展望2017年，預計電力消費需求增長將比2016年有所放緩；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發(fā)電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高至38%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區(qū)相對過剩。火電設備利用小時進一步降至4000小時左右，電煤價格繼續(xù)高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大且交易規(guī)模繼續(xù)擴大，發(fā)電成本難以及時有效向外疏導，煤電企業(yè)效益將進一步被壓縮，企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營繼續(xù)面臨嚴峻困難與挑戰(zhàn)。
一、2016年度全國電力供需狀況
（一）電力消費增速同比提高，三、四季度較快增長
2016年全國全社會用電量5.92萬億千瓦時、同比增長5.0%，比上年提高4.0個百分點；各季度同比分別增長3.2%（扣除閏年因素增長2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。夏季持續(xù)大范圍高溫天氣、2015年同期基數(shù)偏低、實體經(jīng)濟運行呈現(xiàn)出穩(wěn)中趨好跡象是三季度增速明顯提高的主要原因。進入四季度后，全社會用電量仍然維持平穩(wěn)較快增長，除了上年同期低基數(shù)因素外，主要原因是實體經(jīng)濟運行穩(wěn)中趨好跡象更加明顯。在國家推進去產(chǎn)能政策、基建投資快速增長、房地產(chǎn)和汽車市場回暖等綜合影響下，建材、黑色和有色金屬冶煉等重要生產(chǎn)資料價格總體呈上升態(tài)勢，市場預期好轉，其主要產(chǎn)品產(chǎn)量增速逐步提高；此外，交通運輸電氣電子設備、通用及專用設備制造業(yè)等裝備制造，以及文體用品制造業(yè)、木材加工及家具制品業(yè)等大眾消費品業(yè)增速也逐步上升，共同支撐全社會用電量保持較快增長。
電力消費主要特點有：
一是第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電增速比上年提高，產(chǎn)業(yè)結構調整和轉型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)。第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長2.9%，增速比上年提高3.7個百分點；制造業(yè)用電量增長2.5%，增速比上年提高3.1個百分點。在制造業(yè)行業(yè)中，用電負增長的黑色金屬冶煉行業(yè)，以及低速增長的化工、有色金屬冶煉行業(yè)排在制造業(yè)用電增速倒數(shù)后三位，建材行業(yè)排在倒數(shù)第六位。除高耗能行業(yè)外，其它大部分制造業(yè)保持一定增長水平，其中裝備制造、新興技術及大眾消費品業(yè)增長勢頭較好，反映出當前制造業(yè)中產(chǎn)業(yè)結構調整和轉型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)。
二是第三產(chǎn)業(yè)及其各行業(yè)用電快速增長。與服務業(yè)增加值保持較快增長相對應，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長11.2%。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業(yè)用電同比增長15.0%，延續(xù)近年來的快速增長勢頭；交通運輸、倉儲、郵政業(yè)用電增長11.3%，比上年提高6.3個百分點，其中城市公共交通用電量增長22.3%，電氣化鐵路用電量增長12.5%，體現(xiàn)出交通運輸業(yè)領域電能替代成效明顯。
三是城鄉(xiāng)居民生活用電量快速增長。全年用電量同比增長10.8%，比上年提高5.8個百分點，受氣溫因素拉動較大，其中，三季度增速為18.4%，創(chuàng)10年來城鄉(xiāng)居民生活用電量季度增速新高；此外，隨著我國城鎮(zhèn)化率以及居民電氣化水平逐步提高，居民家庭用電量也在穩(wěn)步增加。
四是電力消費增長動力持續(xù)轉換、消費結構繼續(xù)調整。從用電增長動力看，2016年，第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別拉動全社會用電量增長2.1、1.4和1.4個百分點；第二產(chǎn)業(yè)中的四大高耗能行業(yè)對全社會用電量增長拉動為零，當前，全社會用電量增長主要動力從前些年的傳統(tǒng)高耗能行業(yè)，持續(xù)向服務業(yè)、生活用電、新興技術行業(yè)及大眾消費品業(yè)轉換。
從電力消費結構看，2016年，一、二、三產(chǎn)及城鄉(xiāng)居民生活用電量占全社會用電量的比重分別為1.8%、71.1%、13.4%和13.6%。與上年相比，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量占比均提高0.7個百分點；第二產(chǎn)業(yè)占比降低1.5個百分點，其中四大高耗能行業(yè)占全社會用電量比重降低1.5個百分點，可見，第二產(chǎn)業(yè)用電占比下降全部因高耗能行業(yè)下降所致。
五是東、中部地區(qū)用電增速領先并呈前低后高走勢。東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，東、中部地區(qū)用電形勢相對較好，是全國用電增長的主要拉動力。各地區(qū)分季度用電走勢均呈現(xiàn)前低后高的趨勢，下半年以來各地區(qū)用電均實現(xiàn)較為明顯的提高。
（二）發(fā)電裝機容量快速增長，電力供應能力總體富余
2016年，全國主要電力企業(yè)合計完成投資同比增長3.3%。在國家配電網(wǎng)建設改造行動計劃及新一輪農(nóng)村電網(wǎng)改造升級等政策引導下，電網(wǎng)投資同比增長16.9%，其中占電網(wǎng)總投資58%的110千伏及以下電網(wǎng)投資同比增長35.6%；在國家促進燃煤發(fā)電有序發(fā)展等一系列政策措施影響下，電源投資同比下降12.9%。
2016年，全國凈增發(fā)電裝機容量1.2億千瓦、比上年減少2186萬千瓦，其中凈增非化石能源發(fā)電裝機7200萬千瓦、接近上年水平，而煤電凈增規(guī)模同比減少1154萬千瓦，電力行業(yè)控制投資節(jié)奏、優(yōu)化投資結構的效果開始顯現(xiàn)。截至2016年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量16.5億千瓦，同比增長8.2%,其中非化石能源6.0億千瓦,占總發(fā)電裝機容量的比重較上年提高1.7個百分點。全年全國全口徑發(fā)電量5.99萬億千瓦時、同比增長5.2%；發(fā)電設備利用小時3785小時、同比降低203小時。
電力供應主要特點有：
一是火電凈增裝機容量比上年明顯減少，設備利用小時創(chuàng)1964年以來年度新低。2016年，火電投資同比增長0.9%，其中煤電投資同比下降4.7%，扭轉了前兩年煤電投資持續(xù)快速增長的勢頭；凈增火電裝機5338萬千瓦、同比減少1983萬千瓦，其中煤電凈增4753萬千瓦、同比減少1154萬千瓦，煤電投資下降和凈增規(guī)模減少反映國家出臺的促進煤電有序發(fā)展系列政策措施效果明顯。2016年底，全國全口徑火電裝機10.5億千瓦、同比增長5.3%，全口徑火電發(fā)電量同比增長2.4%，自2013年以來首次實現(xiàn)正增長。設備利用小時4165小時、比上年降低199小時。
二是水電投資連續(xù)四年下降，設備利用小時保持較高水平。水電投資同比下降22.4%，已連續(xù)四年下降；凈增水電裝機1259萬千瓦，其中抽水蓄能電站366萬千瓦。2016年底，全國全口徑水電裝機3.3億千瓦、同比增長3.9%。全國全口徑水電發(fā)電量同比增長6.2%，受來水形勢變化等因素影響，全年水電生產(chǎn)呈現(xiàn)前高后低的特征。設備利用小時3621小時，比上年提高31小時，為近20年來的年度第三高水平。
三是風電投資理性回落，東、中部地區(qū)凈增裝機占半數(shù)。風電投資下降25.3%，首次出現(xiàn)下降,下降的地區(qū)為西部和東北地區(qū)，同比分別下降49.7%和46.8%，而東、中部地區(qū)同比分別增長35.1%和13.1%，東、中部地區(qū)風電投資比重比上年大幅提高22.0個百分點；全年凈增并網(wǎng)風電裝機1743萬千瓦，比上年減少1684萬千瓦，其中東、中部比重過半，較前幾年明顯提高。風電投資和投產(chǎn)減少，布局優(yōu)化，反映出國家及時調整風電發(fā)展思路，企業(yè)投資逐步回歸理性，更加重視質量和效益。年底全國并網(wǎng)風電裝機1.5億千瓦、同比增長13.2%，占總裝機容量比重為9.0%；并網(wǎng)風電發(fā)電量同比增長30.1%，設備利用小時1742小時、同比提高18小時,但西北、東北等地區(qū)棄風情況仍然突出。
四是并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量高速增長，設備利用小時比上年下降。受光伏發(fā)電上網(wǎng)電價限期下調等政策影響，全年凈增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機3479萬千瓦、同比增加一倍，在國家相關規(guī)劃及政策引導下，超半數(shù)凈增裝機位于中、東部各省。年底并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量7742萬千瓦（絕大部分為光伏發(fā)電），同比增長81.6%；并網(wǎng)太陽能發(fā)電量662億千瓦時、同比增長72.0%；并網(wǎng)太陽能發(fā)電設備利用小時1125小時、同比下降99小時，降幅比上年擴大88小時，西北地區(qū)部分省份棄光情況較為突出。
五是核電裝機及發(fā)電量快速增長，設備利用小時持續(xù)下降。核電投資同比下降10.5%；年底全國核電裝機3364萬千瓦、同比增長23.8%，發(fā)電量同比增長24.4%；設備利用小時7042小時、同比下降361小時，已連續(xù)3年下降，其中，遼寧核電設備利用小時為4982小時，主要是因東北地區(qū)電力過剩、加之近兩年多臺核電機組陸續(xù)投產(chǎn)，導致部分核電機組降負荷運行甚至停機備用。
六是跨區(qū)、跨省送電增速均同比提高。跨區(qū)送電量增長6.9%，比上年提高4.1個百分點，跨區(qū)送電量的增長主要是電網(wǎng)公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電。跨省輸出電量增長4.8%，較上年提高5.9個百分點，南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比增長3.3%。
七是全國電煤供需形勢由寬松轉為偏緊，發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。受煤炭去產(chǎn)能控產(chǎn)量政策影響，煤炭產(chǎn)量降幅明顯超過消費量降幅，導致電煤供需失衡，電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區(qū)緊張，電煤價格急劇上漲，加劇煤電企業(yè)經(jīng)營困難局面。一季度，全國天然氣需求明顯回升，個別地區(qū)部分時段天然氣發(fā)電供氣受到一定影響，后幾個季度發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。
（三）全國電力供需進一步寬松，部分地區(qū)過剩
2016年，全國電力供需進一步寬松、部分地區(qū)過剩。分區(qū)域看，華北區(qū)域電力供需總體平衡，華東、華中、南方區(qū)域供需總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力過剩。
二、2017年全國電力供需形勢預測
（一）全社會用電量增速低于2016年
綜合考慮宏觀經(jīng)濟形勢、服務業(yè)和居民用電發(fā)展趨勢、電能替代、房地產(chǎn)及汽車行業(yè)政策調整、2016年夏季高溫天氣等因素，在常年氣溫水平情況下，預計2017年全國全社會用電量同比增長3%左右。若夏季或冬季出現(xiàn)極端氣候將可能導致全社會用電量上下波動1個百分點左右；另外，各級政府穩(wěn)增長政策措施力度調整將可能導致全社會用電量上下波動0.5個百分點左右。
（二）新增裝機容量繼續(xù)略超1億千瓦，非化石能源占比進一步提高
預計全年全國基建新增發(fā)電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機6000萬千瓦左右。預計2017年底全國發(fā)電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。
（三）全國電力供應能力總體富余，火電設備利用小時進一步降低
預計全年全國電力供應能力總體富余，其中，華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體寬松,東北、西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力過剩較多。預計全年全國發(fā)電設備利用小時3600小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4000小時左右。
三、有關建議
（一）堅持電力規(guī)劃引導指導，推進落實電力“十三五”發(fā)展目標
近期，我國“十三五”能源規(guī)劃和電力規(guī)劃等專項規(guī)劃相繼發(fā)布，2017年是認真落實各類規(guī)劃的關鍵年，抓好組織實施至關重要。
一是提高規(guī)劃的嚴肅性、權威性，確保電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃落地。規(guī)劃是“十三五”能源與電力發(fā)展的行動綱領和編制相關專項規(guī)劃的指導文件、布局重大項目的依據(jù)。建議立足電力行業(yè)全局，加強電力規(guī)劃與能源綜合規(guī)劃、其它各專項規(guī)劃的銜接，加強電力國家規(guī)劃與省級規(guī)劃的協(xié)調銜接，堅持以規(guī)劃指導項目，以項目落實規(guī)劃，提高規(guī)劃權威性。
二是提高規(guī)劃的科學性、指導性，及時開展規(guī)劃滾動修訂。規(guī)劃落實期間，各種影響因素復雜多變。建議加強規(guī)劃執(zhí)行過程管理，完善并落實規(guī)劃中期評估機制，及時開展相關調研工作，做好規(guī)劃的滾動修訂。根據(jù)“十三五”規(guī)劃綱要等，科學設置2020年、2030年能源消費總量和結構目標，適當保持電力增長的合理區(qū)間和彈性。
三是提高規(guī)劃的整體性、協(xié)同性，加強國家有關部門對地方規(guī)劃工作的指導監(jiān)督。目前，省級能源（電力）規(guī)劃編制與實施由各省（區(qū)、市）負責。建議加大省級電力規(guī)劃與涉及全國布局、總量控制，以及跨省輸送的區(qū)域電力規(guī)劃銜接，并建立行之有效的監(jiān)督約束機制，抑制地方政府不合理的投資沖動，從嚴控制煤電發(fā)展規(guī)模，緩解電力供需矛盾。
（二）完善預測預警體制機制，保障經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)下的電力平穩(wěn)運行
當前，我國經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，外部環(huán)境條件和內(nèi)部動因變化，交織疊加、相互作用，給電力發(fā)展帶來很多不確定性，需要以問題導向、目標導向為原則，抓住重點和難點，提前預警、合理引導、及時行動，確保電力平穩(wěn)運行。
一是加強調查研究，及時分析新情況新問題。“十三五”期間，電力發(fā)展環(huán)境錯綜復雜、變動頻繁，尤其是隨著簡政放權、電力市場化改革推進，項目審批、電力運行等工作重心下沉。建議國家有關部門加強基層調研、一線指導，及時掌握和分析電力規(guī)劃落實和運行中存在的新情況、新問題。
二是健全預測預警機制，及時化解風險。當前顯現(xiàn)的電力供應能力富余、煤電過剩風險加劇，尤其是2016年下半年突發(fā)的電煤價格暴漲，都說明電力運行風險仍然存在。建議健全完善預測預警機制和指標體系，及時發(fā)布預警級別等相關信息，有效引導行業(yè)投資方向，科學指導企業(yè)投資行為，推動布局優(yōu)化，提高發(fā)展效益，化解風險，保障發(fā)展。
三是完善政策“工具包”，及時出臺措施。在錯綜復雜的形勢下，一旦市場機制失靈，迫切需要政府及時干預，但任何政策的出臺都要經(jīng)過調研、分析和論證。建議針對電力運行可能發(fā)生的情形和問題，提前研究和謀劃，形成一系列備選政策，根據(jù)市場狀況隨時“出牌”，及時應對自然災害突發(fā)事件和類似電煤價格暴漲等突發(fā)問題，切實提高調控的效率和效果。
（三）應對安全運行新問題，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應
在電力需求持續(xù)下降情況下，發(fā)電機組低位運行，火電機組深度調峰、頻繁啟停，甚至核電機組參與調峰，機組運行工況發(fā)生很大變化，給電力系統(tǒng)安全運行帶來嚴峻考驗，亟需采取措施應對。
一是推進主網(wǎng)架和聯(lián)網(wǎng)工程建設，優(yōu)化網(wǎng)架結構。建議盡快解決“強直弱交”問題，構建分層分區(qū)、科學合理的堅強網(wǎng)架結構。對我國未來電網(wǎng)發(fā)展目標和總體格局進行前瞻性、系統(tǒng)性設計，形成目標清晰、布局科學、結構合理、便于實施的中長期網(wǎng)架規(guī)劃，避免大量重復建設和技術改造。
二是加強網(wǎng)源協(xié)調管理，強化技術監(jiān)督和指導。電力改革“廠網(wǎng)分離”后網(wǎng)源協(xié)調管理弱化，建議國家能源管理部門組織制定和完善涉網(wǎng)安全管理專項規(guī)定，加強安全生產(chǎn)管理，明確監(jiān)督管理和實施主體責任；充分發(fā)揮行業(yè)組織和中介機構的作用，強化技術監(jiān)督和指導。
三加強質量監(jiān)督管理，提高電力主設備安全可靠性。建議加強電力設備壽命周期全過程安全管理，完善設備質量、運維、檢測等環(huán)節(jié)標準。加強重點輸電通道節(jié)點設備、重載輸變電設施、低負荷機組運行監(jiān)控，及時落實整改措施消除隱患。關注低負荷機組運行特性研究，強化設備設計選型，嚴把設備入網(wǎng)質量關。
（四）破解新能源消納難題，減少不合理棄風棄光棄水
近年來，我國新能源發(fā)電持續(xù)快速發(fā)展，電源結構不斷優(yōu)化，但新能源發(fā)展過快、過集中、網(wǎng)源不協(xié)調等矛盾突出，棄能問題日益嚴重，成為電力轉型升級瓶頸，亟需破解難題。
一是轉變新能源發(fā)電發(fā)展思路，提高發(fā)展質量。建議加強新能源各項發(fā)展政策間的協(xié)調，堅持分布開發(fā)與集中開發(fā)并舉的方針，根據(jù)各地資源情況和消納能力制定差異化的發(fā)展政策，優(yōu)化開發(fā)布局，抑制無序發(fā)展，保證棄水、棄風、棄光率控制在合理水平。
二是加強外送通道建設，增強資源配置能力。建議采取有效措施，充分利用現(xiàn)有跨省區(qū)輸電通道；以規(guī)劃為指導、以解決當前的存量問題作為重要出發(fā)點，加快當前外送通道建設，擴大新能源的消納范圍和配置能力。
三是全面提升系統(tǒng)的靈活性，提高電力系統(tǒng)綜合調峰能力。一方面，通過加快抽水蓄能電站、調峰氣電建設，推進煤電靈活性改造等措施，提高系統(tǒng)調峰能力；另一方面，進一步優(yōu)化電力調度運行，提高電力需求側響應能力，加快輔助服務市場、峰谷電價等一系列配套政策的出臺和落地，提高調峰積極性。
四是加強協(xié)調、打破壁壘，拓展新能源電力消納市場。加強風電、光伏發(fā)電保障性收購有關政策的執(zhí)行督導，完善優(yōu)先調度機制，打破省間壁壘，建立有利于新能源跨區(qū)消納的市場化機制；推進可再生能源與火電發(fā)電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發(fā)電，積極推廣電采暖等多種形式的電能替代，促進可再生能源就近消納；推進落實可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度，并相應建立電力運行監(jiān)測評估制度。
（五）加大政策扶持力度，降低電力企業(yè)經(jīng)營負擔和風險
當前，電力市場需求增長放緩、交易價格不斷下降、燃料成本大幅上漲、產(chǎn)能過剩風險加劇、節(jié)能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業(yè)經(jīng)營面臨嚴峻壓力和困境，亟需加大政策扶持力度，營造企業(yè)發(fā)展良好氛圍。
一是進一步完善煤電聯(lián)動機制，合理疏導煤電企業(yè)大幅上漲的燃料成本。2015年以來已兩次下調全國煤電上網(wǎng)標桿電價，電力直接交易進一步降低上網(wǎng)電價，而燃料成本、環(huán)保成本大幅上漲、煤電利用小時持續(xù)下降導致發(fā)電邊際成本也在上漲，煤電企業(yè)抗成本波動能力明顯弱化。建議完善煤電聯(lián)動機制，重新調整聯(lián)動周期、價格計算機制等關鍵環(huán)節(jié)，以合理疏導煤電企業(yè)成本。
二是進一步完善煤電環(huán)保補貼機制，及時足額發(fā)放可再生能源補貼。建議將煤電環(huán)保電價補貼調整為“價外補貼”，在市場競爭電價之外按照度電標準給予補貼，保障參與市場競爭的發(fā)電量也可以得到應有的環(huán)保補貼收入；加快解決可再生能源電價附加補助資金歷史欠賬問題，擴大補貼資金來源渠道，簡化可再生能源補貼申報、撥付流程，確保可再生能源補貼及時足額發(fā)放到位，完善可再生能源發(fā)電補貼定價機制及相關政策。
三是盡快出臺針對電力“僵尸企業(yè)”職工分流、減免銀行債務等方面的針對性政策。建議幫助電力企業(yè)進行低效無效資產(chǎn)清理處置和虧損企業(yè)治理工作，并給予一定的財政補助。
四是提高有關政策的嚴肅性、協(xié)調性和穩(wěn)定性。建議統(tǒng)籌做好政府定價政策與國有資本保值增值、國有企業(yè)經(jīng)營業(yè)績考核相關政策的相互銜接；加強節(jié)能環(huán)保低碳政策的制定的統(tǒng)籌協(xié)調性，注重頂層設計，充分發(fā)揮多行業(yè)作用，加大市場機制的引導作用，降低行政成本、減輕企業(yè)負擔。
五是積極引導促進電能替代。堅持政府主導，國家在產(chǎn)業(yè)政策制定、規(guī)劃編制、電價政策及財政補貼等多方面積極推進電能替代，促進低碳清潔發(fā)展，提高電能在終端能源消費的比重，同時促進電力企業(yè)增供擴銷，緩解電力供需矛盾。
（六）統(tǒng)籌改革與發(fā)展關系，促進電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展
中發(fā)〔2015〕9號文的印發(fā)，極大地調動了各方參與改革的積極性，但在配套制度不完善、機制不健全的情況下，過快放開市場交易電量，容易造成惡性競爭，不利于市場良性發(fā)育和改革有序推進，需要協(xié)調好各方關系，積極穩(wěn)妥推進改革。
一是統(tǒng)籌協(xié)調電力體制改革、國企改革、國有資產(chǎn)監(jiān)督管理體制改革等多重改革與行業(yè)發(fā)展，完善相關調控政策。建議堅持在保證行業(yè)企業(yè)運行在合理區(qū)間和健康發(fā)展的大前提下，推進行業(yè)改革和產(chǎn)業(yè)調控，有序放開市場交易電量，避免各類不利因素疊加造成的風險快速聚集，引發(fā)企業(yè)大面積經(jīng)營虧損。
二是進一步完善市場體系。建議堅持問題導向和目標導向，認真總結部分地區(qū)電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易機制，進一步規(guī)范市場準入、輸配電價核定、電力交易機構設置等關鍵環(huán)節(jié)，健全電力市場主體信用體系建設，建立守信激勵和失信懲戒機制，加強直接交易合同約束力，保障合同有效執(zhí)行。
三是加強省級電力市場交易工作的指導和監(jiān)管。建議國家有關部門在市場準入規(guī)則、市場交易規(guī)則、清潔能源消納、輸配電價核定等方面加強指導和監(jiān)督，及時糾正帶有地方保護色彩的不合理政策，維護市場秩序，保證電力市場化改革的有效推進。
四是規(guī)范自備電廠管理，營造公平競爭的市場環(huán)境。建議盡快完善自備電廠管理政策法規(guī)，將自備電廠政府性基金、附加及交叉補貼征收到位，有效推動政策性交叉補貼電價的落實，同時建立健全對自備電廠的有效監(jiān)管機制。
信息來源:中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部