我国北京、浙江、山东、山西等省市实行峰谷电价。
一是前期、基建任务圆满完成。(一)安全生产基础得到再夯实。
公司所属托巴、妥洛电站顺利获得核准。积极开展挂包帮转走访、新百千万工程等工作，投入资金支持澜沧江流域社会主义新农村建设，构建了企业与地方和谐发展的良好局面。公司首次公开发行股票并上市于2017年11月3日取得证监会核准批文，12月5日成功发行18亿股，融资39.06亿元，12月15日在上海证券交易所成功上市，成为近十年来成功登陆A股市场的唯一发电企业，实现了公司发展历程中的一个重大转折，完成了公司向公众公司的转变4.聚焦基建生产，提升主营业务管理能力。2.未来整体经营目标公司将遵循积极有序发展水电，稳步推进国际化，有效实施产业协同，探索开展资本运作的发展原则，计划至2020年，运营容量达到2,400万千瓦左右，继续保持国内第二大流域水电公司的地位，各项主要指标进入世界同类能源企业前列，成为综合实力雄厚、价值创造能力突出、具有广泛社会影响力的国内领先的清洁能源上市企业，进入具有国际竞争力的世界一流电力企业行列。
四是重大事项决策科学规范，法律监督进一步强化，重要经营决策的法律审核率、重大决策参与率、合同审核率持续保持100%。信息化管理水平持续提升，公司《2017-2021年信息化规划》正式印发。此次调整结合区域电网输电价格改革、临时性降低山东电网输配电价等措施筹集资金，受电变压器容量在315千伏安及以上的一般工商业用户根据其用电特性和经济性，自主选择执行大工业两部制电价，确保相关用户降低电价水平。
此次调整对于产业园区经营的供配电资产，可根据国家有关规定自愿选择移交电网企业由其直接供电到户;或改制为增量配电网，按政府核定的配电价格收取配电费用。根据国家统一部署，我省自今年4月1日起，简化一般工商业与大工业电价分类，降低一般工商业电价，实现推改革和降成本双重目标。日前，记者从相关部门获悉，我市物价和电力部门迅速行动，落实相关政策第三，全球能源互联网建设为电力国际合作开拓了更广阔的空间，不同国家和地区经济发展、资源禀赋的差异性，决定了构建全球能源互联网具有显著的经济性和竞争力，蕴含巨大的商业价值。
将发电、输配电、负荷、储能融入智能电网体系中，加快研发和应用智能电网、各类能源互联网关键技术装备。我国能源生产和消费逆向分布，有电送不出、有网无电送的问题同时存在;电网强直弱交问题突出，特高压交流发展相对滞后。
要加快重点技术与装备创新，深入推进先进燃煤发电、煤炭清洁转化、模块化小型堆等安全先进核电、新能源、储能技术等试验示范工程建设，推进核电、大容量柔性输电等智能电网的关键设备研制和示范应用。环保成本投入及运维无法通过电价疏导。煤电企业将继续推进超低排放建设与改造。电力体制改革持续深化，市场秩序更加公平规范增量配电业务改革的重点是 两扩围、五明确、一纠偏。
可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担。推进高温超导等前沿技术领域的研究。发电行业全国碳排放权交易市场将进入实质性建设阶段。电力行业将全面贯彻落实中央经济工作会议及全国两会精神，着力推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，促进电力工业继续向清洁低碳、安全高效的系统转型，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。
随着市场主体逐渐成熟，发电、售电侧将形成主体多元、竞争有序的交易格局，新兴业态和商业模式创新不断涌现，正在引领电力工业发展的新方向。(本文根据作者在2018年经济形势与电力发展分析预测会上的演讲内容整理。
电力行业信用体系建设要做到四个深化。要继续推进防范和化解煤电过剩产能，严控增量、整顿存量，认真落实政府工作报告提出的淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组要求，促进煤电转型升级和结构优化。
首先，能源电力领域是中国企业走出去的重要阵地，国家实施走出去战略，提出一带一路倡议，中国能源电力海外投资、建设项目持续增加，全方位、多领域的电力对外开放格局更加明晰。全球能源互联网建设不断向前推进。2018年，中国电力行业对外投资与工程承包将继续稳健推进。火电、水利水电、输配电工程将继续保持中国电力企业海外承包工程的相对优势地位。一带一路能源合作仍将是电力行业走出去投资和工程承包热点，尤其是一带一路沿线的亚、非洲部分国家，将继续保持较高热度。要着力解决清洁能源消纳问题，补齐系统短板，多渠道拓展可再生能源消纳能力，优化可再生能源发展布局，优化调度运行，提升可再生能源电力输送水平。
二是电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分问题不同程度存在。)版权声明：本文刊载于《中国电力企业管理》2018年04期，作者系中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长。
加快推进先进电网技术、储能技术的示范应用。实践世界最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术;研究碳捕捉与封存(CCS)和资源化利用技术，适时开展应用示范。
过去十年，我国煤电排放绩效大幅下降，随着严控煤电发展规模、加快淘汰落后产能、大力实施灵活性改造工作的推进，煤电清洁利用率还将继续提升。特高压工程集中投产，新能源发电装机快速增长，电力系统形态及运行特性发生重大变化，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求。
弃水、弃风、弃光问题依然严峻，弃核时有发生。各类自然灾害频发，保障电力系统安全更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。试点过程中，将多模式探索电力现货机制，区域层面的电力现货交易，由调度机构为主来开展工作;省级层面的现货交易，既可以采取调度机构为主的模式，也要有以交易机构为主的模式;将积极推动电力交易机构股份制改造，实现规范化运行;将继续有序放开发用电计划，有效引导市场形成价格机制;在推动现货交易的同时，也要推动中长期交易，鼓励签订中长期合同。要进一步完善电网结构，优化主网架布局和结构，加强区域、省间电网互济能力，推进智能电网建设，提高电网运行效率和安全可靠性。
电力科技投入持续增加，绿色低碳创新转型步伐加快加快推进清洁高效发电技术的研究和应用。一是深化电力行业市场主体信用评价工作，力争2018年底有50%以上电力行业市场主体参与行业信用评价;二是深化行业守信激励与失信惩戒工作，建立健全联合奖惩机制，落实红黑名单管理制度，推动落实联合惩戒备忘录各项措施，加强对市场主体信用信息的动态监管;三是深化信用成果应用与采信工作，积极推进信用评价结果在项目核准、工程招投标、市场交易、供应链金融等方面的应用;四是深化信用信息共享、共建工作，依法推进信用信息采集、共享、使用、公开等各环节的建设与管理，整合行业信用信息，形成统一平台，加快完善信息交换机制，扩大信用信息披露范围，提升信用信息使用价值。
2018年年底前将基本完成中部地区煤电超低排放改造，电力行业大气污染物排放总量和排放绩效将进一步降低。风电、太阳能发电装机快速增长，系统调峰能力难以满足新能源发展的需要。
发电环保改造投入巨大，运维成本高于环保电价补贴。另一方面，煤电清洁利用率将不断提升。
推进微电网关键技术研究及示范工程建设。电力国际合作持续扩大，全球能源互联网建设稳步推进电力国际产能合作继续保持快速发展。第一批8个电力现货市场建设试点力争在2018年启动。聚焦重点领域和关键环节，深入推进电力全链条体制机制改革创新，深化要素市场化配置改革，加快电力市场化建设，完善市场机制与政策体系。
补贴资金缺口近1000亿元。新一轮电力体制改革，从发电、输电、配电、售电、用户等多领域全面推进，多模式多层次试点格局已经形成。
即：扩大增量配电业务改革试点范围和电力领域的混改试点范围;明确配电区域划分办法、明确增量配电网价格机制、明确公共电网向增量配电网项目公平开放、明确必须通过市场化竞争方式确定项目业主、明确对增量配电网项目加强事中事后监管;及时纠正改革中出现的偏差。三要加快推动电力发展动力变革。
2020年我国非化石能源装机比重将超过40%。一方面，电力系统智能化是清洁绿色安全高效发展的客观要求，要实现集中和分布式供应并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升负荷侧响应水平，建设高效智能电力系统成为必然选择。
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