市場供應充足，電煤供需總體寬松。全國天然氣消費需求增長放緩，天然氣發電供氣總體平穩，因氣價偏高和補貼不到位，部分天然氣電廠仍然持續虧損。
(三)全國電力供需較上年更為寬松、部分地區富余。東北和西北區域供應能力富余較多，華北、華中和南方區域供需總體寬松、部分省份富余，華東區域供需總體寬松，但省級電網中，山東、江西、河南個別時段存在錯峰，海南8月前電力供需矛盾較為突出。
二、四季度及全年全國電力供需形勢預測
(一)全年電力消費增速低于上年。綜合考慮宏觀經濟形勢、冬季氣溫、上年四季度高基數以及電能替代等因素，預計四季度電力消費需求與三季度大致持平，全年全社會用電量5.55萬億千瓦時，同比增長不超過1.0%，低于上年。
(二)電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重繼續提高。預計全年新增發電裝機超過1億千瓦，其中非化石能源發電裝機比重超過53%。預計年底全國發電裝機超過14.7億千瓦，同比增長超過7.5%，其中非化石能源發電裝機比重提高到35%左右。
(三)四季度全國電力供需更為寬松、部分地區過剩。預計東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北、華中和南方區域電力供需總體寬松、部分省份富余，華東區域電力供需總體寬松。預計全年發電設備利用小時4000小時左右，其中火電設備利用小時低于4400小時，降幅較大。
三、有關建議
(一)研究編制好經濟新常態下的電力工業“十三五”規劃。我國經濟發展已經進入新常態，電力消費從高速增長向下換擋為中速甚至中低速增長。在電力供需寬松、部分地區過剩的環境下，要實行調整存量和做優增量并重，著力推動電力行業提質增效升級，發展主要從外延式擴張轉變為主要依靠創新和深化改革來推動。建議，一是做好新常態下的電力需求分析預測。準確把握經濟新常態三大特點，總結歷史數據，分析國際經驗，掌握經濟社會發展與電力需求增長的普遍規律，順應電力需求增速換擋大勢，實事求是做好“十三五”及中長期電力需求預測。二是科學統籌確定非化石能源發電發展規模，加快提高國家電氣化水平。按照國家“四個全面”戰略布局，落實國家確定的2020年和2030年能源結構調整目標和大氣污染治理目標，科學統籌確定非化石能源發電發展規模，穩步推進電力綠色化轉型和安全可靠供應，滿足經濟社會發展的有效需求。同時，加快在工業、交通運輸業、建筑業等領域推廣實施電能替代戰略，提高全社會電氣化水平和電能占終端能源消費中的比重。三是堅持電力統一規劃，著力提供用得起的安全綠色電能。立足電力行業全局，統籌規劃水電、煤電、核電、天然氣發電、新能源發電以及電網發展目標、結構和布局，優化配置好非化石能源發電品種，優先發展水電和核電，提高新能源發電發展質量，控制煤炭消費總量、提高電煤占煤炭消費的比重，建立分布式電源發展新機制，推進電網智能化，著力提供用得起(即經濟社會發展可承受、可促進國內產業提升國際競爭力和電力行業可持續發展)的安全綠色電能。四是統籌電力發展與改革，穩妥有序深化改革。嚴格貫徹落實《關于深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)要求，及時出臺相關實施細則或辦法，積極有序推進試點，穩妥推進改革。在強化國家統一電力規劃下，穩妥有序探索通過公開市場招標擇優確定投資主體制度，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
(二)嚴格控制電源開工規模，優化增量結構，穩定經濟增長。在電力需求增速向下換擋和全國電力供需寬松、部分地區過剩的情況下，發電裝機容量受建設周期影響還將延續高速增長，未來2-3年電力供需將延續過剩。同時，經濟結構調整帶來用電負荷峰谷差加大，非化石能源發電比重快速上升使電力系統調峰能力明顯不足，造成煤電利用小時持續下降和電力行業發展質量、效益下降。現階段，經濟下行壓力大，“穩增長”、“調結構”和“惠民生”任務重，還需要電力行業通過“調整存量、做優增量”來實現行業提質增效和穩定經濟增長雙重目標。為此，從“做優增量”上看，一是嚴格控制電源新開工規模。結合當前及“十三五”期間電力消費增速向下換擋的實際，科學確定和嚴格控制新開工投產規模，消化好現有過剩能力，使全國電力供需從更為寬松、部分地區過剩加快轉變為總體平衡。相關政府部門既要嚴格控制煤電開工規模，也要適當控制具有明顯隨機性、間歇性、波動性的風電和光伏發電的開發節奏，以避免過快發展造成發電能力過剩加劇、行業資產利用效率下降、國家財政補貼能力不足加劇和可再生能源電價附加上調壓力加劇。發電企業在煤電設備利用小時持續下降的大背景下，要提升風險管控意識，控制好煤電項目開發建設節奏，調整優化投資結構。二是提高調峰電源比重。在嚴格控制電源開工規模情況下，加快建設抽水蓄能等調峰電源，加強光熱電站政策研究和加快示范項目建設，提高電力系統調峰電源比重，加快提高電力系統調峰能力，以提高消納可再生能源發電能力，提高行業資產利用效率和效益。三是增加水電和核電開工規模。相比風電和太陽能風電，水電和核電不僅同樣具有良好綠色低碳性能，還有發電成本較低和發電容量效用高的比較優勢，在嚴格控制電源總開工規模情況下，可適度增加開工這兩類項目規模，為拉動和穩定經濟增長、促進電力結構綠色轉型和低碳發展、保障電力中長期安全經濟供應發揮作用。四是加快清潔能源基地外送電通道建設以及城鄉配電網建設改造。要著力解決電源電網不協調問題，加快跨區跨省電網通道建設，特別是要認真貫徹落實國家發展改革委《關于加快配電網建設改造的指導意見》和國家能源局《配電網建設改造行動計劃(2015～2020年)》等文件要求，各級政府加快組織研究編制配電網專項規劃和出臺落實相關政策措施，電網企業加快有序實施規劃，做到規劃落地、項目生根、政策見效，實現惠民生、穩增長、調結構和促升級目標。
(三)遠近結合、多措并舉，著力“調整存量”，加快解決好“棄水”、“棄風”、“棄光”和產能過剩問題。要從行業全局來統籌調整存量，加快解決好“棄水”、“棄風”和“棄光”和產能過剩問題。一方面要強化電力統一規劃，真正做到各類電源之間、電源電網之間相協調，區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，健全國家規劃剛性實施機制;另一方面要調整新能源發電發展思路，風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優先鼓勵分散、分布式開發。同時，要采取應急措施，包括：一是建設跨區跨省通道。結合規劃提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省區消納應急輸電通道工程，盡早核準和建設。二是嚴控電源開工。嚴格控制電力富余較多以及“棄水”、“棄風”和“棄光”嚴重地區的電源開工規模，集中消化現有過剩能力。三是創新探索消納新途徑。認真落實國家發展改革委《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》(發改辦運行〔2015〕2554號)要求，大膽探索創新，努力解決“棄風”、“棄光”問題，總結經驗后推廣。特別要高度重視冬季北方供熱與風電消納對電力系統安全穩定運行的影響，加強各類機組協調調度，在保障電力系統安全穩定運行基礎上，積極探索風電清潔供暖工作，提高風電消納能力。四是發揮市場機制作用，促進增供擴銷。加快建設和利用電力市場交易平臺有序開展電力交易，發揮價格在市場調節和分配方面的決定性作用，既能有效降低企業用電成本、促進企業生產，又能做大電量市場、通過激發消費量來解決電力設備利用率下降問題，實現交易各方利益最大化。同時，要加快實施電能替代，實現電力增供擴銷。
(四)加快充電基礎設施建設，促進電動汽車產業發展。大力推進充電基礎設施建設，對于促進電動汽車產業發展、優化能源結構以及實現穩增長、惠民生具有重要意義。要加快把國務院辦公廳《關于加快電動汽車充電基礎設施建設的指導意見》(國辦發〔2015〕73號)貫徹落實到位，一是加強統籌規劃。加強充電基礎設施發展頂層設計，按照“因地制宜、快慢互濟、經濟合理”的要求，根據各地發展實際，做好充電基礎設施建設整體規劃。各級政府要將充電基礎設施專項規劃有關內容納入城鄉規劃，將充電基礎設施配套電網建設與改造項目納入配電網專項規劃，在用地保障、廊道通行等方面給予支持。二是統一標準規范。加快制修訂充換電關鍵技術標準，完善有關工程建設、運營服務、維護管理的標準。嚴格按照工程建設標準建設改造充電基礎設施，健全電動汽車和充電設備的產品認證與準入管理體系，促進不同充電服務平臺互聯互通，提高設施通用性和開放性。加快修訂出臺充電接口及通信協議等標準，積極推進充電接口互操作性檢測、充電服務平臺間數據交換等標準的制修訂工作，實現充電標準統一。三是充分發揮市場主導作用，創新商業合作與服務模式。通過推廣政府和社會資本合作(PPP)模式、加大財政扶持力度、建立合理價格機制等方式，引導社會資本參與充電基礎設施體系建設運營。立足于“互聯網+”平臺，樹立網絡思維，把充電設施網、電動汽車網和電力網深度融合，推進投融資模式創新、產業鏈創新和商業運營模式創新。四是電網企業按照配電網規劃加強配套電網建設與改造，確保電力供應滿足充換電設施運營需求。
(五)依法科學安排煤電超低排放改造。隨著《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)的實施，電力大氣污染物排放量快速下降，2014年電力二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量分別較排放峰值下降了54%、38%、76%。GB13223-2011標準已經是世界最嚴標準，在此之上進一步要求超低排放改造，建議，一是需要高度重視超低排放改造的可靠性、穩定性和經濟性，并將行政要求逐步納入法制軌道。二是在超低排放改造過程中，要統籌協調煤電超低排放改造的時點，因地、因廠、因煤制宜科學選擇技術路線，科學安排合理改造工期，保障電力熱力的供應和環保設施的改造質量。
