我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长。在电力供需宽松、部分地区过剩的环境下，要实行调整存量和做优增量并重，着力推动电力行业提质增效升级，发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。

建议，一是做好新常态下的电力需求分析预测。准确把握经济新常态三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡大势，实事求是做好“十三五”及中长期电力需求预测。

二是科学统筹确定非化石能源发电发展规模，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展规模，稳步推进电力绿色化转型和安全可靠供应，满足经济社会发展的有效需求。同时，加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平和电能占终端能源消费中的比重。

三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置好非化石能源发电品种，优先发展水电和核电，提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。

四是统筹电力发展与改革，稳妥有序深化改革。严格贯彻落实《关于深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)要求，及时出台相关实施细则或办法，积极有序推进试点，稳妥推进改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

(二)严格控制电源开工规模，优化增量结构，稳定经济增长。

在电力需求增速向下换挡和全国电力供需宽松、部分地区过剩的情况下，发电装机容量受建设周期影响还将延续高速增长，未来2-3年电力供需将延续过剩。同时，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。

现阶段，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，还需要电力行业通过“调整存量、做优增量”来实现行业提质增效和稳定经济增长双重目标。

为此，从“做优增量”上看，一是严格控制电源新开工规模。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新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从更为宽松、部分地区过剩加快转变为总体平衡。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。发电企业在煤电设备利用小时持续下降的大背景下，要提升风险管控意识，控制好煤电项目开发建设节奏，调整优化投资结构。

二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，加强光热电站政策研究和加快示范项目建设，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。

三是增加水电和核电开工规模。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，可适度增加开工这两类项目规模，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。要着力解决电源电网不协调问题，加快跨区跨省电网通道建设，特别是要认真贯彻落实国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》和国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，各级政府加快组织研究编制配电网专项规划和出台落实相关政策措施，电网企业加快有序实施规划，做到规划落地、项目生根、政策见效，实现惠民生、稳增长、调结构和促升级目标。

(三)远近结合、多措并举，着力“调整存量”，加快解决好“弃水”、“弃风”、“弃光”和产能过剩问题。

要从行业全局来统筹调整存量，加快解决好“弃水”、“弃风”和“弃光”和产能过剩问题。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，近中期优先鼓励分散、分布式开发。

同时，要采取应急措施，包括：一是建设跨区跨省通道。结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严控电源开工。严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。

三是创新探索消纳新途径。认真落实国家发展改革委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行〔2015〕2554号)要求，大胆探索创新，努力解决“弃风”、“弃光”问题，总结经验后推广。特别要高度重视冬季北方供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强各类机组协调调度，在保障电力系统安全稳定运行基础上，积极探索风电清洁供暖工作，提高风电消纳能力。

四是发挥市场机制作用，促进增供扩销。加快建设和利用电力市场交易平台有序开展电力交易，发挥价格在市场调节和分配方面的决定性作用，既能有效降低企业用电成本、促进企业生产，又能做大电量市场、通过激发消费量来解决电力设备利用率下降问题，实现交易各方利益最大化。同时，要加快实施电能替代，实现电力增供扩销。

(四)加快充电基础设施建设，促进电动汽车产业发展。

大力推进充电基础设施建设，对于促进电动汽车产业发展、优化能源结构以及实现稳增长、惠民生具有重要意义。要加快把国务院办公厅《关于加快电动汽车充电基础设施建设的指导意见》(国办发〔2015〕73号)贯彻落实到位，一是加强统筹规划。加强充电基础设施发展顶层设计，按照“因地制宜、快慢互济、经济合理”的要求，根据各地发展实际，做好充电基础设施建设整体规划。各级政府要将充电基础设施专项规划有关内容纳入城乡规划，将充电基础设施配套电网建设与改造项目纳入配电网专项规划，在用地保障、廊道通行等方面给予支持。

二是统一标准规范。加快制修订充换电关键技术标准，完善有关工程建设、运营服务、维护管理的标准。严格按照工程建设标准建设改造充电基础设施，健全电动汽车和充电设备的产品认证与准入管理体系，促进不同充电服务平台互联互通，提高设施通用性和开放性。加快修订出台充电接口及通信协议等标准，积极推进充电接口互操作性检测、充电服务平台间数据交换等标准的制修订工作，实现充电标准统一。

三是充分发挥市场主导作用，创新商业合作与服务模式。通过推广政府和社会资本合作(PPP)模式、加大财政扶持力度、建立合理价格机制等方式，引导社会资本参与充电基础设施体系建设运营。立足于“互联网+”平台，树立网络思维，把充电设施网、电动汽车网和电力网深度融合，推进投融资模式创新、产业链创新和商业运营模式创新。

四是电网企业按照配电网规划加强配套电网建设与改造，确保电力供应满足充换电设施运营需求。

(五)依法科学安排煤电超低排放改造。

随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的实施，电力大气污染物排放量快速下降，2014年电力二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别较排放峰值下降了54%、38%、76%。GB13223-2011标准已经是世界最严标准，在此之上进一步要求超低排放改造，建议，一是需要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，并将行政要求逐步纳入法制轨道。二是在超低排放改造过程中，要统筹协调煤电超低排放改造的时点，因地、因厂、因煤制宜科学选择技术路线，科学安排合理改造工期，保障电力热力的供应和环保设施的改造质量。