2016年，我国国内生产总值实现74.4万亿元，比上年增长6.7%。其中，第一、二、三产业增加值分别同比增长3.3%、6.1%和7.8%；第三产业增加值比重为51.6%，比上年提高1.4个百分点。工业生产平稳增长，规模以上工业增加值比上年增长6.0%。固定资产投资比上年实际增长8.6%，增速有较大回落，但仍保持较快增长；基础设施固定资产投资名义增长17.4%，比固定资产投资快9.3个百分点，支撑作用增强。全社会消费品零售总额比上年实际增长9.6%，全年居民消费价格比上年上涨2.0%；最终消费对经济增长的贡献率为64.6%，比上年提高4.9个百分点，比资本形成总额贡献率高22.4个百分点。外贸进出口总额24.3万亿元，比上年下降0.9%；全年累计顺差3.35万亿元。全国能源生产总量34.6亿吨标准煤，比上年下降4.3%，其中原煤生产34.6亿吨，同比下降9%；能源消费总量43.6亿吨标准煤，比上年增长1.4%，煤炭消费占能源消费比重为62%。 电力行业积极推进实施能源“四个革命、一个合作”发展战略，以五大发展理念为指引，大力转变发展方式，积极推进供给侧结构性改革，加快深化电力市场化改革，加大科技进步和环保工作力度，不断提升“走出去”战略的广度与深度，持续扩大国际合作，有效保障了电力系统安全稳定运行和可靠供应，为经济社会发展和能源转型升级作出了积极贡献。 1电力供应能力再上新台阶，结构调整取得新进展 发电装机容量突破16亿千瓦，增速趋缓，非化石能源装机比重持续提高截至2016年底，全国全口径发电装机容量165051万千瓦，比上年增长8.2%，增速比上年降低2.4个百分点。其中，水电33207万千瓦（其中抽水蓄能2669万千瓦、增长15.8%），增长3.9%；火电106094万千瓦，增长5.5%（其中煤电装机容量94624万千瓦、增长5.1%，燃气7011万千瓦、增长6.2%）；核电3364万千瓦，增长23.8%；并网风电14747万千瓦，增长12.8%；并网太阳能发电7631万千瓦（其中分布式光伏发电1032万千瓦），增长80.9%。非化石能源发电装机容量占全国总装机容量的36.6%，分别比上年和2010年提高1.7个和9.5个百分点；全国人均装机规模1.19千瓦，比上年增加0.08千瓦。对全国100885万千瓦火电机组统计显示:火电机组平均单机容量13.19万千瓦，比上年增加0.30万千瓦；火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国100万千瓦级火电机组达到96台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到43.4%，比上年提高0.5个百分点。 新增发电装机中水、火电规模下降明显，非化石能源占比接近60%全国基建新增发电生产能力12143万千瓦，比上年少投产1041万千瓦。其中，水电新增1179万千瓦（含抽水蓄能366万千瓦），比上年少投产196万千瓦，已经连续三年投产规模缩小，仅为2013年投产规模的38.1%；火电新增5048万千瓦，比上年少投产1630万千瓦（其中常规煤电3834万千瓦，比上年少投产1568万千瓦），全年新投产100万千瓦级机组10台。核电新投产7台机组合计720万千瓦。新增并网风电2024万千瓦，项目地区布局进一步优化；加速发展光伏发电，全面启动光伏领跑者计划、光伏扶贫计划和分布式光伏，积极发展光伏+特色产业，启动太阳能热发电第一批示范项目，我国首座规模化储能光热电站——青海德令哈10兆瓦塔式熔盐储能光热电站并网发电，全年新增并网太阳能发电3171万千瓦（其中分布式光伏424万千瓦），创年度新增规模纪录。在新增发电装机容量中，非化石能源发电装机占比为59.2%，比上年提高9.5个百分点。全年退役、关停火电机组容量571万千瓦。 电网规模稳步增长，跨省区输送和中低压配电能力大幅提升截至2016年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度175.6万千米、比上年增长3.5%，变电设备容量63.0亿千伏安，比上年增长10.5%。其中，220千伏及以上线路长度64.5万千米、增长5.9%，变电设备容量36.9亿千伏安、增长9.7%；全年新增跨区输电能力800万千瓦，全国跨区输电能力达到8095万千瓦。其中，交直流联网跨区输电能力6751万千瓦，跨区点对网送电能力1344万千瓦。特高压线路回路长度和变电设备容量分别比上年增长42.7%和66.5%，35～110千伏电压等级的配电设备容量增长11.8%，均远高于高压和超高压电网增速。 电源投资负增长，重点建设领域投资增长强劲全国电力工程建设完成投资8840亿元，比上年增长3.1%。其中，电源投资3408亿元，比上年下降13.4%；电网投资5431亿元，比上年增长17.1%。在电网投资中，配电网和特高压项目成为重点，全年分别完成投资3117亿元和870亿元、分别比上年增长32.8%和87.5%；新一轮农网升级改造工程全面启动，总投资约1900亿元，惠及2416个县、8.5万个小城镇和中心村，覆盖150万个机井、2.1亿亩农田，改造后农村用电保障能力将大幅提高。在电源投资中，除太阳能发电增长10.1%外，水电、火电、核电、风电投资均为负增长；国家严控煤电投资建设取得明显效果，通过建立风险预警机制，采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，严控项目建设，规范开工秩序，加大落后产能淘汰力度，有效控制了煤电产能规模，全年取消1240万千瓦不具备核准条件的项目，煤电基地配套项目和电网送出规划建设实现按需推进，常规煤电完成投资973亿元，比上年下降8.3%。 新增交流110千伏及以上输电线路长度增速下降，特高压及配电网投产规模不断扩大全国新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量56679千米和34585万千伏安，分别比上年下降0.8%和增长17.5%；新增直流输电线路长度和换流容量分别为3391千米和3240万千瓦。2016年，1000千伏和110千伏交流输电线路长度分别比上年多投产4247千米和1208千米、变电容量多投产5100万千伏安和2661万千伏安；±800千伏直流线路长度和换流容量分别多投产1720千米和1350万千瓦，而220～750千伏各电压等级的交流输电项目投产规模均较上年缩小。 系统调峰能力建设加快针对发电供应调节能力严重不足、影响新能源更大规模消纳的情况，加快调峰能力建设，加快核准、加大新开工抽水蓄能电站规模，连续两年抽水蓄能电站投资额占水电投资比重达到13.6%左右，全年新开工抽水蓄能电站容量达到715万千瓦，主要布局在辽宁、江苏、福建、陕西、新疆等核电、火电、新能源发电比重较高地区。全面组织实施“三北”地区煤电机组调峰能力提升工程，组织开展热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范，部分项目已经投运，调峰效果有所显现，部分地区冬季风电消纳有所改观。 2电力生产供应平稳，发电设备利用小时持续下降 全国发电量增速显著回升，非化石能源发电量占比已近30%全国全口径发电量60228亿千瓦时，比上年增长4.9%，增速比上年提高3.9个百分点。其中，水电11748亿千瓦时、增长5.6%，火电42273亿千瓦时、增长2.3%（增速提高4.0个百分点），核电2132亿千瓦时、增长24.4%，并网风电2409亿千瓦时、增长29.8%，并网太阳能发电665亿千瓦时、增长68.5%。2016年，水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长12.3%，增速比上年提高2.1个百分点；非化石能源发电量占全口径发电量的比重为29.3%，比重比上年提高2.1个百分点。 全国发电设备利用小时持续下降，火电设备利用小时为50余年来新低全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3797小时，比上年降低191小时，自2011年以来持续下降。其中，水电3619小时，比上年增加29小时；火电4186小时，比上年降低179小时，为1964年以来的年度最低值；核电7060小时，比上年降低343小时；风电1745小时，比上年增加20小时；太阳能发电1129小时，比上年降低96小时。 电力生产运行安全可靠电力系统安全稳定运行和电力可靠供应能力进一步增强。全国没有发生重大电力安全事故，没有发生较大电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件，发生电力建设特别重大事故1起，死亡73人。10万千瓦及以上燃煤发电机组等效可用系数为92.77%、比上年提高0.20个百分点，4万千瓦及以上水电机组等效可用系数为92.44%、提高0.39个百分点，核电机组等效可用系数为88.77%、降低0.3个百分点。架空线路、变压器、断路器三类主要设施的可用系数分别为99.570%、99.867%、99.958%，变压器、架空线路可用系数分别比上年下降0.020、0.030个百分点，断路器上升0.005个百分点。直流输电系统合计能量可用率、能量利用率分别为94.67%、54.17%，能量可用率比上年下降0.55个百分点、能量利用率提高3.57个百分点；总计强迫停运40.5次，比上年增加12.5次。全国10(6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率RS1为99.805%、比上年下降0.075个百分点，用户平均停电时间17.11小时、增加6.61小时，用户平均停电次数3.57次、增加1.05次。 3电力消费需求逐步回升，电力供需形势进一步宽松 电力消费需求增速回升受工业生产恢复、夏季高温天气和上年同期低基数等因素影响，全国全社会用电量59747亿千瓦时，比上年增长4.9%，增速比上年提高4.0个百分点，但增速仍连续3年低于5%。第一产业用电量1092亿千瓦时，比上年增长5.0%；第二产业用电量42615亿千瓦时，比上年增长2.8%，增速比上年提高3.6个百分点，下半年二产业用电恢复、分别拉动三、四季度全社会用电量3.3和3.9个百分点，拉动全年全社会用电量2.1个百分点，是全社会用电量增速提高的最主要动力。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高耗能行业合计用电量与上年持平，而装备制造、新兴技术和大众消费品业增长势头良好，反映出制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现；第三产业用电量7970亿千瓦时、增长11.2%（其中信息传输、计算机服务和软件业增长15.1%），城乡居民生活用电量8071亿千瓦时、增长10.8%，均拉动全社会用电量1.4个百分点，服务业和居民消费对用电增长的稳定作用更加突出。2016年，全国人均用电量和人均生活用电量为4321千瓦时和584千瓦时，分别比上年增加179千瓦时和54千瓦时。 电能替代成效显现为确保完成“十三五”期间电能替代散烧煤、燃油1.3亿吨标煤的目标，行业企业按照“成熟领域全覆盖、新兴领域大力推、创新领域抓试点”的工作布局，大力推进电能替代。抓住电动汽车充电基础设施互联互通、居民区与单位建桩、重点区域城际高速公路建设快充网络等关键点，加快推动电动汽车充电基础设施建设，全国累计建成公共充电桩超过15万个，私人充电桩总数超过20万个；在内蒙古、河北、吉林等省份大力推动各类可再生能源清洁供热示范工程。据调查统计，国家电网公司（以下简称“国家电网”）、中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）、内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称“内蒙古电力”）和陕西省地方电力（集团）有限公司（以下简称“陕西地电”）共推广电能替代项目4.1万个，完成替代电量1079亿千瓦时。其中，居民、机关、学校、商业采热、采暖领域替代电量121亿千瓦时，工业生产领域480亿千瓦时，农业生产领域56亿千瓦时，交通运输领域130亿千瓦时。 积极推进电力需求侧管理根据国家制定的“十三五”能源转型目标要求，结合电力市场化建设、电力供需新形势需要，创新电力需求侧管理工作机制和工作领域，国家、行业企业和社会共同加大推进电力需求侧管理工作力度。政府有关部门总结北京、苏州、唐山、佛山电力需求侧管理城市综合试点经验，持续组织电网企业电力需求侧管理目标考核；部分省份电力需求侧管理平台基本实现了用电在线监测、产业经济运行分析等方面的数字化、网络化、可视化，加强对参与用电直接交易、执行差别电价的重点企业引导。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2016年底，全国已有30家工业企业通过电力需求侧管理评价。国家电网、南方电网、内蒙古电力和陕西地电超额完成年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量147亿千瓦时、电力352万千瓦，有力保障了电力供需平衡和促进资源优化配置。 电力供需形势进一步宽松受装机增长持续快于用电增长影响，全国电力供需形势进一步宽松，部分地区相对过剩，仅局部地区在部分时段有少量错峰。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，其中蒙西和山西电力供应能力富余，迎峰度夏期间高峰时段山东、河北均出现电力缺口（最大电力缺口分别为203、50万千瓦）；华东、华中、南方区域电力供需总体宽松；东北、西北区域电力供应能力富余较多。 4电力科技创新水平不断提升，污染物排放持续较大幅度下降 科技创新成果丰硕电网科技创新方面，新开工±1100千伏准东至皖南特高压直流输电工程，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程；鲁西背靠背直流工程是目前世界上首次采用我国自主研发的柔性直流与常规直流组合技术模式的背靠背工程，具有电能质量更高、控制更为灵活、配套换流站占地小等优势；世界首个特高压GIL综合管廊工程——苏通GIL综合管廊工程已开工建设；自主研发的世界首个200千伏高压直流断路器投入工程应用。电源科技创新方面,核电、超超临界火电等重大电力装备自主研制和示范应用取得积极进展，100万千瓦二次再热燃煤发电机组示范工程全面投产，机组发电效率超过45%，达到国际先进水平；世界首台60万千瓦超临界循环流化床锅炉机组投入商业运行。CAP1400通过国际原子能机构通用反应堆安全审评，“华龙一号”首堆示范工程建设有序，核岛安装工程已正式开始，模块化小型核反应堆技术成为世界小堆发展的一个重要里程碑；我国首座拥有完全自主知识产权的浙江仙居抽水蓄能电站，其机组的核心部件及自动控制系统，均由我国完全自主设计开发、制造。低风速风电技术和风机超长柔性叶片应用，实现了发电能力与载荷的最佳匹配，大幅提高了风电机组的技术经济性。 中国电力工业科技创新成果获多项大奖2016年，“互联电网动态过程安全防御关键技术及应用”荣获国家科学技术进步一等奖，另有12个项目分别荣获国家技术发明、国家科学技术进步二等奖。张家口风光储输示范工程获得中国工业大奖。“多端柔性直流输电关键技术研究、设备研制与示范应用”等5个项目获得中国电力创新奖一等奖。溪洛渡水电站获得菲迪克2016年工程项目杰出奖，小湾水电站拱坝工程获得第二届碾压混凝土坝“国际里程碑工程奖”。 能效水平持续提高大容量、高参数、节能环保型煤电机组比重稳步提升，电力能效水平持续提高。2016年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗312克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平；输电线路损失率6.49%，比上年降低0.15个百分点，处于同类国家先进水平。在电力供需放缓以及脱硫、脱硝等环保设施大规模进行超低排放改造的情况下，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.01%，比上年下降0.03个百分点。 污染物排放持续下降全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为35、170和155万吨、分别比上年下降12.5%、15.0%和13.9%；单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.08、0.39和0.36克/千瓦时，比上年分别下降0.01、0.08和0.07克/千瓦时；单位火电发电量二氧化碳排放约822克/千瓦时，比2005年下降21.6%。截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国煤电机组容量的93.0%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦，占全国火电机组容量85.8%。全国火电厂单位发电量耗水量1.3千克/千瓦时，比上年降低0.1千克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。全国燃煤电厂粉煤灰产量约5.0亿吨，与上年持平，综合利用率约为72%，比上年提高2个百分点。 5电力市场化建设有序推进，电价调控发挥积极作用 积极推动电力市场体系和试点建设2016年，在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件及相关配套文件的基础上，国家发展改革委、国家能源局又出台了一系列有关电力市场化建设的政策文件，有序推进电力市场建设，加大电力交易规模、增加交易品种，加快推进输配电价改革，引导加强售电侧管理，推动增量配电试点业务开展，有力地支持和推动了电力市场化体系构建和电力市场交易试点工作。各省级政府主管部门结合各地实际，研究制定电力改革试点方案，重点推进电力改革相关工作，取得较大成效；截至2016年底，已有21个省份获批电力改革综合试点，9个省份获批售电侧改革试点，1个区域电网和全部32个省级电网获批输配电价改革试点，开展首批增量配电业务试点105项，东北区域还开展了电力辅助服务市场专项改革试点。 市场交易中心相继组建，市场化交易在探索中前行2016年3月份，北京、广州两大电力交易中心成立，标志着电力市场建设迈出关键一步。截至2016年底，除海南省外，我国已挂牌成立31家省级电力交易中心。在中央和地方共同推动下，发用电计划加快放开，发售电企业和电力用户积极参与，各省级市场化电力交易陆续启动，初步统计全年市场化交易电量约1万亿千瓦时，比上年增长超过1倍，占全国全社会用电量的比重达到19%左右。 积极发挥电价调控作用为降低社会企业生产成本，自2016年1月1日起，全国燃煤发电上网电价平均下调3分/千瓦时，全国一般工商业销售电价平均下调约3分/千瓦时，大工业用电价格不作调整。调整了两部制电价用户基本电价计费方式。加大可再生能源支持力度，提高可再生能源基金征收标准，自2016年1月1日起，各省（除新疆、西藏外）居民生活和农业生产以外全部销售电量的基金征收标准由1.5分/千瓦时提高到1.9分/千瓦时。核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时（含税）。降低2017年1月1日后新建光伏发电和2018年1月1日后新核准建设的陆上风电标杆电价；对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。电价在降成本、调结构、促减排中的调控作用更加突出。 6电力企业主营业务收入增长低迷甚至负增长，经营状况不容乐观 电网企业资产增长快于主业收入及利润增长截至2016年底，国家电网、南方电网、内蒙古电力、陕西地电资产总额合计4.21万亿元，比上年增长9.4%，主要是受电网投资规模扩大（投资5930亿元、增长11.2%）因素影响；但售电量仅增长2.7%，主要是受用电低速增长、市场交易电量比重快速增加、自备电厂快速扩张挤占市场份额等因素影响，加之售电价格下降，导致主营业务收入仅增长1.0%，全年实现主营业务利润1380亿元，比上年增长4.9%；企业资产负债率56.8%，比上年提高0.5个百分点。 发电企业资产增速回落，火电利润大幅下降截至2016年底，中国华能集团公司（以下简称“华能集团”）等五大发电集团资产总额合计4.16万亿元，比上年增长3.5%，主要受电源投资负增长影响，资产增速逐年回落。受上游电煤价格迅猛上涨、环保投入持续增加，以及上网标杆电价连续下调、市场交易电量比重快速增加且交易电价大幅下降等多重不利因素交织作用，火电生产经营形势急剧恶化，五大发电集团电力业务尤其是火电业务利润出现“断崖式”下降。2016年，五大发电集团综合业务收入合计9693亿元、比上年下降4.6%，其中电力业务收入7558亿元、比上年下降7.3%；全年综合利润总额641亿元、比上年下降41.7%。其中，电力业务利润总额701亿元、同比下降42.6%（主要是火电业务利润总额为367亿元，创4年来最低，比上年下降58.4%）；企业资产负债率82.0%，仍处于高位；参与市场交易电量6374亿千瓦时，比上年增长69.6%，占同口径总发电量的比重为25.6%，比上年提高10.3个百分点。另据对多家其他大型发电企业调查报告显示，2016年底电力业务合计实现利润同比下降，但下降幅度低于五大发电集团；合计参与市场交易电量比上年增长41.7%，占同口径总发电量的比重为11.7%，比上年提高2.5个百分点。 7全球能源互联网逐步达成国际共识，国际交流合作取得新成绩 推进构建全球能源互联网2016年3月，由我国主持与主导的全球能源互联网发展合作组织在北京成立，系统组织开展了全球清洁能源资源、电网现状调研和亚洲、非洲、欧洲、美洲电网互联研究，编制了全球能源互联网发展战略白皮书和技术装备规划，成功发布了系列研究成果，有力支撑了全球能源互联网推动工作，全球能源电网互联理念正在逐步达成国际共识。 国际交流进一步加强电力企业积极参与国际电力行业交流，先后参与、主导、组织各类国际组织交流活动60余场，参加各类境内外国际会议186场，境内外国际展览55个，对外签署重要协议及备忘录31项。截至2016年底，电力行业已有数十家机构和企业参加国际组织总数超过60个，同时还有近40位各类专家、学者在上述组织担任主要职务；国内电力企业共设立海外分支机构或办事处828个，遍布世界各地。中电联牵头成立了中国电力国际产能合作企业联盟，积极搭建电力国际产能合作服务平台。电力行业企业在国际能源事务中的影响力和话语权进一步提升，交流合作进一步深入。 国际合作取得新突破，“一带一路”成为投资亮点2016年，我国电力企业与英国、阿根廷、沙特等国家签署一系列核电站项目开发、建设、技术等合作协议，核电“走出去”取得重要成果；签署埃及EETC500千伏输电线路项目合同，中埃产能合作首个能源项目正式落地；中国在海外已建的最大水电站——装机150万千瓦的厄瓜多尔辛克雷水电站正式竣工；中国第一个海外100万千瓦级IPP火电项目——印尼爪哇7号（2×105万千瓦）项目顺利开工；三峡国际海外投资发电装机超过1000万千瓦，中国电力建设集团有限公司（以下简称“中国电建”）海外在建水利水电工程合同金额超过2000亿元。大型电力企业对外投资项目、新签对外承包及年底在建合同额均较上年有所增长。“一带一路”建设投资成为投资亮点，我国电力企业已在52个“一带一路”沿线国家开展投资业务和项目承包工程，其中大型承包项目120个、涉及国家29个、合同金额275亿美元。 8问题与挑战 2016年，我国电力行业改革发展面临严峻形势和诸多挑战。 电力系统安全面临挑战 电源、电网没有统一规划，各类电源建设发展缺乏统筹，新能源机组大规模集中并网带来一系列安全问题，而灵活调峰电源比重严重不足；交直流电网发展不协调，“强直弱交”安全风险加大，部分地区主网架、配电网建设滞后，电网运行过度依赖安全控制装置，生产运行中安全隐患较大；电力建设方面的安全风险也开始逐步显现，必须警钟长鸣、高度重视。 清洁能源发展任务艰巨 近年来，我国清洁能源发展取得显著成效，但也带来大量清洁能源无法消纳的问题，2016年，全国弃水弃风弃光电量高达1000亿千瓦时。为实现我国碳排放对外承诺目标，未来较长时期内清洁能源需要保持较快增长；而我国水能、风能、太阳能发电大基地与用电负荷地区逆向分布的特点决定了清洁能源资源富集地区的大规模开发需要在全国范围配置消纳，必须尽快扭转当前重开发轻消纳、源网不协调、大范围配置能力不强的局面，才能够实现清洁能源的可持续发展。 电力产能过剩问题日益显现，电力企业经营面临挑战 随着我国经济发展进入新常态，电力需求增速明显回落，而发电装机容量仍快速增长，导致电力产能过剩问题日益凸显，加之受煤价上涨、发用电计划放开、宏观经济等多种因素影响，电力行业特别是火电企业经营压力增大。另外，受常规电源建设项目减少影响，电力建设企业、常规电力装备企业国内市场竞争压力持续加大。 推进改革进入深水区 目前，电力体制改革取得阶段性成果，但在改革过程中也暴露出很多问题和矛盾，市场交易存在区域壁垒、行政壁垒，市场化定价面临行政强行干预，以改革名义违规建设专用供电线路情况加重；市场化消纳可再生能源机制和手段亟需建设；公共电厂与自备电厂不对等的市场定位与责任，影响了全局性系统运行效益；政府对市场监管缺乏有效途径和手段。这些问题都在影响行业可持续发展。 面对上述问题和挑战，电力行业必须遵循能源“四个革命、一个合作”战略构想，全面把握经济发展规律，努力适应电力发展环境新要求，继续推进电力供给侧结构性改革，持续优化供给结构、提高供给质量、满足有效需求，着力解决煤电产能阶段性相对过剩、清洁能源消纳不畅、企业经营困难、市场化建设不规范和监管不到位等突出矛盾和问题，不断提高电力行业发展的质量效益，努力实现电力行业平稳健康发展。