综合考虑经济、社会发展、电气化水平提高等影响因素和电力作为基础产业及民生重要保障的地位，对比分析世界发达国家用电需求发展历程，借鉴国内各机构预测成果，采取多种方法进行预测，未来电力需求推荐方案为：

　　2020年全国全社会用电量为7.7万亿千瓦时，人均用电量5570千瓦时，“十三五”年均增长5.5%左右，电力消费弹性系数为0.76;2030年全国全社会用电量为10.3万亿千瓦时左右，人均用电量7400千瓦时左右，2020年～2030年年均增长3%左右，电力消费弹性系数为0.5左右;2050年为12万亿千瓦时～13万亿千瓦时，人均用电量9000千瓦时左右。

　　从电力需求地区分布上看，东中西部发展受两个主要因素影响，一是发挥西部资源优势，耗能产业逐步向西部转移;二是随着城镇化深化发展，人口继续向东中部地区特别是大中城市集中。综合两方面因素，未来西部地区用电需求预计将保持较快增长，增速快于中东部地区;中东部地区受人口增加、电气化水平提高等因素影响，用电量也将平稳增长，中东部地区作为我国人口中心、经济中心和用电负荷中心的地位将长期保持。

　　对应于上述用电增长需求，预计全国发电装机到2020年需要19.6亿千瓦左右，2030年需要30.2亿千瓦左右，2050年需要39.8亿千瓦左右。其中，非化石能源发电所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年发电装机占比分别达到39%、49%和62%，发电量占比分别达到29%、37%和50%。到2050年，我国电力结构将实现从煤电为主向非化石能源发电为主的转换。

　　2 电力需求增速平稳回升，全年增速为3.5%左右

　　(1)全社会用电量增速同比提高，第三产业和城乡居民生活用电量高速增长

　　1月～8月份，全国全社会用电量38920亿千瓦时，同比增长4.2%，增速比上年同期提高3.2个百分点。

　　分产业看，1月～8月份，第一产业用电量740亿千瓦时，同比增长5.1%，占全社会用电量的比重为1.9%;第二产业用电量27537亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为70.8%，对全社会用电量增长的贡献率为34.5%;第三产业用电量5277亿千瓦时，同比增长11.0%，增速比上年同期提高3.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.6%，对全社会用电量增长的贡献率为33.1%;城乡居民生活用电量5366亿千瓦时，同比增长9.7%，增速比上年同期提高5.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为30.2%。

　　图1 2014年以来分月全社会用电量及其增速

　　分省份看，1月～8月份，全社会用电量增速高于全国平均水平(4.2%)的省份有13个，依次为：西藏(17.8%)、新疆(12.2%)、江西(9.7%)、安徽(9.5%)、陕西(9.2%)、浙江(8.7%)、北京(7.0%)、上海(6.9%)、江苏(6.8%)、湖北(6.7%)、福建(6.3%)、海南(6.2%)和广东(4.9%);全社会用电量负增长的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为：甘肃(-7.8%)、青海(-7.4%)和云南(-5.5%)。

　　8月份，全国全社会用电量5631亿千瓦时，同比增长8.3%。分产业看，第一产业用电量133亿千瓦时，同比下降0.5%;第二产业用电量3796亿千瓦时，同比增长4.8%;第三产业用电量826亿千瓦时，同比增长15.5%;城乡居民生活用电量877亿千瓦时，同比增长19.9%。

　　分省份看，8月份，全社会用电量增速超过全国平均水平(8.3%)的省份有15个，其中增速超过10%的省份有：陕西(21.7%)、西藏(20.4%)、江西(19.7%)、安徽(19.3%)、上海(14.9%)、江苏(14.2%)、浙江(13.8%)、湖北(13.1%)、贵州(11.7%)、福建(11.4%)、重庆(11.2%)、湖南(10.9%)、四川(10.5%)、北京(10.1%)和新疆(10.0%);全社会用电量负增长的省份有2个，分别为内蒙古(-4.4%)和甘肃(-3.1%)。

　　(2)工业和制造业用电量累计增速同比提高

　　1月～8月份，全国工业用电量27067亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为69.5%，对全社会用电量增长的贡献率为33.8%。其中，轻工业用电量为4592亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期提高2.2个百分点;重工业用电量为22475亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.8个百分点。

　　8月份，全国工业用电量3726亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的比重为66.2%。其中，轻工业用电量655亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为11.6%;重工业用电量3071亿千瓦时，同比增长4.7%，占全社会用电量的比重为54.5%。

　　图2 2014年以来分月的轻、重工业用电量增速情况

　　1月～8月份，全国制造业用电量20089亿千瓦时，同比增长0.9%，增速比上年同期提高1.4个百分点。8月份，全国制造业用电量2774亿千瓦时，同比增长3.5%;制造业日均用电量89.5亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加3.1亿千瓦时/天和增加0.9亿千瓦时/天。

　　图3 2014年以来分月制造业日均用电量

　　(3)高载能行业单月用电量连续两个月正增长，钢铁和化学行业当月用电量同比下降

　　1月～8月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计11361亿千瓦时，同比下降2.2%，增速比上年同期回落0.1个百分点;合计用电量占全社会用电量的比重为29.2%，对全社会用电量增长的贡献率为-16.5%。其中，化工行业用电量2878亿千瓦时，同比增长2.5%，增速与上年同期基本持平;建材行业用电量2034亿千瓦时，同比增长0.6%，增速比上年同期提高7.0个百分点;黑色金属冶炼行业用电量3120亿千瓦时，同比下降7.4%，增速比上年同期提高0.5个百分点;有色金属冶炼行业3329亿千瓦时，同比下降2.7%，增速比上年同期回落7.0个百分点。

　　8月份，四大高载能行业用电量合计1531亿千瓦时，同比增长0.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点，占全社会用电量的比重为27.2%。其中，化工行业用电量357亿千瓦时，同比下降2.9%，增速比上年同期回落6.3个百分点;建材行业用电量295亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期提高8.2个百分点;黑色金属行业用电量431亿千瓦时，同比下降1.6%，增速比上年同期提高7.1个百分点;有色金属冶炼行业447亿千瓦时，同比增长2.8%，增速比上年同期提高2.4个百分点。

　　图4 2014年以来分月重点行业用电量情况

　　(4)发电装机容量持续快速增长，火电单月发电量连续3个月正增长

　　截至8月底，全国6000kW及以上电厂装机容量15.4亿千瓦，同比增长11.2%，增速比上年同期提高2.2个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.2亿千瓦、核电3135万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1月～8月份，全国规模以上电厂发电量38772亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期提高2.5个百分点。

　　1月～8月份，全国规模以上电厂水电发电量7157亿千瓦时，同比增长12.0%，增速比上年同期提高6.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(1736亿千瓦时)、云南(1219亿千瓦时)和湖北(1024亿千瓦时)，其合计水电发电量占全国水电发电量的55.6%，同比增速分别为9.3%、0.6%和20.5%。

　　1月～8月份，全国规模以上电厂火电发电量28639亿千瓦时，同比下降0.5%，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有7个省，分别为北京(11.8%)、安徽(9.3%)、浙江(6.3%)、陕西(6.0%)、山东(5.4%)、新疆(5.3%)和江苏(5.2%);全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建(-22.6%)、湖南(-21.2%)同比下降超过20%。8月份，全国规模以上电厂火电发电量4138亿千瓦时，同比增长7.5%。

　　1月～8月份，全国核电发电量1364亿千瓦时，同比增长23.7%，增速比上年同期回落10.2个百分点。

　　1月～8月份，全国600kW及以上风电厂发电量1541亿千瓦时，同比增长26.8%，增速比上年同期提高3.3个百分点。

　　(5)水电设备利用小时为近十年来同期最高水平，火电利用小时降幅继续扩大

　　1月～8月份，全国发电设备累计平均利用小时2507h，同比降低173h。

　　图5 2005年以来历年　1月～8月份利用小时情况

　　分类型看，1月～8月份，全国水电设备平均利用小时2456h，同比增加182h;水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北、广西和贵州的水电设备平均利用小时同比分别增加806h、480h、292h和267h，青海、云南和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低347h、143h和63h。全国火电设备平均利用小时2727h，同比降低228h。其中，山东、江苏、河北等13个省份利用小时数超过全国平均水平;在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足1000h，分别为800h和56h;与上年同期相比，除北京外，全国其它省份的火电设备利用小时均有不同程度的降低。其中，青海、海南、广西、湖南和福建下降超过600h。全国核电设备平均利用小时4637h，同比降低231h。全国风电设备平均利用小时1144h，同比降低62h。

　　图6 1月～8月份风电装机较多省份风电设备利用小时

　　(6)全国跨区、跨省送出电量同比增长

　　1月～8月份，全国跨区送电完成2318亿千瓦时，同比增长8.7%。其中，华北送华中(特高压)32亿千瓦时，同比下降28.6%;华北送华东109亿千瓦时，同比增长5.7%;东北送华北142亿千瓦时，同比增长30.3%;华中送华东256亿千瓦时，同比增长43.3%;华中送南方163亿千瓦时，同比下降1.2%;西北送华北和华中合计610亿千瓦时，同比增长10.0%;西南送华东652亿千瓦时，同比增长7.6%。

　　1月～8月份，全国各省送出电量合计6274亿千瓦时，同比增长5.6%。其中，内蒙古送出电量922亿千瓦时，同比下降3.2%;四川送出电量803亿千瓦时，同比增长6.2%;湖北送出电量580亿千瓦时，同比增长21.3%;贵州送出电量531亿千瓦时，同比增长5.5%;山西送出电量517亿千瓦时，同比下降4.9%;云南送出电量507亿千瓦时，同比增长4.2%;安徽送出电量325亿千瓦时，同比增长14.6%;河北送出电量258亿千瓦时，同比增长6.4%;新疆送出电量236亿千瓦时，同比增长15.2%;陕西送出电量222亿千瓦时，同比下降4.3%;宁夏送出电量214亿千瓦时，同比下降0.5%。

　　8月份，全国跨区送电完成403亿千瓦时，同比增长5.3%。其中，华北送华东17亿千瓦时，同比下降3.0%;东北送华北14亿千瓦时，同比下降6.9%;华中送华东43亿千瓦时，同比增长38.4%;华中送南方25亿千瓦时，同比增长11.3%;西北送华北和华中合计88亿千瓦时，同比下降1.2%;西南送华东152亿千瓦时，同比增长4.4%。

　　8月份，全国各省送出电量合计986亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，四川送出电量182亿千瓦时，同比下降0.5%;内蒙古送出电量130亿千瓦时，同比增长2.6%;云南送出电量110亿千瓦时，同比增长23.4%;湖北送出电量91亿千瓦时，同比增长17.9%;山西送出电量82亿千瓦时，同比增长2.8%;贵州送出电量82亿千瓦时，同比增长12.4%;安徽送出电量40亿千瓦时，同比下降15.0%;新疆送出电量35亿千瓦时，同比增长3.9%;宁夏送出电量31亿千瓦时，同比增长6.0%;陕西送出电量30亿千瓦时，同比下降6.9%。

　　(7)基建新增装机规模同比增加

　　1月～8月份，全国基建新增发电生产能力6853万千瓦，比上年同期多投产779万千瓦。其中，水电731万千瓦、火电2875万千瓦、核电326万千瓦、风电742万千瓦，分别比上年同期少投产60万千瓦、207万千瓦、220和273万千瓦。

　　(8)电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长

　　1月～8月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1704亿元，比上年同期下降11.4%。在电源完成投资中，水电完成投资310亿元，同比下降19.1%;火电完成投资552亿元，同比下降10.7%;风电完成投资384亿元，同比下降32.9%;核电完成投资288亿元，同比增长1.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.6%，比上年同期回落0.3个百分点。

　　1月～8月份，全国电网工程完成投资3012亿元，同比增长33.2%。

　　4 电力发展战略布局

　　基于我国发电能源资源禀赋特征和用电负荷分布，统筹协调经济社会发展、生态文明建设、电力安全保障及技术经济制约，电力发展应加快转变电力发展方式，着力推进电力结构优化和产业升级，始终坚持节约优先，优先开发水电、积极有序发展新能源发电、安全高效发展核电、优化发展煤电、高效发展天然气发电，推进更大范围内电力资源优化配置，加快建设坚强智能电网，构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系。

　　4.1 优先开发水电

　　水电是技术成熟、出力相对稳定的可再生能源，在可靠性、经济性和灵活性方面具有显著优势，需要放在优先开发的战略位置上。

　　水电要坚持绿色和谐开发，以大型基地为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发;重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围;加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。全国常规水电装机规划2020年达到3.6亿千瓦左右，开发程度67%;2030年达到4.5亿千瓦～5.0亿千瓦左右，开发程度超过80%，除西藏外，全国水电基本开发完毕。抽水蓄能装机规划2020年、2030年和2050年分别达到6000万千瓦、1.5亿千瓦和3亿千瓦。

　　4.2 积极有序发展新能源发电

　　风电、太阳能发电发展要坚持分散与集中、大中小相结合;加快提高技术和装备水平，力争到2020年我国风电产业处于世界领先水平，2020年我国太阳能发电产业达到世界先进水平，2030年力争处于世界领先水平;加快大型基地外送通道建设;合理布局建设调峰调频电源，研究应用储能技术。全国新能源发电装机规划2020年达到2.8亿千瓦，2030年达到6.7亿千瓦，2050年达到13.3亿千瓦。

　　新能源发电要着力解决缺乏清晰战略目标及发展路径、缺乏统筹规划、缺乏项目统筹核准机制和法律法规政策有待完善、基础工作有待加强、设备性能和建设运行水平有待提高“三缺乏三有待”问题，贯彻落实《可再生能源法》，进一步完善相关机制。

　　一是明确国家能源等主管部门、发电企业、电网企业、设备制造企业和行业协会责任，转变发展方式。从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变，从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变。发展目标要与国家财政补贴能力、全社会电价承受能力和电力系统消纳能力等相平衡。

　　二是加强新能源发电科学统一规划，实现中央与地方的新能源发电规划、新能源发电规划与消纳市场、新能源发电规划与电网规划以及新能源发电规划与其他电源规划相协调。

　　三是强化规划执行刚性，简化项目核准程序。2017年前全面推行新能源发电规划内项目公开招标制，通过市场机制选择投资主体。建立新能源发电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度。建立项目审批与电价补贴资金挂钩制度。

　　四是健全和完善相关法律法规和政策体系。

　　五是加强产业发展的基础工作。确保2017年前摸清家底，加强新能源发电的运行管理，健全和完善相关的标准体系，明确统计标准、加大统计力度。

　　六是加快推进新能源发电产业技术升级。

　　七是高度重视生态环保问题。

　　4.3 安全高效发展核电

　　核电发展要高度重视核电安全，强化核安全文化理念;坚持以“我”为主，明晰技术发展路线;统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化;理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程;建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。核电装机规划2020年达到5800万千瓦左右，2030年达到2.0亿千瓦，2050年4.0亿千瓦。

　　安全高效发展核电需要解决好以下问题：一是加强核电安全的宣传教育，消除社会核安全恐惧心理，提高社会公众的安全意识和对核电发展的认同度。二是理顺政府管理体制，明晰核电发展战略，统筹做好核电发展规划。三是加快修订出台《核电管理条例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法规与制度体系。四是统一技术路线，加快形成与国际接轨的统一技术标准体系。五是健全国内核电工业体系，加快提高市场化、专业化程度。六是加快提升自主研发能力，提高自主化、本地化程度，提高成套设备设计制造能力。七是加快核电专业人员培养。

　　4.4 优化发展煤电

　　我国电源结构以煤电为主的格局长期不会改变，必须坚持优化发展煤电，高度重视煤炭绿色发电，推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地;严格控制东部地区新建纯凝燃煤机组;鼓励发展热电联产;大力推行洁净煤发电技术，加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。全国煤电装机规划2020年达到11亿千瓦，新增中煤电基地占55%;2030年达到13.5亿千瓦，新增装机主要在煤电基地;2050年下降到12亿千瓦。

　　煤电开发要优化煤电布局，在高度重视水资源制约及生态环境保护基础上，主要布局开发煤电基地。同时，要加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重。中国大量的煤炭被直接燃烧利用或者利用在控制水平低的行业，是造成燃煤常规污染物对环境影响和致霾的重要原因。

　　发达国家的经验就是将散烧煤进行集中燃烧，绝大部分用于电力来解决煤炭污染问题。如果我国能够达到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染问题就能完全有效解决。因此，加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重，是解决煤炭污染的关键。

　　4.5 高效发展天然气发电

　　天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。高效发展天然气发电，要优先发展天然气分布式能源系统，因地制宜发展大型单循环燃气发电，适度发展大型联合循环燃气发电。全国天然气发电装机规划2020年1.0亿千瓦，其中分布式4000万千瓦;2030年装机2.0亿千瓦，其中分布式1.2亿千瓦;2050年装机3.0亿千瓦，其中分布式2.0亿千瓦。

　　天然气发电要研究制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，加快制定天然气分布式发电管理办法和技术标准，充分发挥天然气发电的调峰优势，以解决天然气对外依存度不断提高、发电成本高和分布式发电发展滞后等问题。

　　4.6 推进更大范围内电力资源优化配置

　　我国未来电力需求分布呈西移北扩趋势，但负荷中心仍将集中在中东部地区。综合考虑我国电力负荷及电源布局，未来我国将形成大规模的西部、北部电源基地向中东部负荷中心送电的电力流格局。其中，西南水电、西部和北部煤电及风电通过跨区电网送入华北、华中、华东及南方电网负荷中心地区;周边发电资源丰富的俄罗斯、蒙古、中亚、东南亚等国家和地区就近向我国负荷中心地区送电。

　　预计2020年，我国跨区、跨国电网输送容量将占全国电力总负荷的25%～30%。2030年前后跨区、跨国电网输送容量占全国电力总负荷的30%以上。2030年～2050年期间，全国跨区电力流规模仍有进一步增大的潜力。

　　4.7 加快建设坚强智能电网

　　立足自主创新，推广应用特高压等先进成熟输电技术，加快建设坚强跨区、跨国骨干网架，促进大型能源基地集约化开发和高效利用，实现更大范围资源优化配置。2020年前后，建成福建与台湾电网联网工程，实现台湾与祖国大陆联网。跨区电网结构增强，特高压交直流并举，相辅相成，满足大煤电、大水电、大核电和大可再生能源基地送出和大受端电网可靠运行需要。配电网结构增强，供电能力和供电可靠性得到大幅度提高。智能电网将为大型能源基地的集约化开发与能源外送，分布式电源、智能家电、电动汽车的广泛应用，以及为智能楼宇、智能社区、智能城市建设提供安全可靠的保障。各电压等级电网功能定位更加明确，结构坚强、发展协调，智能化关键技术和设备得到广泛应用，电力系统各环节基本实现智能化，各项技术经济指标和装备质量全面达到或领先于国际水平。

　　5 当前电力工业面临的主要问题

　　(1)电力工业总体供大于求，东北、西北地区电力富余程度进一步加剧。随着我国经济进入”新常态”，电力需求增长明显放缓，由于缺乏统筹的电力规划指导，电源装机仍旧保持快速增长，使得全国多数地区存在电力供应大于电力需求的问题。相关资料显示，2016年，东北、西北电网富余程度均比2015年有所加剧。

　　(2)全国新增煤电装机保持较大规模，东中部地区新增煤电依然较多。近年来，发电企业投资的积极性依然较高，加之审批权下放后，部分地方政府”稳增长”要求，煤电新增装机仍保持较大规模，且布局不尽合理。2016年全国新增煤电装机5100万千瓦左右，其中东部、中部地区分别新增约1300万千瓦、1200万千瓦，两者合计约占新增装机总量的一半。

　　(3)部分地区可再生能源发展过快，消纳问题日益突出。近年来，受运行机制不健全、电力需求增长放缓、系统调峰资源不足以及电力外送能力有限等因素影响，我国弃水、弃风、弃光规模持续攀升，但部分消纳困难的地区仍大力发展可再生能源。据统计，上半年，全国弃风电量达到323亿千瓦时，弃风率为21%，同比上升6个百分点。甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率均超过30%。此外，西南地区弃水、西北地区弃光的规模也有所上升。

　　(4)电力需求增长缓慢，电力企业经营压力进一步加大。对电网企业而言，受电力需求增长缓慢影响，售电量增长乏力，加之电力体制改革将使售电市场竞争加剧，企业难以靠售电支撑收入、利润的较快增长。对发电企业而言，火电设备利用小时数持续下降，上网电价有所下调，电煤价格上升，企业盈利空间进一步收缩。

　　6 相关建议及诉求

　　6.1 多措并举促进电力行业科学发展

　　严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模，优化增量结构，促进电力行业科学发展。随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，加快转变电力发展方式，做优增量，把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议：

　　一是严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制电源新开工规模，各级政府及相关部门要坚决取消一批不具备核准条件的煤电项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准的煤电项目开工，避免进一步加剧发电市场过剩。发电企业更要严格控制电源新开工规模，尤其在电力过剩明显地区，缓建一批已核准项目，对于部分已开工项目，具备条件的也可研究推迟或停建，合理压缩投产规模，做好风险防控。

　　二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快抽水蓄能等调峰电源建设，建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组(并建立相应调峰辅助服务电价机制)，提升电力系统综合调峰能力，既能提高可再生能源发电消纳能力，也能提升高参数大容量煤电机组运行效率，从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。

　　三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可有序开工这两类项目，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。

　　四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力，同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件;清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造，一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场，另一方面，配电网升级建设改造，可以满足人民生活的电能替代需求，兼顾电动汽车、充电桩，以及分布式能源快速发展的接入要求。

　　6.2 远近结合、多措并举，加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题

　　电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施：

　　一是建设跨区跨省通道，扩大可再生能源发电消纳市场。结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。

　　二是优化系统调度运行，提高跨省区输电通道利用效率，在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。

　　三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。

　　四是加快实施电能替代，采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，千方百计提高消纳可再生能源发电能力。

　　6.3 坚持开放发展，推动与周边国家的电网互联互通

　　一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，促进特高压输电以及核电、火电、水电”走出去”，带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时，积极推动中国与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理，主动参与相关国际标准制定，加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。

　　6.4 科学推进电力行业节能减排工作

　　(1)统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高。

　　(2)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。

　　(3)持续提高煤炭转换为电力的比重，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。

　　(4)在推进煤电超低排放改造专项行动中，要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系，企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性。因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线，科学合理安排改造周期，保障环保设施改造质量。