宏观经济：
中电联劳动节前发布了《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，总结了第一季度的供需形势，对今年剩下三个季度也做了一些预测。从中可以得出什么结论?
投资政策：
“我国火电、化石燃料比重已逐年下降。2015年底全国煤电装机容量占比58.7%，比2010年底降低了9个百分点。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩近日在2016中国光伏领袖高峰论坛上如是说。
投资动态：
据悉，发改委昨天发布题为《充分发挥价格杠杆作用助力供给侧结构性改革》的文章。文章中指出，下一步，发展改革委将按照国务院“放、管、服”改革要求，以完善主要由市场决定价格的机制为目标，把价格改革向纵深推进。重点是：深化电力、天然气、医疗服务、交通运输等领域价格改革，进一步放开竞争性环节价格。
国内：
电力市场交易中心为电力市朝交易提供平台，是给买卖双方“牵线”的重要媒介。电力市场交易中心的密集成立，标志着我国电力市朝改革正在提速。
国外：
以日本九州地区熊本、大分两县为中心的地震活动还在持续。对于全国唯一正在运转的九州电力公司川内核电站1号、2号机组(位于鹿儿岛县)，中央政府和原子能规制委员会给出了“安全认证”。电力公司也强调安全，地处震源延伸线上的四国电力公司伊方核电站3号机组(位于爱媛县)或将按计划于7月底重启。日本共同社5月2日报道质疑称，试问，核电站能否断言“安全”?
企业动态：
4月28日，国家电网公司在京召开今年第一季度电力市场交易信息发布会，会议发布了今年第一季度电力市场交易信息，专题介绍了电力供需形势。今年第一季度，国家电力市场交易电量达到1573.21亿千瓦时，其中跨区交易电量716.55亿千瓦时，同比增长10.44%。
项目动态：
今年2月国务院常务会议决定，实施新一轮农村电网改造升级工程。近日，国家电网和南方电网正式启动了农村电网改造工程。
【宏观经济】
从今年一季度全国电力供需形势中可以得出什么结论?
中电联劳动节前发布了《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，总结了第一季度的供需形势，对今年剩下三个季度也做了一些预测。从中可以得出什么结论?
形势没有想象的那么糟：电力消费增速回升，用电形势有所好转
一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。
主要原因：
一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。
二是闰年因素(2月份多一天)，拉高当季用电增速1.1个百分点。
三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2℃和1.4℃，对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。
但也没想象的那么好：一季度新增装机创新高，煤电利润继续处于下行通道
一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。
全年火电设备利用小时降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。
用电量增长全靠第三产业和居民生活撑住，但其中一部分是靠天吃饭
第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点;
第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。
其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头;住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。
城乡居民生活用电量快速增长。城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。
1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。
虽然高耗能拉后腿，但第二产业及其工业用电量增速仍实现由负转正
从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。第二产业比重同比降低2.1个百分点。
第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。
其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因。电力消费结构在不断调整。
制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因。
若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。
能源结构正发生巨变，一季度新增发电装机中，非化石能源占比约38.5%
一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。
基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。
3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速，全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。
一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%;全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。
火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低
火电投资同比下降19.5%;新增装机1746万千瓦(其中煤电1363万千瓦)，创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。
3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦(其中煤电8.4亿千瓦)，比上年3月底增长9.3%。
火电发电量持续负增长，同比下降2.2%;设备利用小时1006小时(其中煤电1054小时)，同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。
受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。
水电、核电投资下降，利用小时数创新高
水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降;新增水电装机159万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。
全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到1180、976、933、820和769小时。
核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1646小时、同比增加7小时。
风电并网增加，投资和利用小时数同比降低，太阳能发电利用小时数未提及
并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。
风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到2453和1691万千瓦;发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。
3月底全国并网太阳能发电装机容量5000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。
2016年后三季度会怎么样?
今年消费会比去年强，预计全年用电量增长1%-2%
综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。
考虑到上年二季度较一季度基数有所上升等因素，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右。
全年增速仍维持年初的判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计全年全社会用电量同比增长1%-2%(如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右)。
按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时将降至4000小时左右。
全年新增装机仍较大，其中非化石能源比例将过半
预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。
预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右，其中非化石能源发电5.9亿千瓦、占总装机比重36%左右。
电力供需形势维持原判：总体富余，部分地区过剩
预计东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。
【投资政策】
我国将淘汰落后煤电产能2000万千瓦
“我国火电、化石燃料比重已逐年下降。2015年底全国煤电装机容量占比58.7%，比2010年底降低了9个百分点。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩近日在2016中国光伏领袖高峰论坛上如是说。
王志轩表示，中国火电以煤电为主，大致占到90%~95%的范围。因此中国的火电基本上可以说就代表了中国的煤电。中国的煤电从发电装机来讲，十年以前长期维持在70%~75%，发电量在80%，但是这几年由于非化石能源的快速增长，其比重在下降，2015年煤电装机比重已经下降到57.8%。
为打好化解煤电产能过剩攻坚战，为煤电产能发展踩下急刹车，发改委、能源局下发了三个关乎煤电发展的文件，提出“十三五”期间我国将淘汰煤电落后产能2000万千瓦。这三份文件分别是：《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《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》。
国家发改委能源研究所所长韩文科认为，“十三五”淘汰2000万千瓦落后产能主要是针对落后机组，并不针对新上机组，2000万千瓦是经过研究测算可以完成的目标。
三份文件明确，各省份要按照国家规定，进一步提高标准、加大力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效等要求的火电机组。其中一个硬性要求是，优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。
我国还将建立煤电规划建设风险预警机制，引导国土、环保等部门在为煤电项目办理核准及开工建设所需支持性文件时，根据风险预警提示采取有针对性的政策措施。
【投资动态】
发改委将深化电力等领域价改
据悉，发改委昨天发布题为《充分发挥价格杠杆作用助力供给侧结构性改革》的文章。文章中指出，下一步，发展改革委将按照国务院“放、管、服”改革要求，以完善主要由市场决定价格的机制为目标，把价格改革向纵深推进。重点是：深化电力、天然气、医疗服务、交通运输等领域价格改革，进一步放开竞争性环节价格。这一时段，我们就重点来关注电力价格改革。
发改委表示，创新价格机制，既是加强需求侧管理的重要举措，也是推进供给侧结构性改革的关键环节。去年以来，发展改革委加快推进价格改革。具体到电力领域，重点包括逐步推进输配电价改革试点，对一些高耗能行业和一些生产企业实行差别电价和阶梯电价，对燃煤电厂超低排放实行上网电价支持政策等等，下一步将继续改革环保电价补贴方式，完善可再生能源价格形成机制和补贴办法，在产能严重过剩行业进一步推行基于单位能耗的差别电价政策。
对于电力领域的价格改革，厦门大学能源经济研究中心主任林伯强表示，电力价格仍然是当前能源价格改革中比较困难的一环，电力价格改革的深化不仅对去产能和减轻企业负担有意义，而且对于提升中国产品的竞争力也很有意义。
接下来电力价格改革方面还有哪些硬骨头要啃?中国能源网首席信息官韩晓平对此进行了分析与解读。
说到电力价格改革，我们首先要说的还是煤电联动。煤电联动从2004年年底开始启动，现在的煤炭行业形势和当初已经大不相同，在这种情况下，发改委去年底宣布进一步完善煤电价格联动机制，完善后的机制从2016年1月1号起开始实施。在您看来，完全落实煤电联动目前的难点有哪些，怎么去突破?
韩晓平：其实煤电联动已经推行很多年了，现在这个问题非常大。从2011年至今，粗算下来每度电的发电成本大致上已经减少了两毛多钱，但是实际上我们减少的并不多，所以这么多钱都放在电力企业里了，但是电力企业依然不赚钱，所以直到今天，这个问题已经对中国经济造成了严重的影响。但是煤电联动的主要矛盾还不在于发改委的价格，更重要的还是国资委。今天我们还是强调电力企业这种国有企业要做大做强，要不断扩大收入，要保值升值，这在一定程度上就影响了整个资源配置的效力，所以我们今天必须要下定决心，走出这关键的一步棋。
您谈到要下决心，是谁要下决心?
韩晓平：不光是发改委的价格部门，能源局、发改委包括国资委甚至是各个相关部门都要下这个决心。
继续推进输配电价改革试点是近期发改委电价改革的一个重点，4月下旬，包括北京天津在内的第二批试点开始启动，第一批试点总结出哪些经验?第二批试点要解决那些问题?
韩晓平：这个改革是非常艰难的，这个改革实际上是动了电网公司的奶酪，所以电网公司当然不愿意这样做，电网公司还有宏伟的蓝图，还想建很多电网，但是实际上没有人去过问这些电网的经济效益究竟如何。关于推进电价的改革，发改委的决心非常大，能源局也在积极推动，国务院对此也非常支持，所以这个改革是最终实现价格市场化的关键一步。随着电力改革的不断深入，电网公司今后主要是靠输配电，而输配电价要通过政府核定，并且要反映真实的成本，以及引入必要的竞争，只有这样，我们国家的电价才能趋于合理的水平。这中间还有一个问题，在输配电价格中，居民用电的价格相对很低，所以需要补贴，这就大大增加了商业用电和工业用电的成本，从而导致了工业竞争力的不足，所以我们还需解决一个交叉补贴的问题。
发展清洁能源是接下来能源工作的重中之重，新能源的弃风弃光等现象我们已经关注过多次，接下来，继续改革环保电价补贴方式，完善可再生能源价格形成机制和补贴办法应该围绕怎样的思路展开?
韩晓平：目前清洁能源弃风弃光的这个矛盾非常突出。其中一个原因就是投资者觉得有利可图，而且地方政府很冲动，为了增加GDP，它们拼命的批项目，但是不考虑电能不能输进去，有没有需求，电网又能不能调节。项目搞完以后，大家面临的问题就是市场需求怎么办?怎么解决?而电力改革、价格改革就是要平衡这个问题，风电价格的补贴当然要逐年减少，太阳能也要逐年减少，但是光靠减少还是不行的，我们现在的煤电成本太低了，为什么?因为煤电在我国是基础能源，而且很多国有企业希望把煤电的价格保持在一个相对较高的水平，但是这样一来，它们建煤电的冲动就会非常强烈，从而导致我们煤电严重过剩。
【国内】
电改再提速两月10家省级电力交易中心成立
据不完全统计，继3月份北京、广州两大国家级电力交易中心成立至今，已有河北、山东、天津等10家省级电力交易中心相继成立。电力市场交易中心为电力市朝交易提供平台，是给买卖双方“牵线”的重要媒介。电力市场交易中心的密集成立，标志着我国电力市朝改革正在提速。
自2015年3月《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，中国掀起了新一轮电力体制改革，至目前，我国已经初步建立了独立输配电价机制，为扩大市场形成电价范围创造条件。国家发改委副主任连维良曾表示，要实现电价由市场来决定，发电各方要自主交易，很重要的一点是要有交易的场所和平台，这就需要建立专门的电力交易机构。
今年3月，北京、广州两大国家级的电力交易中心相继获批成立。之后，新疆、青海、宁夏、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北相继成立省级电力市场交易中心，成为落实中央深化电力体制改革部署，推动构建有效竞争的电力市场体系的重要举措。
五个数字告诉你中国火电疯狂之势
「10亿千瓦」
一季度中国火电装机容量10亿千瓦已接近整个美国。一份来自中国电力联合会27日发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》(下称《报告》)显示，今年一季度的新增火电装机使得全国火电装机容量一举突破10亿千瓦，容量大致接近整个美国的电力总装机容量。
「10年新低」
设备利用率却达10年最低。
《报告》称，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国火电发电量持续负增长，同比下降2.2%;设备利用小时1006小时(其中煤电1054小时)，同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近10年来的同期最低水平。
「4329小时」
2015年火电利用小时数仅4329小时。
在火电发电量同比下降2.3%和全社会用电量增长仅0.5%的情况下，全年新增煤电装机5200万千瓦。火电利用小时数仅4329小时，同比降低410小时，为1969年来的年度最低值;在需求疲软、产能过剩、运行效率持续下滑的条件下，火电——尤其是行业却利用煤价与电价的不匹配实现了盈利水平的历史高点。
「5-8分」
度电超额利润5-8分，不可持续。
煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得了空前的超额利润。比较各省当前标杆上网电价与平准发电成本，除了内蒙古和新疆2分到3分钱度电超额利润外，其他典型省份的度电超额利润均在5分到8分钱，这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并助长其逆势投资。
然而，这一盈利能力并非是长期可持续的，如果发电企业基于短期盈利的能力做出产能扩张的决策，未来会招致亏损和投资无法收回的长期风险。
「5000万千瓦」
超5000万千瓦，煤电扩容紧“急刹车”。
国家能源局局长努尔˙白克力在4月21日的电视会议上说，预计今年新增装机规模将超5000万千瓦。如果按这样的发展态势，未来几年，我国煤电行业将会变成现在的钢铁和煤炭行业。
4月25日，发改委和能源局发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，要求“十三五”严控煤电规模。不仅要求淘汰落后的煤电产能，对于煤电新项目的规划、核准建设都要放缓。
核电未来15年发展路线如何规划?
在国家发展改革委、国家能源局近日印发的《能源技术革命创新行动计划(2016~2030年)》(以下简称《行动计划》)中对核能行业技术创新重点界定为“先进核能技术创新”与“乏燃料后处理与高放废物安全处理处置技术创新”，两个重点任务涉及目前核能行业的瓶颈与大规模发展核电必需功课的难题。
赞成绩 在建规模世界第一自主技术实现突破
近年来，中国核电发展迅速，仅2015年我国就核准开建了8台核电机组，核电在建规模保持世界第一。特别是福清、防城港四台“华龙一号”示范机组开工建设，为我国今后自主核电机组研发增强了信心。
此次《行动计划》也肯定了我国核电的技术发展。近年来，我国能源科技创新能力和技术装备自主化水平显著提升，基本掌握了AP1000核岛设计技术和关键设备材料制造技术，采用“华龙一号”自主三代技术的首堆示范项目开工建设，首座高温气冷堆技术商业化核电站示范工程建设进展顺利，核级数字化仪控系统实现自主化。
随着三门核电、海阳核电四台自主化依托效应核电机组的建设，开启了非能动核电技术在中国的实践和发展，在中国，非能动核电技术率先付诸于工程实施，按照中美两国政府企业签署的合作协议，国家核电技术公司与美国西屋公司牵头联合体进行了卓有成效的合作，严格按照三代核电的安全、质量标准和要求，稳步推进世界首批非能动核电机组的建设。国家电力投资集团总工程师王俊表示，AP1000首台示范机组三门核电1号机组已做好冷试前准备工作，并努力在明年六月达到商运条件。海阳核电1号机组计划在今年6月底进行冷试，预计明年2月并网发电。
而“华龙一号”是基于成熟技术的渐进型设计，采用大量经过验证的技术和设备，首次采用的先进设计的特征也经过了一系列的试验验证。目前“华龙一号”国内外项目进展良好，中核集团总工程师雷增光预计，国内“华龙一号”首堆示范工程预计于2020年7月投入商运。
同时，2012年12月9日开建的山东石岛湾高温堆示范工程不久前完成了反应堆压力容器成功完成吊装，为后续主设备安装打下基础。而4月6日，石岛湾核电厂高温气冷堆示范工程的数字化仪控系统(DCS)通过出厂验收，即日起将发往现场。
这也是国内首个实现数字化仪控系统100%国产化、自主化的商用核电项目。
定目标 加大核心技术研发力度推进先进堆型建设
虽然我国核电发展形势一片大好，但是长期以来，我国核电的发展存在着一些技术上“卡脖子”的问题，《行动计划》中提到“核心技术缺乏，关键装备及材料依赖进口问题比较突出，三代核电关键技术长期以引进消化吸收为主。”
《行动计划》在核能资源勘探开发利用、先进核燃料元件、反应堆技术方面确定了发展目标。在核能资源勘探开发利用方面，开展深部及非常规铀资源勘探开发利用技术研究，实现深度1000米以内的可地浸砂岩开发利用，开展黑色岩系、盐湖、海水等低品位铀资源综合回收技术研究。
在先进核燃料元件方面，实现自主先进核燃料元件的示范应用，推进事故容错燃料元件、环形燃料元件的辐照考验和商业运行，具备国际领先核燃料研发设计能力。
在反应堆技术方面，在第三代压水堆技术全面处于国际领先水平基础上，推进快堆及先进模块化小型堆示范工程建设，实现超高温气冷堆、熔盐堆等新一代先进堆型关键技术设备材料研发的重大突破。开展聚变堆芯燃烧等离子体的实验、控制技术和聚变示范堆DEMO的设计研究。
目前我国基本掌握了AP1000核岛设计技术和关键设备材料制造技术，截至目前，中国企业已经将AP1000核岛设备部分除主泵和爆破阀之外的设备全部攻克，下一步将实现主泵与爆破阀的国产化。加上拥有完全自主知识产权的“华龙一号”，三代压水堆技术基本达到国际领先水平。前不久中核集团多用途模块化小型堆ACP100通过国际安全审查，成为世界首个通过国际原子能机构安全审查的小堆技术，高温气冷堆、熔盐堆等先进核电技术正在稳步推进中。
在反应堆技术方面《行动计划》还提到在核能领域，要重点发展三代、四代核电，先进核燃料及循环利用，小型堆等技术，探索研发可控核聚变技术。
根据我国核能发展“三步走”战略，最终目标是实现聚变堆。目前在国际热核聚变实验堆计划中，中国占据重要地位。我国参与的ITER计划的目的就是建造一个聚变实验堆，该装置不仅反映了国际聚变能研究的最新成果，而且聚合了当今世界相关领域的顶尖技术。参与计划对我国而言，是我国核聚变发展前所未有的机遇，更有利于实现我国的能源战略。
向前看 推进后处理设施建设建成一批存储基地
在我国核电高速发展的背景下，乏燃料后处理技术显得有些滞后，按照至2020年我国在运核电机组5800万千瓦的规划，我国核电运行平均每年将产生乏燃料1000吨，乏燃料后处理建设已经迫在眉睫。但无论是自主技术还是投资，乏燃料后处理的规模提升难度均超过普通核电站。
乏燃料后处理重点在大型商用水法后处理厂建设，《行动计划》中提出，推进大型商用水法后处理厂建设，加强先进燃料循环的干法后处理研发与攻关。后处理厂的设计与建设是一项技术难度很大的复杂的系统工程，从设计、建造到调试、运行的时间跨度超过10年。加快推进后处理厂建设可谓耽误之急。所以对干法处理的研发就显得异常重要。
除了乏燃料处理外，高放废物地质处置也是急需解决的问题。目前我国已建成的若干存储基地都已临近饱和，未来要开展高放废物处置地下实验室建设、地质处置及安全技术研究，完善高放废物地质处置理论和技术体系。
此外，在未来十五年里，我国在乏燃料后处理与高放废物安全处理处置技术创方面会新围绕高放废液、高放石墨、α废物处理，以及冷坩埚玻璃固化高放废物处理等方面加强研发攻关，争取实现放射性废物处理水平进入先进国家行列。研究长寿命次锕系核素总量控制等放射性废物嬗变技术，掌握次临界系统设计和关键设备制造技术，建成外源次临界系统工程性实验装置。
中国对世界承诺，到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，要达到此目标，核能将扮演着重要角色，技术创新将成为保障核能发展的重要推手。4月21日，中核集团总经理钱智民率队前往奥地利，协调“华龙一号”主设备生产进度，与相关方讨论福清5、6号主泵供货问题，以确保“华龙一号”首堆工程项目主设备如期交付。“华龙一号”能使中国核电在豪强林立的世界市场上站稳脚跟，归根结底是拥有自主知识产权的技术，这一技术同时也需要其他技术层的支持，才能使中国核电做大做强。
【国外】
日媒：日熊本地震发人深思核电站安全性尚未可知
以日本九州地区熊本、大分两县为中心的地震活动还在持续。对于全国唯一正在运转的九州电力公司川内核电站1号、2号机组(位于鹿儿岛县)，中央政府和原子能规制委员会给出了“安全认证”。电力公司也强调安全，地处震源延伸线上的四国电力公司伊方核电站3号机组(位于爱媛县)或将按计划于7月底重启。日本共同社5月2日报道质疑称，试问，核电站能否断言“安全”?
据报道，规制委员会4月18日召开临时会议，讨论了熊本地震是否对九州地区以及四国地区中部的核电站安全造成影响。在一系列地震中，川内核电站的最大摇晃为8.6伽，大幅低于机组自动停运的设定值(最大加速度160伽)。由此，委员长田中俊一在记者会上阐述结论称“不会发生安全上的问题”。
日本中央政府照搬规制委员会的见解。经济产业相林干雄4月19日在内阁会议后的记者会上明确表示：“政府的态度是尊重规定了全球最严厉标准的规制委员会的判断。”
不过，规制委员会的判断并非是对核电站“绝对安全”的承诺。若发生超乎预想的事态后安全措施失灵，很容易引起重大事故。田中去年8月在例行记者会上称“不说绝对安全，也难说零事故”。可见，认为“十拿九稳”的规制委员会与认为“十拿十稳”的中央政府之间存在些微的不契合之处。
连续不断的熊本地震共计发生了1100多次震度1(日本标准)以上的地震。道路和交通网中断，影响灾后恢复。不过，中央政府坚持“没有停运(核电站)的理由”这一立场。
迄今，曾有过以地震危险性为由停运核电站的先例。那是福岛核事故发生不久后的2011年5月，时任首相的菅直人向中部电力公司要求全面停运位于东海地震震源地带的滨冈核电站。虽然当时也出现了“没有法律依据”的批评意见，但中部电力同意了停运。
电力公司并未就如何理解与认识这种“政治判断”表明态度。上月19日在众院环境委员会会议上，菅直人就川内核电站要求为预防出现不测而停运，但环境相兼原子能防灾担当相丸川珠代仅回答称尊重规制委员会的判断，没有谈及中央政府如何担负责任。
力争实现去核电化的市民团体“原子能市民委员会”主席、九州大学教授吉冈齐指出：“规制委员会的见解类似于‘安全宣言’，把话说得太满了。是否停运的判断交托给电力公司决定为好。”吉冈说道：“此次证明了若是发生地震和核电站的多重灾害，疏散计划就没有用。应该停运核电站，直到调整为实际有效的计划。”
乌克兰一季度电力生产、消费、出口数据
乌克兰新闻社5月4日援引乌能源和煤炭工业部发布数据：一季度，乌发电423亿度，同比下降5.5%，其中核电229亿度，下降3.72%;电力消费317亿度，同比下降7.5%;出口11.6亿度，同比增长30.4%。
2015年，乌发电1573亿度，比2014年下降13.6%;电力消费1182亿度，同比下降12.2%;电力出口36.4亿度，同比下降55%。
【企业动态】
国家电网发布一季度电力市场交易
4月28日，国家电网公司在京召开今年第一季度电力市场交易信息发布会，会议发布了今年第一季度电力市场交易信息，专题介绍了电力供需形势。今年第一季度，国家电力市场交易电量达到1573.21亿千瓦时，其中跨区交易电量716.55亿千瓦时，同比增长10.44%。
该公司发挥大电网优势，充分利用特高压电网远距离、大容量输电特点，大力开展跨区跨省交易，更大范围优化配置资源。
第一季度，公司经营区域清洁能源跨区跨省外送电量达到635亿千瓦时，同比增长12.5%，大范围消纳清洁能源成果显著。西南水电外送167亿千瓦时，同比增长2.8%。“三北”风电、太阳能发电等新能源外送90亿千瓦时，同比增长44.7%。公司试点组织西北送山东银东直流跨区电力客户直接交易，通过集中竞价和双边协商两种方式开展，共达成交易电量90亿千瓦时，其中风电、太阳能发电电量18亿千瓦时，占20%，促进了新能源的大范围消纳。
该公司认真贯彻落实节能减排政策，努力创造条件，推进高效节能发电机组替代高能耗发电机组的发电权交易。第一季度，公司经营区域共完成发电权交易电量30.93亿千瓦时，同比减少76.10%，实现节约标准煤19.98万吨，相当于减少二氧化硫和二氧化碳排放361.89吨和51.96万吨。
国家发改委、国家能源局相关负责人，华能、大唐、华电、国电、中电投发电集团，三峡集团、国华、神化国能、国投、京能、雅砻江公司等发电企业，以及阳城、锦界、府谷、南湖、花园、绿洲直调电厂的代表，国家电网公司总部有关部门相关人员参加会议。
大唐长春第三热电厂实现持续稳盈
截至4月30日，大唐长春第三热电厂前四个月供热量同比增长，持续稳步盈利，在省内用电负荷负增长、机组负荷率持续走低等不利形势下，生产经营实现了逆势上扬。
2016年，该厂加强争发电量和增加供热量的管理，在落实基本电量计划的基础上，较好地争取到大额电量。同时，多措并举，积极推进大用户直供工作，完成大用户直供协议签订;引导全员树立“一切为了电量，一切围绕电量”的意识，从确保日均发电计划的完成入手，以日保月，以月保年，实现发电量在省内30万千瓦机组排名靠前和供热量同比增长的良好态势。
为加强安全生产管理，该厂结合“吸取教训，堵塞漏洞”安全生产整治年活动，全面展开生产系统员工安全技术培训，提升干部职工的安全生产意识和业务能力素养;加强现场安全管理，严格执行两票三制，加强运行机组监控调整力度，严格落实两票查验考核，确保安全生产责任落实到位。
此外，该厂统筹兼顾，把指标“达设计值”工作与优化运行、精细检修、设备技改、劳动竞赛、合理化建议、绩效考核等工作有机结合，进一步缩小与先进值之间的差距。同时不断优化配煤掺烧方案，科学掺配，促进煤耗指标持续优化。加强对标管理，通过指标对标预警管控，找差距、定措施、抓落实，逐渐缩小与先进值的差距。
【项目动态】
国网南网启动农网改造
今年2月国务院常务会议决定，实施新一轮农村电网改造升级工程。近日，国家电网和南方电网正式启动了农村电网改造工程。
记者获悉，南方电网计划在十三五期间投资1300亿元用于农网改造升级，国家电网则计划总投资5222亿元，到2020年实现公司经营区内农村地区稳定可靠的供电服务全覆盖，“两网”合计投资达6522亿元。
本轮农网改造升级是继1998年、2010年两次农网改造升级之后的第三次农网改造升级，总投资远远超过前两次农网改造升级投资总和。
锡盟至胜利特高压交流输变电工程开工建设
4月29日，锡盟至胜利1000千伏特高压交流输变电工程开工建设。
该工程位于锡林郭勒盟境内，新建胜利1000千伏变电站，扩建锡盟1000千伏变电站，新增变电容量600万千伏安，线路长度2×240千米，投资49.56亿元，今年1月获得核准，计划2017年建成投运。
该输变电工程还是连接纳入国家大气污染防治行动计划的锡盟至山东1000千伏、锡盟至泰州±800千伏这两项特高压工程的关键枢纽，汇集了锡盟至山东特高压交流工程7个配套电源的电力，并将通过500千伏线路与锡盟换流站相连，可以满足锡盟至山东工程配套电源项目接入和送出的需要。工程建成后，锡盟地区每年将新增390亿千瓦时电力外送能力，对于促进内蒙古能源基地开发、加快资源优势向经济优势转化、满足京津冀鲁地区电网负荷增长需求、实现更大范围资源优化配置、落实国家大气污染防治行动计划等均具有十分重要的意义。
国家批准甘肃400万千瓦火电建设规模
4月28日，国家能源局印发了《关于甘肃酒泉至湖南特高压直流输电工程配套火电项目建设规划有关事项的复函》，批准安排甘肃400万千瓦火电建设规模，用于酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程配套调峰电源建设。
甘肃瓜州常乐电厂作为直流输电工程配套调峰火电项目，由甘肃省电力投资集团公司负责开展前期工作。该工程建设厂址位于酒泉市瓜州县布隆吉乡，新建火电装机容量400万千瓦，拟建设4台100万千瓦超超临界空冷机组，年需燃煤量约1000万吨，采用新疆哈密地区煤炭作为煤源，年需水量714万立方米，就近从双塔水库取水，项目估算总投资134亿元。工程计划今年年内开工建设，预计2018年首台机组建成投运。
工程建成后，将有效保障直流输电工程安全稳定运行，预计每年可向湖南省及周边地区输送电量420亿千瓦时，其中超过40%为风、光电等新能源电量，对于有效解决甘肃河西地区弃风限电问题，促进能源资源优势尽快转化为经济优势，推动河西清洁能源基地持续、健康发展具有重要意义。同时，在当前全省经济下行压力依然较大的情况下，工程实施也将对甘肃促投资、稳增长发挥积极作用。