电力是国家的能源基础产业，火电企业作为清洁能源的制造者，同时又是煤炭的主要消费者。我国发电装机构成中，火电占比高，每年消费的煤炭约占全国煤炭消费总量的一半。电力工业已成为中国节能减排的重点领域。本章先介绍我国电力工业发展及其能耗状况，然后概述近年来我国电力工业主要节能措施、说明其成效、分析其节能潜力，最后针对我国电力工业节能工作面临的主要困难，提出促进电力工业进一步节能的政策建议。
我国电力工业能源消耗总量持续增加。多年来，随着我们国家经济持续快速增长，电力生产和消费量不断提高，在此过程中，由于我国发电装机容量中火电比重一直较高，因此电力工业消耗的化石能源总量持续增加。以电煤消耗为例，1994年，我国电煤消费量为4.03亿吨，2009年已增加至15.46亿吨，15年内增加了近3倍，年均增长9.5%（参见表1），既低于同期全国总发电装机容量年均10.34%的增长速度，也低于同期火电装机容量10.27%的年均增速1。
我国电煤消费量占全部煤炭消费量的比重呈上升趋势。20世纪90年代中期以来，我国电煤占全部煤炭消费比重基本呈上升趋势。1994年，我国电煤占全部煤炭消费量比重为31.36%，此后逐年上升，到2002年已达49.54%。虽然此后3年，该比重有所下降，但从2006年开始又连续3年上升，2008年攀升至53.13%的最高点。2009年，电煤消费占比略有降低，但仍然高达51.2%。
电煤消费占比逐步提高，意味着电煤消费增速高于全部煤炭消费量增速。一方面，这意味着在我国能源终端消费中，电能的比重在提高，煤炭的比重在降低。进一步的，由于燃煤发电机组的热利用效率通常高于居民或工业用户的中小型燃煤锅炉的热利用效率，所以能源终端消费结构的变化在一定程度上提高了社会的整体能效。另一方面，电煤消费占比提高带来了巨大的温室气体减排压力。当前我国正处于工业化、城镇化加速发展阶段，发电装机容量在一段时期内仍将持续增加，因此电力工业节能工作显得十分重要。
注：1994~2007年电煤消费量是指电力、煤气及水生产和供应业煤炭消耗量；2008~2009年电煤消费量指电力和供热煤炭消耗量。
资料来源：1994~2007年数据取自中国统计数据应用系统；2008~2009年煤炭消费总量数据取自国家统计局发布的《2009年国民经济和社会发展统计公报》，电力和供热煤炭消耗量数据取自中国电力企业联合会发布的《2009年电力统计基本数据一览表》。
火电尤其是煤电比例高，是我国电力工业能源消耗总量大、增速快的重要原因。在风电等清洁能源利用技术趋于成熟的条件下，近年来我国大力发展风电等清洁、可再生能源发电，降低煤电比重。
针对可再生能源发电存在上网难的问题，2007年7月，国家电监会发布了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会第25号令），编制了《关于贯彻落实〈电网企业全额收购可再生能源电量监管办法〉的工作方案》，对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管，以促进可再生能源并网发电，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为。
2007年9月4日，国家发展改革委公布了《可再生能源中长期发展规划》，该规划提出了可再生能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点领域和保障措施等。为保证可再生能源发电价格和费用合理分摊调配，国家发展改革委商国家电监会制订了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》。2007年9月19日，国家发展改革委、国家电监会联合下发了《关于2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》（发改价格［2007］2446号），要求电网企业认线年度可再生能源电价补贴和配额交易的实施方案。国家电监会各派出机构积极采取行动，督促电网企业限时结清可再生能源发电项目电费。
这些措施的实施产生了较好的效果。2006~2009年，我国并网风电装机和发电量连续四年翻倍增长。2009年，全国并网风电装机容量达1760万千瓦，风电发电量276.15亿kWh。生物质能、垃圾能、余热余压能等资源循环利用发电装机比重也在逐渐加大。在非化石能源发电装机容量占比不断提高的情况下，我国火电装机比重从2008年开始连续两年下降。
从煤炭消耗看，大型高效火力发电机组每千瓦时供电煤耗为290~340克，中小机组则达到380~500克，高出100~200克。因此，在火电装机比重短期内无法大幅度降低的情况下，增加大型火电机组，减少小型火电机组，能较好地推进电力工业节能。
早在1999年5月，原国家计委就下发了《关于在常规火电项目审批中贯彻电源结构调整 实行“上大压小”政策的通知》（计基础[1999]538号），明确要求须在1999年底之前关停已退役的2.5万千瓦及以下的凝汽式机组，2000年底前关停单机容量在5万千瓦以下的中、低压常规燃煤、燃油机组，2003年底前关停单机容量在5万千瓦及以下的高压常规燃煤、燃油机组。
出于节能减排、减轻环境保护压力等方面的考虑，2007年1月国务院颁发了《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发[2007]2号）文件，要求“十一五”期间，在大电网覆盖范围内逐步关停单机容量5万千瓦以下的常规火电机组，运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组，按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组，供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组，以及未达到环保排放标准的各类机组。
2008年初，国家发展改革委召开全国电力工业关停小火电机组工作会议，安排部署小火电机组关停工作。由于《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发〔2007〕2号）对淘汰小火电工作的主要原则、职责分工、激励办法、保障措施等作出了明确的规定，具有较强的操作性，对小火电机组关停起到非常重要的作用。
截止2009年6月30日，全国已累计关停小火电机组7467台，总容量达到5407万kW。“上大压小”政策实施后，新建火电机组单机容量基本上都达到30万kW以上，火电结构得到较好优化。火电平均单机容量已从2001年的5.51万千瓦/台提高至2009年的10.31万千瓦/台，8年间提高了近1倍。
在我国发电领域，国有企业占主导地位。针对国有发电企业节能降耗的激励相对较弱这一情况，为指导国有发电企业节能降耗和同业对标，2007年4月23日，国家发展改革委公布了《火电行业清洁生产评价指标体系（试行）》（国家发展改革委2007年第24号公告），以促进企业采取综合措施，提高资源利用效率，从源头和生产过程削减污染，实现节能减排。该评价体系根据清洁生产的原则要求和指标的可度量性分为定量评价和定性要求两大部分，明确了火电行业清洁生产评价指标体系的适用范围、体系结构、评价权重和基准值、考核评分计算方法等，为火电行业推行清洁生产提供技术指导。指标体系的一级指标包括：能源消耗指标、资源消耗指标、资源综合利用指标、污染物排放指标；二级指标为反映火电企业清洁生产特点的、具有代表性的技术考核指标。
2007年9月17日，国家发展改革委发布了《关于印发重点耗能企业能效水平对标活动实施方案的通知》(发改环资[2007]2429号)（以下简称《实施方案》）。《实施方案》提出节能对标活动的开展要体现以政府为引导、行业协会为指导、企业为主体的原则。根据《实施方案》，成立了电力行业火电厂能效水平对标工作指导小组。受国家发展改革委委托，中国电力企业联合会负责组织开展火电行业能效水平对标活动，制定了《火电企业能效水平活动对标工作方案》和《全国火电行业600MW级机组能效水平对标技术方案（试行）》，发布了2008年全国600MW级火电机组能效对标结果。
在这些政策措施的推动下，国有大型发电企业60万千瓦及以上机组供电标准煤耗下降。2008年，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中电投集团等五家中央直属发电企业60万千瓦及以上机组供电标准煤耗分别为322克/千瓦时、323克/千瓦时、324克/千瓦时、319克/千瓦时和331克/千瓦时，与2007年相比分别降低了6克/千瓦时、5克/千瓦时、3克/千瓦时、9克/千瓦时和-11克/千瓦时。
大型发电机组供电标准煤耗大幅下降，使国有发电企业平均供电标准煤耗近两年加速下降（参见图6）。华能集团的供电标准煤耗从2006年的345克/千瓦时，降低至2009年的328.11克/千瓦时，3年间降幅达16.79克/千瓦时；大唐集团的供电标准煤耗从2006年的350克/千瓦时，降低至2009年的328.41克/千瓦时，3年间下降20.59克/千瓦时；华电集团的供电标准煤耗从2006年的356克/千瓦时，降低至2009年的331.68克/千瓦时，3年间减少了23.31克/千瓦时；国电集团的供电标准煤耗从2006年的356克/千瓦时，降低至2009年的331.80克/千瓦时，3年间降低了24.2克/千瓦时，降幅居五大中央直属发电集团之首；中电投集团的供电标准煤耗从2006年的363克/千瓦时，降低至2009年的343.23克/千瓦时，3年间降低了19.77克/千瓦时。
资料来源：2006~2008年数据取自国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会、国家能源局、环境保护部联合发布的《2007年电力企业节能减排情况通报》和《2008年电力企业节能减排情况通报》；2009年数据取自五大发电集团公司网站。
为提高电力工业能源利用效率，加大节能减排工作力度，国家能源局近年来进一步提高火电项目的准入门槛，引导企业加快技术进步，取得明显成效。目前，我国60万千瓦超临界、百万千瓦超超临界燃煤火电技术装备实现了国产化和批量发展。在成功突破60万千瓦空冷技术的基础上，2008年，国产百万千瓦空冷项目在宁东煤电基地正式开工。目前我国已经掌握了30万千瓦循环流化床锅炉的设计、制造和运行技术，大幅提高了火电机组节能减排水平。
对于发电企业而言，对现有设备进行技术改造、加强管理，是电力企业提升机组效益、节能降耗的关键措施。例如，通过采用和改进监控和优化运行手段、状态检修技术，提高电厂的生产自动化水平和管理现代化水平；推广机、电、炉一体化控制技术和厂级自动化系统；通过风粉监测、完善吹灰及在线经济分析系统，做到及时进行运行调整；对10～30万千瓦汽轮机组高、中、低压缸流通部分进行节能技术改造；采用变频调速等先进电机调整技术，降低厂用电2。
在电网企业中，国家电网公司从2008年开始全面推进“两型三新”线路和“两型一化”变电站建设3，改善无功配置，提高电网功率因数和输送能力，减少电能损耗。南方电网公司积极优化配置电网结构，缩小供电半径，减少跨区域交叉供电，加大低压无功补偿设备投运，淘汰损耗大的变压器，加大高损耗配电变压器的改造力度。此外，国家电网公司以提高电网输送能力、降低电网输电损耗为重点，推广应用节能型非晶合金配电变压器、10千伏单相供电方式，强制淘汰落后、低效、高耗设备，并大力加强技术改造，实现技术改造与基本建设、科技投入、检修维护有机结合，提高输电效率。
2007年8月2日，国务院办公厅下发《关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》([2007]53号)（以下简称《节能发电调度办法（试行）》）。该办法指出，要在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。按照《节能发电调度办法（试行）》要求，电力行业积极开展节能调度相关技术研究，江苏、河南、广东、四川、贵州五省启动试点工作，为全面实现节能发电调度做准备。
《节能发电调度办法（试行）》出台后，国家发展改革委会同国家电监会等有关部门研究起草了《节能发电调度办法实施细则》；国家电监会会同国家发展改革委研究起草了《节能发电调度信息发布办法》、《关于节能发电调度经济补偿办法的指导意见》等配套文件。
国家电监会、国家发展改革委、环境保护部制定了《节能发电调度信息发布办法（试行）》，明确了节能发电调度信息的内涵、节能发电调度信息发布的方式，对各发布主体发布节能调度信息的手段、时限、发布对象等进行了界定。
目前看来，节能发电调度在促进电力企业节能降耗方面发挥了积极作用。根据南方电网公司提供的数据，2008年南方电网范围内火电按煤耗排序发电节约了121.2万吨标准煤，同时吸纳富余水电节能280万吨标准煤，合计实现节能效益为401.2万吨标准煤。2009年，该电网范围内火电按煤耗排序发电节约了229.3万吨标准煤，同时吸纳富余水电节能107万吨标准煤，合计实现节能效益为336.3万吨标准煤。
考虑到发电领域的节能重点与输配电领域存在较大差异，因此估算我国电力工业节能潜力，一般将发电和输配电分别处理。
对于发电领域的节能而言，可从以下三个方面入手：一是新增发电装机容量的能耗控制，二是淘汰高耗能的小型发电机组，三是对现有发电机组的技术改造。
先看新增发电装机容量的能耗控制。以2020年我国发电装机容量达到15亿千瓦为基础进行估算，从2011年到2020年，预计新增发电装机容量5亿千瓦左右。考虑到水电、核电及风电等非化石能源发电规划，在此期间火电装机容量约占3亿千瓦。如果能控制我国新建火电项目为60万千瓦及以上凝汽式机组和30万千瓦级热电联产机组，结合此类机组目前的供电煤耗水平，并考虑技术进步因素，可以假定新建火力发电项目平均供电煤耗能达到290克/千瓦时。为计算出节能效果，进一步假设2011~2020年间，每年新增3000万千瓦火电装机，并且火电装机年利用小时数为5000。于是，可以求得2011~2020年间新增发电装机容量能效控制的预期节能效果为3750万吨煤。
再看淘汰高耗能的小型发电机组。2009年我国电力行业提前完成“十一五”关停小火电的任务，小火电关停容量累计超过6000万千瓦。但根据国家能源局电力司发布的数据，目前全国小火电机组容量仍然有7000多万千瓦。假定2010年能实现国家能源局提出的再关停1000万千瓦的任务，2011~2020年关停其余6000万千瓦小火电机组，并且假定这些小火电机组都是5~10万千瓦（不含）容量等级机组。根据中国电力企业联合会对火电机组抽样统计分析结果，2009年我国5~10万千瓦（不含）容量等级机组供电煤耗高达383克/千瓦时。以符合新增容量的市场准入条件的机组来替代这部分装机，则每千瓦供电煤耗降低83克同样假设每年关停并替代小机组600万千瓦，且替代装机年利用小时数为5000，则可以求得2011~2020年间“上大压小”淘汰落后产能的预期节能效果为1245万吨煤。
最后看现有火电机组的节能改造。2009年我国30万千瓦及以上机组占全部火电机组的比重为69.43%，达4.52亿千瓦。在其余1.99亿30万千瓦以下火电机组中，减去7000万在2020年前将被淘汰的小火电机组，尚余1.29亿容量。在2020年前，对这部分装机容量和部分服役年限较长的30万千瓦及以上机组（假定为1亿千瓦）进行节能技术改造后，预计能使单位供电煤耗减少10克。为简化计划，进一步假设每年进行节能技术改造的火电装机容量为2290万千瓦，机组年利用小时数为5000，则可求得2011~2020年间现有火电机组节能改造的节能效果为572.5万吨煤。
综合来看，2011~2020年间若能综合利用新增发电装机容量能效控制、淘汰高耗能落后小火电机组、以及现有火电机组节能技术改造等手段，我国电力工业的发电环节的节能潜力预计为5567.5万吨煤。
对输配电领域的节能而言，主要有两个途径，即降低线路损失率，以及通过消纳富余的可再生能源电能，提高可再生能源比例，减少火电消费量。
在降低线路损失率方面，要估算出潜力究竟有多大，关键是要选择恰当的比较对象。考虑到输配电网规模、电网技术和管理水平、以及长距离电能输送量等方面的因素，可把美国作为参照系。多年来我国电网线年，我国电网线年的电网线年的线年，美国电网的线%。考虑到线损率越低，进一步降低的难度越大这一因素，假定到2020年我国电网线亿千瓦时，假定供电量每年以7%的速度增长，到2020年供电量达6865.48亿千瓦时。在电网线损率等幅下降的情况下，2011~2020年因线损率下降而节约的电量预计达3059.60亿千瓦时。按供电标准煤耗290克/千瓦时计算，相当于节煤8872.84万吨。在消纳富余的可再生能源电能方面，针对我国东西部可再生能源资源和经济发展交叉不平衡的状况，大力推进西部地区的水电、风电和太阳能发电等可再生能源电能东送，能有效降低东部地区火电消费量，从而改善我国电力能源消耗状况。估算电网消纳富余的可再生能源电量究竟是多少，关键在于确定西部地区可再生能源富余量。在2020年我国总发电装机容量达到15亿千瓦，核电装机容量占5%，且2011~2020年间新增火电装机容量3亿千瓦的前提下，水电、风电、太阳能发电等可再生能源装机容量届时约为4.5亿千瓦。假定其中有3.5亿千瓦可再生能源发电装机容量分布在西部地区，在2011~2020年间每年投产3500万千瓦可再生能源装机，且其年利用小时数平均为4000。考虑到西部地区工业发展水平、人口密度和生活水平都相对较低，进一步假设该地区无法消纳的可再生能源富余电量占其总发电量的50%，则2011~2020年我国电网因消纳西部地区富余的可再生能源电能而减少的火电消费量预计达3500亿千瓦时。按供电标准煤耗290克/千瓦时计算，相当于节煤10150万吨。综合来看，2011~2020年间若能通过技术改造、加强管理等方式将电网线%可再生能源富余电量，我国电力工业的输配电环节的节能潜力高达19022.84万吨煤。
尽管降低煤电装机比重是促进我国电力工业的“最佳”途径。但是电力装机结构的调整必须根据资源禀赋特征，以能源供给安全和电力安全为前提。我国能源资源特点是富煤、缺油、少气，储采比分别是41年、11年、32年，均远低于世界平均水平，其中煤炭是开采技术最成熟、储采比最高的一次能源，因此，我国煤炭产量占一次能源总产量的比重超过70%，石油和天然气产量较低，从而形成了以煤为主的电力装机结构。我国火电（95%以上是煤电）装机比重90年代初为75%，2006年甚至达到过77.57%，近三年新能源发展加快后比重略有下降，但是火电发电量所占比重一直保持在82%左右，2006年达到历史最高值83.3%。过去的几十年中，我们一直在致力于优化调整电源结构和煤电结构，降低煤电比例，提高高效机组比重，虽然使煤电的内涵发生了重大变化，但单从煤电比重上来说，成效不明显。考虑到发展水电面临的资源制约和建设周期，以及风电等非水可再生能源发电的成本和电能质量等因素，短期内煤电仍将是保障我国电力需求的主力军。而且，当前我国正处于工业化、城镇化加速发展阶段，电力需求持续增长。在此前提下，电力工业中“保增长”会优先于“调结构”。
长期以来，我国电力投资中都存在重发轻供的现象，电网基础设施建设滞后于电源发展。建国以来，我国电力工业投资累计6.2万亿元，其中电网投资2.34万亿元，占36.2％。进入新世纪后，电网投资力度不断加大，2001年～2009年，电网累计投资1.8万亿元，电源累计投资2.2万亿元，电网投资占45%；其中，2009年电网投资3847亿元，电源投资3711亿元，电网投资占50.9％，电网投资首次超过电源投资，但与国际上电网与电源投资60%：40%的水平仍有差距，电源电网不协调的矛盾短期内依然突出。加之2002年电力体制改革后，电力工业规划弱化，电力规划的权威性、科学性存在着一定欠缺。目前全国各地风电等非水可再生能源发电迅速增加，而上网难问题已成为其发展的重要制约因素，其中暴露出的主要问题是规划滞后和缺乏配套性政策。
近年来，我国电力工业节能取得了突出成就，供电标准煤耗提前两年实现“十一五”末355克/千瓦时的目标，2009年进一步降低至340克/千瓦时；2009年线%的线%。但是，也要看到这些年电力工业节能成效显著，主要是因为国家发展和改革委员会、国家能源局、国家电力监管委员会、国家环保部等电力工业主管部门采用了“上大压小”、提高准入门槛和限制审批等行政手段。发电权交易等市场化手段虽然也发挥了一定作用，但相比行政手段的效果而言其重要性要低不少。究其实质，电力工业节能工作的市场化手段不足，电煤价格市场化程度不高和竞争性电力市场缺失是主要原因。一方面，目前电煤价格在相当程度上仍然无法体现市场供求关系，投入要素价格扭曲自然不能给发电企业节能降耗提供恰当的激励。另一方面，在上网电价由政府管制的情况下，以国有企业为主的发电企业将其重点放在了做大规模的外延式扩张上，节能降耗这类内涵式发展方式并不受其青睐。
针对我国电力工业节能中存在的问题，应从电力供应和需求两个方面入手，进一步加强节能降耗工作。从供应侧来讲，可以采取的对策一是优化电源结构，增加清洁能源发电的比重；二是加快技术进步，推进燃煤机组清洁、高效、节能发电；三是加强电网建设与改造，降低输配电损耗；四是加强节能调度，深化电力市场建设。从需求侧来讲，可以采取的对策主要是加强需求侧管理，引导用户科学合理有序用电。
长期以来，我国电源以火电为主，电煤消耗占全国煤炭消费量的一半左右。尽管我国煤炭资源相对丰富，但作为不可再生能源，其开发利用受到资源、运输能力、环境等多方面的制约。而清洁能源，特别是可再生能源具有资源丰富、开发潜能大、环境负面影响小甚至无污染等诸多优点。因此，优化电源结构，加快发展清洁能源发电，有序开发水力、风力、太阳能等可再生能源是实现节能减排的重要保证。一方面，应坚定不移地推进“上大压小”政策的实施。“上大压小”是促进电力行业结构调整和实现节能减排目标的重要手段之一，大容量超临界和超超临界机组的应用不仅可以促进发电的高效性，还有利于提高燃煤发电机组的节能环保水平。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，在理论上采用超临界机组参数可提高效率2%~2.5%，采用超超临界机组参数可提高4%~5%。
另一方面，应加大对清洁能源，特别是可再生能源的扶持力度，有序增加清洁能源发电比重。作为化石燃料替代品的水力、风力、太阳能等均具有开发潜能，特别是我国的水资源蕴藏量居世界第一位，而且其开发利用技术已经成熟，是近期发展的主要对象。风力资源丰富，利用技术也基本成熟，可作为当前规模开发的一个重点。太阳能资源潜力巨大，一旦关键技术进一步取得突破，经济性改善，就将得到广泛应用。应加大太阳能发电技术与热利用技术的开发与攻关力度，结合建筑节能，积极推广太阳能热水器产品。
我国“富煤、缺气、少油”的能源资源禀赋，决定了我国电力工业必将长期以煤电为主，火电行业未来10年能否降低能耗将直接影响全国节能目标的实现。因此，通过技术进步，逐步的提升火电机组参数和容量等级，减少电力生产过程中的自身能源消耗与污染物的排放，提高机组的可靠性和技术经济水平，有利于节能减排工作的顺利开展。当前得到广泛应用的煤炭直接燃烧发电技术主要有超临界、超超临界、亚临界、循环流化床燃烧发电等几种，对污染物采取安装脱硫、除尘及脱硝等设施实现达标排放。在提高发电效率方面，采用超临界和超超临界技术是煤炭直接燃烧发电的主要选择，今后的发展方向是研发新型的耐高温材料，慢慢地提高主蒸汽的压力和温度等级，进而提高发电效率，降低供电煤耗。因此，在发电环节通过火电厂设备热力系统设计优化和系统保温设计与改造，提高锅炉燃烧和传热效率，给水泵、循环水泵和凝结水泵等动力系统节能，以实现火力发电过程的节能降耗。
电力工业是大量消耗能源的产业，发电厂用电和供电线损率约占全社会用电量的14%，因此采用柔流输电技术和新型直流输电等新技术和应用节能电力变压器等手段，加强电网建设与改造，逐步构建合理的网架结构，提高电网的自动化水平，并以此为基础开展和推进节能调度，以降低电力传输中的电能损耗，并最大限度地利用清洁能源和可再生能源发电，无疑对电力工业节能减排具有重要的意义。发电厂生产的电力要经过很长的输配电线路才能到达终端用户，其中还要经过升压、降压和配电变压器，在这个过程中会因线路和变压器的电阻产生热损耗，一般称为线损。我国线损率与国际先进水平相比还有较大差距，输电和配电过程中节能潜力巨大。通过建立相应的激励机制，鼓励电网企业进行技术改造和科学调度来降低线损，并且建立严格的监管措施予以保障。
目前，我国可再生能源等清洁能源发电比例比较低，因此在调度运行上，采用优化调度，使全系统的机组运行在综合能源转换效率最高的状态，保障和最大限度地利用清洁能源上网发电，对电力工业节能减排具有重要的意义。推广节能调度，一要充分利用电网平台，加强水火互济和省间互补，优先安排可再生能源、水电机组发电；二要优化水库调度及机组运行方式，最大限度地减少弃水，提高水能利用率；三要优先安排清洁、高效机组和资源综合利用效率较高的机组上网，限制能耗高、污染重的低效机组发电；四要完善发电权交易制度，逐年削减小火电机组发电上网小时数；五要研究有利于节能减排的市场定价机制。
提高电能终端使用效率、节约用电是节能减排的根本，电力需求侧管理是用电环节节能减排的有效手段。从本质上说电力需求侧管理就是引导电力用户优化用电方式，提高终端用电效率，优化资源配置，改善和保护环境，实现最小成本电力服务，其中一个典型应用就是通过实施峰谷分时电价、季节性电价、可中断电价等电价政策，引导用户尽可能在低谷时段用电，合理避开高峰时段用电。要引导电力企业和用户要继续提高对需求侧管理工作的认识，采用行政、经济、技术等手段引导和鼓励用户合理用电、节约用电，尤其要加强迎峰度夏期间空调负荷用电情况的调查和管理。
1、这在某些特定的程度上表明，1994年以来我国电力工业能源利用效率有较大幅度的提高。2、例如，广东省粤电集团公司针对其早期投产、效率低下的机组进行技术改造，提高了机组效率，降低了发电煤耗。该公司下属黄埔电厂完成的#6炉空预器密封系统改造，使以前30%左右的漏风率降低至7%以下，发电煤耗因此大约下降3%；连州、梅县电厂对135MW循环流化锅炉冷渣器进行改造，提高了渣余热回收利用率，大幅降低热耗，与改造前相比，每天可减少2.8万kWh的厂用电量。
3、“两型三新”线路是指资源节约型、环境友好型，采用新技术、新材料、新工艺的输电线路；“两型一化”变电站是指资源节约型、环境友好型和工业化的变电站。
5、另一方面，以2000~2009年间我国电网线损率年均下降速度外推至2020年，得到的线%非常接近。