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当前，我国经济发展呈现速度变化、结构优化、动力转换三大特点，能源工业进入生产和消费革命的新时代，电源发展的环境和形势也出现了新动态、新变化。发电企业亟须看清形势、适应趋势、发挥优势，运用辩证思维，加强规划###，坚持调整存量与做优增量并重、绿色开发与清洁利用并重、深化改革与创新驱动并重，以新思路、新举措开创电源发展新局面。
坚持优化升级火电
我国能源消费以煤炭为主，发电以火力发电为主，燃煤发电是目前煤炭*经济、*环保的能源转换方式，在相当长一段时期内都是电力安全稳定供应的基础。
截至2014年底
全国火电装机9.16亿千瓦，占全部装机的67.4%。随着经济进入新常态，面对资源和环境的双重约束，尤其是雾霾加剧，火电行业面临越来越多的困难和挑战。
挑战之一，节能减排成为“硬约束”。
国家陆续出台《大气污染防治行动计划》、《火电厂大气污染物排放标准》、《煤电节能减排升级与改造行动计划》和《水污染防治行动计划》等。环保政策堪称“史上*严”，且新政频出，导致企业环保的边际成本持续增大。目前，新建燃煤电厂供电煤耗要求低于300克标准煤/千瓦时，大气污染物排放浓度以燃机排放限值为标准，京津冀、长三角、珠三角等区域禁止审批除热电以外的燃煤发电项目。与此同时，现役煤电机组节能降耗的空间越来越小，节能与减排间的矛盾也在加大。
挑战之二，电力市场进入低增长、低利用小时的“双低”通道。
2012年后，经济进入新常态，电力进入买方市场，用电量和发电量增速双双放缓，2014年全社会用电量同比仅增长3.8%，增速比上年回落3.7个百分点;火电平均利用小时同比降低314小时，是1978年以来*低水平。今年上半年延续了这一趋势。
挑战之三，电力改革倒逼企业从市场“淘金”。
根据新的改革方案，发电企业彻底“下海”，电量由供需决定，电价由竞争决定，企业亟待变革生产经营方式和赢利模式。国家下放项目审批权，企业获取优质资源的成本加大，电价电量协调的难度陡增。
挑战之四，电价走低让企业“压力山大”。
2013年以来，我国三次下调燃煤机组上网电价，合计每千瓦时下降4.2分，给企业经营带来不利影响。以国电集团为例，预计今年将因电价下调减利42亿元。随着改革推进，火电企业进入交易市场，更将引发电价“血拼”，降价可能成为常态。
实现火电行业可持续发展，重中之重是做好煤炭清洁高效利用这篇大文章，在优化布局、优化结构、提升管理、提升效益上下功夫，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，切实提升发电企业的赢利能力、市场竞争能力和抗风险能力。
优化布局
以绿色、低碳、高效发展为理念，以能效、环保标准为门槛，以高精尖、差异化为方向，统筹东中西部区域煤电发展，提升区域市场相对竞争力。东部地区，重点建设60万千瓦及以上超超临界机组和高效燃煤热电机组。中部及其他地区，适度建设路口电站和负荷中心支撑电源。西部地区，推进煤电一体化发展，积极建设以电力外送为主的千万千瓦级大型煤电基地。
优化结构
新建发电机组不能突破门槛，供电煤耗和大气污染物排放浓度严格执行限值，优选建设节能环保的大型燃煤发电机组和综合效益突出的热电项目。现役机组加快改造升级，继续淘汰落后产能，实施综合节能改造，改造环保设施，确保达标排放。
当前需注意，新建和技改均应综合考虑环境、技术和经济因素，实事求是，冷静对待“超低排放”或“近零排放”。
提升管理
提升运营能力，优化运行机组，提高机组安全健康水平和设备可用率，确保顶得上、效率高、成本低。提升环保能力，认真落实国家新环保法和有关环保政策要求，确保环保设施正常运行，并统筹安排，主动适应国家不断提高的环保标准。提升安全生产水平，建设本质安全企业。提升装备水平，不断研发应用先进的除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术，加强工程设计优化，推进技术集成应用，铸就“发电良器”。
提升效益
市场营销要创新，转变工作理念，与市场对接，与改革同步，与全局协同，强机构、强设备、强技术，争电量、争电价、争政策，做实“大营销”，增强竞争力。燃料管理要强化，研判煤炭市场走势，把握采购策略，开展精细化掺烧，优化库存，控制价格。成本资金须压降，注重源头控制，加强设备治理，管控人工成本，降低资金成本，实现增收节支。
促进水电可持续发展
水电是当前技术成熟、开发经济、调度灵活的清洁可再生能源，对我国保障电力供应、促进节能减排、完成非化石能源比重目标至关重要。我国水能资源丰富，水电发展迅速，到2014年底，水电装机突破3亿千瓦，年发电首超1万亿千瓦时，连续10年位居世界**。我国规划到2020年常规水电装机达到3.5亿千瓦左右，发电企业责任重大，不过也面临市场消纳、成本控制、生态保护、移民安置等方面的困难
一是弃水限电突出
在水电装机比重较高的四川、云南，由于当地用电增长乏力，外送通道建设滞后，影响水电消纳。如2014年，国电集团在四川、云南就因限电弃水损失电量超过23.5亿千瓦时。据测算，若不再新增外送通道，预计2020年四川富余水电电量1800亿千瓦时，丰水期水电消纳问题更加严峻。
二是经济性瓶颈制约
后续水电项目的建设条件越来越差，送电距离远，移民和环保要求不断提高，开发成本日益增加。水电防洪、供水、航运等功能的综合效益，未能得到合理的投资分摊。
三是生态保护和移民安置难度大
水电开发总体上对生态环境有利，但需要在保护生态的基础上有序开发。水电移民安置是一项复杂的系统工程，涉及政治、经济、社会、民族、人文、资源、环境等多方面，尤其是处理企业、政府、移民等关系难度大，有的企业移民费用占工程总投资比重过大，造成决算超概算。
四是认识仍然不到位
社会上对于水电作为清洁能源的地位仍然有不同认识甚至质疑，亟待统一思想、加快开发。
促进水电可持续发展，发电企业要转变发展模式，加强经济运行，强化环境保护，妥善做好移民安置，练好内功，提升竞争力，提升协调发展水平。
转变水电发展模式，要改变一味追求规模的理念，更加注重前期项目比选、市场研判、设计优化和投资管控，不断提高发展质量和效益。做好发展规划，与电网送出协调，与交通、水利、供水、农业等协调，保证同步，实现共赢。
突出重点，保持合理的投资强度，优先推进大中型优质水电项目开发，保持持续、均衡、健康发展，不搞四面出击。同时，要围绕“一带一路”，统筹规划，提前布局，拓展市场，稳健“走出去”。
加强水电经济运行，要摒弃靠天吃饭的思想，加强降雨、来水预报，动态优化水库调度，推进梯级联合调度，*大限度利用好来水。
加强水头和水耗管理，不断优化运行方式，保证机组安全高效运行。创新市场营销，研究消纳市场，推动送出通道不畅、限出力等问题尽快解决。对有条件的老旧水电站，进行扩容建设和技术改造。
强化生态环境保护，要进一步吸收和借鉴国际上的先进理念和经验
在水电规划、勘测、设计、施工和运行的全过程中，强化和落实环保措施，实现从单纯的“工程水电”到“生态水电”的转变。
严格按照环境规划进行开发，采取合理的工程措施和运行方案，尽可能减少对河流生态体系的不利影响，实现水电开发与水资源综合利用、生态工程建设的有机结合。
妥善做好移民安置工作，要积极配合地方政府，统筹兼顾相关方利益，协调好移民补偿、生产扶持、人员培训、移民点基础设施建设等工作。坚持以人为本，增加安置方式，争取移民理解和支持，促进移民脱贫致富和区域经济发展。
提高风电、光电发展质量和效益
风电是当前技术较为成熟、能够规模开发并有明显效益的可再生能源，已成为我国继火电、水电之后的第三大主力电源。
我国风电发展成就显著，自2009年，连续6年超越美国成为全球*大的风电市场，2014年风电投资规模达993亿元，首度超过火电、水电、核电投资，成为电源建设中完成投资*多的一类;2014年底并网风电达到9581万千瓦，同比增长25.6%;2014年风电发电量1563亿千瓦时，约占全国发电量的3%。我国规划到2020年风电装机达到2亿千瓦，年均增加2000万千瓦，市场前景广阔。
当前，风电发展面临的问题主要集中在限电、电价、资源、运行等方面。
一是弃风限电仍然严重
由于配套电网建设滞后，风电送出消纳成为瓶颈，2014年，全国并网风电平均利用小时为1905小时，同比减少120小时;国电集团弃风限电损失超过32亿千瓦时，限电比例约8.9%。
二是电价逐步走低
风电保护性的产业政策逐步退出，国家2014年下调陆上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱，计划到2020年风电与煤电平价上网，不再享受电价补贴。
三是资源竞争日趋激烈
风资源富集、接入条件好、效益水平高的地区项目越来越少。风电项目核准权下放后，地方企业纷纷参与风电投资，增加了资源争取难度。
四是运行管理有待加强
一些风电项目经营不善，长期亏损。一些老小机组效率低，运行维护压力大，赢利不佳。
大力发展风电，提高风能利用水平
一要明确发展方向和重点。积极推进河北、蒙东、蒙西、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、江苏、山东9个大型风电基地建设，重点开发经济发达、接入条件好、消纳能力强、电价水平较高地区的优质风电项目，围绕电力外送基地争取打捆外送风电资源。积极发展分布式风电。稳妥加快发展海上风电，推进示范项目建设，加强技术研究和储备。
二要注重投资质量和效益。优化项目前期工作，加强管控、关口前移，开展深度技术经济评估，加强微观选址和设计优化，精选优质项目开发。注重风机选型，把握技术性、可靠性、实用性和经济性。开展后评价，对风电项目的前期决策、工程建设和生产运营全过程进行系统、客观总结，尤其突出投资造价、经济效益分析和风机选型正确性、风机设备质量可靠性分析。
三要提高运行管理水平。加强日常维护检修，开展设备缺陷治理，优化功率曲线，提高风功率预测能力，不断提高设备可用率和发电能力。改造老机组，加强技术攻关，延长风机寿命，提升赢利贡献。优化风电场运维管理，实施集中管控，实现检修维护标准化。在“三北地区”，因地制宜开展风电清洁供暖。
随着光伏发电技术不断成熟，电池及组件价格下降，政策力度加大，太阳能发电未来有可能成为我国一种主要的电源模式。
截至2014年底我国光伏发电装机2805万千瓦，规划2015年新增1780万千瓦左右，2020年达到1亿千瓦左右，发电企业要抓住这一机遇
一是加强优质项目储备。以产业政策为导向，在光照条件好、送出条件落实的I、II类资源区，以及“外送电”和“西电东送”输电通道和送出基地，加大项目储备，在降低投资风险的前提下稳妥发展。积极建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的项目，建设与现代农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的项目。
二是加强工程建设质量管理。做好光伏电池组件、逆变器等关键设备选型，把好设备采购关，确保获得认证且达到国家规定指标。优化工程设计，降低工程造价。三是持续跟踪光伏发电技术进步。发展低成本的太阳能追踪技术，应用光伏光热联合优化运行技术，提升太阳能利用效率和经济性。
当前需要特别关注的几个问题
**，合理布局火电，控制发展规模，解决好低利用小时数问题。如前所述，当前电力出现区域性产能过剩，造成资源浪费，挤压企业效益空间，导致“规模不经济”，必须转变火电发展方式。要围绕绿色、低碳、高效，瞄准“高精尖”，避免“摊大饼”，统筹区域发展，严控新项目投资，放缓建设速度，降低综合成本，安全稳定运营，确保火力发电实现有质量、有效益、可持续的发展。此外，要从保障电网安全生产和能源供应的战略高度，抓紧出台补偿政策和机制，加快电力外送通道建设，切实改善水电大省火电企业的生存条件。
第二，优化调整水电可持续发展有关政策，解决好移民、生态、电价和外送问题。由于建设及送出条件、生态保护、移民安置等多种原因，水电开发建设的成本越来越高，企业勉力而为，积极性降低，迫切需要从政策上优化调整。应在国家层面设立高层次协调机构，统筹规划、统一平衡，抓紧跨省区流域项目协调工作，送出省份优化环境，受电端积极消纳，产业链整合优化，利益相关方和全社会共同支持，实现水电开发与水资源综合利用、生态工程建设和区域经济发展的有机结合，让水电为我国节能减排作出更多贡献。
第三，综合运用技术、管理、经济、规划等措施，解决好风电限电问题。从资源条件看，未来我国风电发展的重心仍然在“三北”地区，方式主要是建设大型风电基地，打捆外送，全国消纳。为此，应当在技术上着力加强功率预测和智能化调度，在管理上完善相关标准体系、优化风电场运行，在经济上继续予以电价等支持，在规划上强化统一规划调控作用、控制高限电比例地区项目开发，切实提高风电送出消纳能力和风能利用水平，避免资源浪费，彻底消除限电这一不该出现的“顽疾”，切实提高风电发展的质量和效益。
面对新常态，发电企业要顺应大势，破解难题，持续优化升级，提升发展质量，优化多轮驱动的能源供应体系，增强市场竞争力和可持续发展能力，为我国能源供给革命做出更加积极的贡献。
