国电集团提出，国资国企改革1+N政策体系逐步完善，十项改革试点正在加快推进，未来国有企业的竞争环境和运营管理模式的变化将是革命性的，但目前的思想观念、工作状态、体制机制、管控水平还远远不能适应市场化要求。

坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预。（三）坚持输出与就地消纳并重，推进市场机制化解清洁能源弃能问题近年来我国可再生能源发电的迅速发展显著促进了能源结构的优化调整，但在电力消费市场放缓的大背景下，新能源发展过于集中和速度过快、电源电网发展不协调等矛盾，严重制约了新能源发电的健康可持续发展，需统筹协调相关部门和企业，标本兼顾，从行业全局妥善解决好弃能问题。

健全守信激励和失信惩戒机制，加强对电力市场主体的监督和惩戒，规范电力市场交易秩序，防范恶性竞争。四是逐步培养合理有效的市场机制。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。三是推广实行峰谷分时电价。（二）统筹推进电力改革与行业发展，避免行业风险聚集当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增长放缓、电力交易价格下降、燃料成本大幅上涨、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧等多重矛盾交织叠加的特殊时期，企业面临严峻的经营压力和困境，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。

建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制。促进煤电双方形成 利益共享，风险共担的长期良性合作机制，规避因电煤市场价格大起大落给煤、电双方经营带来的风险。国家发展改革委新闻发言人、价格司司长施子海在6月28日深化价格机制改革降低实体经济成本专题新闻发布会上表示，价格机制是市场机制的核心。

这样的推进模式是将改革作为一种测算手段存在，通过平衡账户和电网企业获取准许收入模式运行，测试输配电价合理程度及对电网企业经营的影响，在一定程度上降低了改革风险。输配电价改革成功与否，决定着电力市场化改革的成败和进程。现有试点地区，通过输配电成本监审和输配电价的测算，核定该地区电网企业准许收入，并将电网企业通过销售电力取得的电费收入与对其核定的准许收入差额计入平衡账户。输配电价政策是否落实到位，关系到电力市场化改革能否成功，电力行业能否持续解放生产力、释放改革红利。

摸着石头过河一定不会坦途一片，需要改革参与者们不断反思，不断调整改革方式。正是因为输配电价改革这招先手棋将为电力体制改革带来延绵不绝的长远效应，才需要在改革过程中谨慎前行，用摸石探路的方式探索前行。

该负责人告诉记者。反思电力改革并不是反对电力改革，而是防止主观臆断以理想化目标去设计电力改革的目标模式和实施步骤，是要实事求是发挥中国社会主义市场经济的优越性，吸取西方国家电改的经验教训，在此基础上找到一条作为国民经济第一基础产业改革与发展的有效路径。改革没有易事，但只要我们方向明确，只要我们步伐不停，改革的最终结果令人期待。在接下来的输配电价改革过程中，当务之急就是做好输配电价核定的基础工作，通过各地试点，从中总结规律，建立起核定的科学指标体系，实现历史成本、电网投资以及交叉补贴测算的量化和标准化，尽可能地做到科学、客观和公正。

而在大用户直接交易输配电价执行上，因目前各地大用户直接交易占全社会用电量比重不大，其输配电价主要依据电网企业现有购售电价差测算核定，此类交易对各省份电网企业整体购售价差影响较小释放需求潜能，推广电能替代，助推电力需求增长。对于核电，要安全第一、稳妥推进，适当放慢利用小时数已大幅下降地区的核电建设步伐。对于水电，一方面要在大力开发径流式水电基地时提前考虑消纳市场、同步做好电网建设;另一方面要加大有调节水库水电站和抽水蓄能电站的建设力度，为电力系统运行提供优质调峰资源。

另一方面，要大力推行电能替代。区分发电技术种类，采取差别化调控措施。

分行业看，2011～2015年黑色金属、有色金属、建材、化工四大高耗能行业(合计占2015年全社会用电量的31.6%)的年均用电增速显著低于2001～2010年的平均水平，对全社会用电增量的贡献率由34.8%下降至26.9%。大力开展大用户直接交易，降低用户用电成本，释放需求增长潜能;为新兴产业与服务业提供更优质、更便捷的电力服务，助推发展新动能。

电力供需形势存在区域性差异，局部地区电力供给过剩，压力较大过去十年，全社会用电量的地区分布(按电网经营区域划分)变化是：华北、华东、华中、西南、南方等电网的占比变化很小，2005、2015年合计占比分别为84.2%、83.8%;东北占比从2005年的8.3%下降至2015年的6.3%(降幅为2.0个百分点);西北占比从2005年的7.4%上升至2015年的9.8%(升幅为2.4个百分点)。对电力供需宽松怎么看电力供需宽松的重要表征为发电设备利用小时数持续大幅下降发电设备利用小时数是判断电力供需形势的重要标准。在全国电力供需宽松的大背景下，西北、东北电网电力供给过剩压力较大。对于煤电，在严格执行国家能源局的三个一批(取消一批、缓核一批、缓建一批)促进煤电有序发展政策的基础上，可考虑同步进行淘汰一批、改造一批，即对一批污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组进行淘汰，有效降低电力供给;对一批机组进行超低排放或灵活性提升改造，阶段性降低电力供给。在电力需求侧，全社会用电量增速高位骤降，从十一五期间的年均11.1%下降到十二五期间的年均5.7%，2015年同比增速仅为0.5%。首先，逐步扩大煤电机组市场化交易电量，由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定价格，解决煤电价格联动机制在电价调整中的不及时、不到位问题。

其次，逐步放开发用电计划，推动煤电、气电、水电、核电、风电及光伏发电先后开展直接交易，用市场决定的价格信号引导电源投资的优化配置。可再生能源发电设备利用小时数较低，其发展壮大必然拉低发电设备利用小时数的整体水平。

其次，加强电力规划的严肃性，未纳入规划或不符合规划布局的项目坚决不予核准，避免电力供给无序扩张。电力供需宽松主要源于装机容量增速与全社会用电量增速的剪刀差发电设备利用小时数的变化主要取决于发电装机容量与全社会用电量增速的相对变化。

总体来看，发电设备利用小时数下行是近年来的大趋势。在建或已核煤电项目在未来几年陆续建成投产，将进一步加剧电力供需宽松形势。

2006～2013年，全国发电装机增速与全社会用电量增速变化趋势基本一致;但在2014、2015年，全国发电装机增速与全社会用电量增速变化趋势背离，呈现明显的剪刀差。加强电力规划的全局性、严肃性与科学性。要清醒认识到电力清洁发展的大趋势不可阻挡，对不同发电技术采取差别化调控措施。火电逆势上扬将进一步加剧电力供需宽松形势2006～2015年，电力总装机容量保持平稳增长，各年新增装机都在1亿千瓦左右，2015年高达1.3亿千瓦。

再次，推动煤电项目由核准制转变为招标制，加强对煤电投资的经济性评价，提高投资决策的市场属性，避免盲目地跑马圈地造成投产即过剩。另据统计，截至2016年1月底，全国核准在建煤电1.9亿千瓦、已核未建煤电0.6亿千瓦。

而2011～2015年交通运输、仓储和邮政业，批发、零售业和住宿、餐饮业等服务行业(合计占2015年全社会用电量的5.8%)的年均用电增速接近2001～2010年的平均水平，对全社会用电增量的贡献率从4.7%提高至9.0%。充分发挥市场资源配置的决定性作用。

关于电力供需宽松的言论屡见诸报端，成为各类研讨会、论坛的热门议题。再次，加强电力规划的科学性，对电力规划进行滚动修编、及时调整，持续追踪用电需求变化，发生重大变化时及早调整规划，增强规划的指导作用。

十年间，清洁能源发电新增装机占全部新增装机的比重从2006年的11%提升至2015年的51%。值得注意的是，2013年火电新增装机3650万千瓦，仅占当年新增装机的39%，为近十年来最低值;随后两年火电新增装机逆势上扬，2014、2015年分别达到4729万千瓦和6400万千瓦，占新增装机的46%、49%。严格执行国家政策，严格控制供给新增。电力供需宽松形势下怎么办电力供需宽松一方面导致电力系统运行效率低下，大量投资闲置浪费;另一方面向电源投资发出消极信号，不利于电力供给的可持续健康发展，有可能造成新的宽松紧张宽松不良循环。

2014年以来，发电设备利用小时数连续大幅下降，不断刺激着发电企业的敏感神经。2011～2015年，皮革、毛皮、羽毛(绒)及其制品业(12.7%)、家具制造业(17.4%)、文教体育用品制造业(8.4%)、医药制造业(6.8%)等行业虽年均增速较快，但占比太小(2015年分别为0.3%、0.2%、0.1%、0.6%)，尚不能对用电需求增长产生强劲拉升作用。

究其原因，一方面是因为近十年电力供给能力不断增强，2015底发电总装机较2005年底增长了近2倍;另一方面是因为水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电装机在总装机中的占比大幅提高，从2006年的21%提升至2015年的32%。当前电力供需宽松的主要原因是装机高速增长不刹车、用电增速换档下行。

过去十年，发电设备利用小时数从2005年的5411小时降至2015年的3969小时，仅2010年与2011年出现短暂小幅上涨(见图1)。结构调整、动能转换的长期性与艰巨性决定了新常态下经济增速的L型走势，也决定了用电需求难以回到高速增长通道，难以助推电力供需恢复平衡。