(一)2015年電力工業發展分析

1、2015年電力發展分析

預計2015年全國基建新增發電裝機容量1億千瓦左右，其中，煤電3800萬千瓦、氣電600萬千瓦、非化石能源發電5300萬千瓦左右。非化石能源新增裝機中，水電1400萬千瓦、核電876萬千瓦、并網風電1900萬千瓦、并網太陽能發電1000萬千瓦、并網生物質發電100萬千瓦左右。

其中，華北電網區域全年新增發電裝機容量1800萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網區域全年新增發電裝機容量700萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網區域全年新增發電裝機容量1900萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網區域全年新增發電裝機容量2100萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網區域全年新增發電裝機容量1500萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網區域全年新增發電裝機容量2000萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量2.6億千瓦，同比增長8.2%左右。

預計2015年底，全國全口徑發電裝機容量將達到14.6億千瓦，同比增長7.5%左右，其中非化石能源發電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右;非化石能源發電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網風電1.1億千瓦、并網太陽能發電3650萬千瓦、并網生物質發電1100萬千瓦左右。

預計全年發電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創新低。

2、 2015年全國電力供需分析

2015年是全面深化改革的關鍵之年，中央經濟工作會議指出2015年將堅持穩中求進工作總基調，堅持以提高經濟發展質量和效益為中心，主動適應經濟發展新常態，保持經濟運行在合理區間，預計2015年我國國內生產總值增長7.0%左右，低于2014年增速。

2015年，預計中央仍將出臺系列“穩增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩定電力消費增長;2014年對用電量增長產生抑制作用的氣溫因素，將對2015年用電量尤其是居民用電量增長有一定拉升作用;受經濟轉型驅動，信息消費等第三產業仍將保持快速增長勢頭;部分地區為大氣污染防治和節能減排而推行的電能替代客觀上有利于促進電力消費增長;部分地方逐步推進的電力用戶直接交易試點，降低了用戶電價，企業生產成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節能減排和環境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現“十二五”節能減排目標的最后一年，部分節能減排形勢嚴峻的地區可能在部分時段對高耗能高排放行業采取限電限產等措施，可能對高耗能行業用電增長帶來一定影響。綜合判斷，預計2015年電力消費增速將比2014年有一定回升，預計全年全社會用電量5.74～5.80萬億千瓦時、同比增長4.0%～5.0%，預期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右，其中，第一產業同比增長2.0%、第二產業增長3.5%、第三產業增長8.5%、城鄉居民生活增長7.0%。

預計2015年全國電力供需繼續總體寬松，東北和西北區域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區域電力供需平衡，各區域內均有部分省份電力供應能力盈余，華北區域電力供需總體平衡，部分地區偏緊。分區域看:

華北電網區域電力供需總體平衡，部分地區偏緊。預計2015年全社會用電量同比增長3.1%～4.1%，預期1.35萬億千瓦時，同比增長3.6%左右，最大用電負荷2.04億千瓦，同比增長6.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華北區域電力供需總體平衡，部分地區因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網和京津唐在用電高峰時段電力供應可能偏緊，蒙西和山西電力有一定富余，但由于外送通道能力有限，無法有效緩解區域內其他省級電網供應偏緊局面。

東北電網區域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長2.5%～3.5%，預期4170億千瓦時，同比增長3.0%左右，最大用電負荷5820萬千瓦，同比增長6.5%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計東北區域內各省級電網電力供應能力均有富余。

華東電網區域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.3%～5.3%，預期1.40萬億千瓦時，同比增長4.8%左右，最大用電負荷2.37億千瓦，同比增長7.5%左右。綜合考慮接受區域外電力參與平衡后，預計華東區域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。

華中電網區域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長3.7%～4.7%，預期1.03萬億千瓦時，同比增長4.2%左右，最大用電負荷1.61億千瓦，同比增長7.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華中區域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。

西北電網區域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長6.5%～7.5%，預期5805億千瓦時、同比增長7.0%左右，最大用電負荷7720萬千瓦、同比增長8.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計西北區域電力供應能力仍富余較多，主要是新疆、寧夏和甘肅電力供應能力富余，隨著川藏500千伏聯網工程和藏木水電站等項目陸續投產，西藏電力供需形勢將明顯緩和。

南方電網區域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.5%～5.5%，預期9970億千瓦時，同比增長5.0%左右，最大用電負荷1.45億千瓦，同比增長6.5%左右。綜合平衡后，預計南方區域電力供需總體平衡，云南存在較大電力電量盈余，電力盈余700～1600萬千瓦，汛期面臨較大棄水壓力;貴州電力有一定盈余;廣東電力供需平衡，部分高峰時段電力供應可能偏緊;海南電力供應持續緊張，各月存在不同程度的電力缺口，最大缺口很可能超過2014年。

(二)電力中長期發展簡要分析

1、 2020～2030年電力供需展望

綜合考慮經濟、社會發展、電氣化水平提高等影響因素和電力作為基礎產業及民生重要保障的地位，對比分析世界發達國家用電需求發展歷程，借鑒國內各機構預測成果，采取多種方法進行預測，未來電力需求推薦方案為：

2020年全國全社會用電量為7.7萬億千瓦時，人均用電量5570千瓦時，“十三五”年均增長5.5%左右，電力消費彈性系數為0.76;2030年全國全社會用電量為10.3萬億千瓦時左右，人均用電量7400千瓦時左右，2020～2030年年均增長3%左右，電力消費彈性系數為0.5左右;2050年為12～13萬億千瓦時，人均用電量9000千瓦時左右。

從電力需求地區分布上看，東中西部發展受兩個主要因素影響，一是發揮西部資源優勢，耗能產業逐步向西部轉移;二是隨著城鎮化深化發展，人口繼續向東中部地區特別是大中城市集中。綜合兩方面因素，未來西部地區用電需求預計將保持較快增長，增速快于中東部地區;但中東部地區受人口增加、電氣化水平提高等因素影響，用電量也將平穩增長，中東部地區作為我國人口中心、經濟中心和用電負荷中心的地位將長期保持。

對應于上述用電增長需求，預計全國發電裝機到2020年需要19.6億千瓦左右，2030年需要30.2億千瓦左右，2050年需要39.8億千瓦左右。其中，非化石能源發電所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年發電裝機占比分別達到39%、49%和62%，發電量占比分別達到29%、37%和50%。到2050年，我國電力結構將實現從煤電為主向非化石能源發電為主的轉換。

2、 電力發展戰略布局

基于我國發電能源資源稟賦特征和用電負荷分布，統籌協調經濟社會發展、生態文明建設、電力安全保障以及技術經濟制約，電力發展應加快轉變電力發展方式，著力推進電力結構優化和產業升級，始終堅持節約優先，優先開發水電、積極有序發展新能源發電、安全高效發展核電、優化發展煤電、高效發展天然氣發電，推進更大范圍內電力資源優化配置，加快建設堅強智能電網，構建安全、經濟、綠色、和諧的現代電力工業體系。

(1)優先開發水電

水電是技術成熟、出力相對穩定的可再生能源，在可靠性、經濟性和靈活性方面具有顯著優勢，需要放在優先開發的戰略位置上。

水電要堅持綠色和諧開發，以大型基地為重點，大中小相結合，推進流域梯級綜合開發;重視水電消納市場研究，擴大水電資源配置范圍;加快抽水蓄能電站發展，提高電力系統運行的經濟性和靈活性，促進可再生能源發電的合理消納。全國常規水電裝機規劃2020年達到3.6億千瓦左右，開發程度67%;2030年達到4.5～5.0億千瓦左右，開發程度超過80%，除西藏外，全國水電基本開發完畢。抽水蓄能裝機規劃2020年、2030年和2050年分別達到6000萬千瓦、1.5億千瓦和3億千瓦。

水電開發要著力解決統一認識難、統籌協調難、前期核準難、成本控制難、移民安置難“五難”問題。一是建議組建國家級水電開發委員會，加強統一規劃和統籌協調管理力度，在2015年前完成西南水電合理開發時序規劃研究。二是完善項目前期管理，爭取2015年前頒布水電開發前期管理條例，2015年前確定烏東德、白鶴灘電站送電方向和開發時序，2015年前確定龍盤電站壩址方案。三是創新移民安置管理，爭取2015年前制定出臺移民安置管理辦法，增加移民安置方式，調動地方政府積極性。四是建立水電開發環境影響全過程管理機制，加強投運后的環境實際影響監管，并將結果向社會公布。五是促進更大范圍消納水電，推廣水電豐枯電價、峰谷電價。六是建議國務院責成有關部門加強水電開發相關知識普及和宣傳，并進行績效考核。

(2)積極有序發展新能源發電

風電、太陽能發電發展要堅持分散與集中、大中小相結合;加快提高技術和裝備水平，力爭到2020年我國風電產業處于世界領先水平，2020年我國太陽能發電產業達到世界先進水平，2030年力爭處于世界領先水平;加快大型基地外送通道建設;合理布局建設調峰調頻電源，研究應用儲能技術。全國新能源發電裝機規劃2020年達到2.8億千瓦，2030年達到6.7億千瓦，2050年達到13.3億千瓦。

新能源發電要著力解決缺乏清晰戰略目標及發展路徑、缺乏統籌規劃、缺乏項目統籌核準機制和法律法規政策有待完善、基礎工作有待加強、設備性能和建設運行水平有待提高“三缺乏三有待”問題，貫徹落實《可再生能源法》，進一步完善相關機制。一是明確國家能源等主管部門、發電企業、電網企業、設備制造企業和行業協會責任，轉變發展方式。從單純追求“裝機增長速度”向追求“質量與速度并重”轉變，從單純追求“集中大規模開發”向“分散與集中、大中小相結合”方向轉變。發展目標要與國家財政補貼能力、全社會電價承受能力和電力系統消納能力等相平衡。二是加強新能源發電科學統一規劃，實現中央與地方的新能源發電規劃、新能源發電規劃與消納市場、新能源發電規劃與電網規劃以及新能源發電規劃與其他電源規劃相協調。三是強化規劃執行剛性，簡化項目核準程序。2017年前全面推行新能源發電規劃內項目公開招標制，通過市場機制選擇投資主體。建立新能源發電項目和配套電網、調峰調頻項目同步審批的聯席會議制度。建立項目審批與電價補貼資金掛鉤制度。四是健全和完善相關法律法規和政策體系。2015年前制定實施新能源發電輔助服務補償和考核管理辦法，制定合理的新能源發電送出工程電價政策，出臺科學可行的調峰電源電價政策。2015年前出臺簡便易行的分布式電源并網管理辦法。五是加強產業發展的基礎工作。確保2017年前摸清家底，加強新能源發電的運行管理，健全和完善相關的標準體系，明確統計標準、加大統計力度。六是加快推進新能源發電產業技術升級。七是高度重視生態環保問題。

(3)安全高效發展核電

核電發展要高度重視核電安全，強化核安全文化理念;堅持以“我”為主，明晰技術發展路線;統一技術標準體系，加快實現核電設備制造國產化;理順核電發展體制，加快推進市場化、專業化進程;建立立足國內、面向國際的核燃料循環體系。核電裝機規劃2020年達到5800萬千瓦左右，2030年達到2.0億千瓦，2050年4.0億千瓦。

安全高效發展核電需要解決好以下問題：一是加強核電安全的宣傳教育，消除社會核安全恐懼心理，提高社會公眾的安全意識和對核電發展的認同度。二是理順政府管理體制，明晰核電發展戰略，統籌做好核電發展規劃。三是加快修訂出臺《核電管理條例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法規與制度體系。四是統一技術路線，加快形成與國際接軌的統一技術標準體系。五是健全國內核電工業體系，加快提高市場化、專業化程度。六是加快提升自主研發能力，提高自主化、本地化程度，提高成套設備設計制造能力。七是加快核電專業人員培養。

(4)優化發展煤電

我國電源結構以煤電為主的格局長期不會改變，必須堅持優化發展煤電，高度重視煤炭綠色發電，推行煤電一體化開發，加快建設大型煤電基地;嚴格控制東部地區新建純凝燃煤機組;鼓勵發展熱電聯產;大力推行潔凈煤發電技術，加快現有機組節能減排改造，因地制宜改造、關停淘汰煤耗高、污染重的小火電。全國煤電裝機規劃2020年達到11億千瓦，新增中煤電基地占55%;2030年達到13.5億千瓦，新增裝機主要在煤電基地;2050年下降到12億千瓦。

煤電開發要優化煤電布局，在高度重視水資源制約及生態環境保護基礎上，主要布局開發煤電基地。同時，要加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重。中國大量的煤炭被直接燃燒利用或者利用在控制水平低的行業，是造成燃煤常規污染物對環境影響和致霾的重要原因。例如，根據2013年環境統計年報，2013年獨立火電廠二氧化硫脫除率為80.3%、非金屬礦物制品業平均二氧化硫脫除率是14.8%、鋼鐵冶煉企業是27.6%，從效率上的差距可以看出，其他行業燒同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是電力的3.6倍，甚至是5倍以上。

發達國家的經驗就是將散燒煤進行集中燃燒，絕大部分用于電力來解決煤炭污染問題。如果中國能夠達到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染問題就能完全有效解決。因此，加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重，是解決煤炭污染的關鍵。

(5)高效發展天然氣發電

天然氣是清潔的化石能源，未來主要依靠進口增加供應，天然氣發電成本遠高于水電、核電和燃煤發電。高效發展天然氣發電，要優先發展天然氣分布式能源系統，因地制宜發展大型單循環燃氣發電，適度發展大型聯合循環燃氣發電。全國天然氣發電裝機規劃2020年1.0億千瓦，其中分布式4000萬千瓦;2030年裝機2.0億千瓦，其中分布式1.2億千瓦;2050年裝機3.0億千瓦，其中分布式2.0億千瓦。

天然氣發電要研究制定全國統一的天然氣發電價格補貼政策，加快制定天然氣分布式發電管理辦法和技術標準，充分發揮天然氣發電的調峰優勢，以解決天然氣對外依存度不斷提高、發電成本高和分布式發電發展滯后等問題。

(6)推進更大范圍內電力資源優化配置

我國未來電力需求分布呈西移北擴趨勢，但負荷中心仍將集中在中東部地區。綜合考慮我國電力負荷及電源布局，未來我國將形成大規模的西部、北部電源基地向中東部負荷中心送電的電力流格局。其中，西南水電、西部和北部煤電及風電通過跨區電網送入華北、華中、華東及南方電網負荷中心地區;周邊發電資源豐富的俄羅斯、蒙古、中亞、東南亞等國家和地區就近向我國負荷中心地區送電。

預計2020年，我國跨區、跨國電網輸送容量將占全國電力總負荷的25%～30%。2030年前后跨區、跨國電網輸送容量占全國電力總負荷的30%以上。2030～2050年期間，全國跨區電力流規模仍有進一步增大的潛力。

(7)加快建設堅強智能電網

立足自主創新，推廣應用特高壓等先進成熟輸電技術，加快建設堅強跨區、跨國骨干網架，促進大型能源基地集約化開發和高效利用，實現更大范圍資源優化配置。2020年前后，建成福建與臺灣電網聯網工程，實現臺灣與祖國大陸聯網。跨區電網結構增強，特高壓交直流并舉，相輔相成，滿足大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地送出和大受端電網可靠運行需要。配電網結構增強，供電能力和供電可靠性得到大幅度提高。智能電網將為大型能源基地的集約化開發與能源外送，分布式電源、智能家電、電動汽車的廣泛應用，以及為智能樓宇、智能社區、智能城市建設提供安全可靠的保障。各電壓等級電網功能定位更加明確，結構堅強、發展協調，智能化關鍵技術和設備得到廣泛應用，電力系統各環節基本實現智能化，各項技術經濟指標和裝備質量全面達到或領先于國際水平。

三、 相關建議及訴求

(一)加快優化調整電源結構與布局，提高電力資產利用效率和效益

近些年來，發電設備利用小時特別是火電利用小時數下降，降低了電力行業資產利用效率和效益。究其原因，除電力供應寬松外，投產電源結構和布局不合理、調峰電源比例低也是重要原因。為此，在科學調控開工投產規模的同時，更應該：

1、 提高電力系統調峰電源比重，減輕煤電機組深度調峰負擔。煤電機組為快速發展的風電、太陽能發電等可再生能源承擔深度調峰和備用功能，不但降低了火電資產利用效率和效益，還增加了火電機組的供電煤耗和污染物排放。無論是規劃中，還是近些年電源項目安排上，應優先規劃和核準建設調峰電源，提高調峰電源比重，從而提高各類型電力資產尤其是火電資產的利用效率和效益。

2、 優先發展水電和核電，穩步提高非化石能源發電比重。在科學確定非化石能源發電比重目標下，如何優化非化石能源發電結構、提供全社會用得起的安全綠色電能，是“十三五”規劃及其具體項目安排中亟需解決的重大課題。發展水電、核電與發展風電、太陽能發電相比，兩者在綠色低碳(環境品質)上大致相同;在發電成本或上網電價(經濟品質)上，前者明顯優于后者;在電力負荷平衡中的發電裝機容量利用率(容量品質)上，前者也明顯優于后者。同時，當前電力供需總體寬松、利用小時數處于歷史低位，但是未來5~10年發電裝機需求仍有較大的發展空間，而水電和核電的建設周期為5年左右甚至更長。所以，優先發展水電和核電，既能夠拉動經濟發展，又能夠有效規避當前供需寬松的困局，還能夠確保電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。

3、 調整新能源發電思路，提高新能源發電利用率。做好統籌規劃，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一，完善國家規劃剛性實施機制。風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優先鼓勵分散、分布式開發。在落實消納市場和輸電通道，并且提前開工輸電通道工程的條件下，有序推進集中式開發。

4、 高度重視光熱發電產業發展，優化新能源發電結構，提高新能源發電發展質量。光熱發電與風電和光伏發電相比，具有并網友好、儲熱連續、發電穩定等優勢,可以作為今后提高新能源開發質量的重要方向。

(二)加快跨省區送電通道及配網建設，盡早解決“棄水”“棄風”問題

近年來，隨著水電集中投產、風電快速發展，部分地區出現了“棄水”、“棄風”等現象，雖然政府、行業及企業采取了多項措施予以解決，但當前問題仍持續存在，西南水電“棄水”問題還尤為突出。為此建議：

1、 國家有關部門應盡快協調有關地方，統籌考慮西南水電等可再生能源的開發及市場消納。

2、 加快清潔能源基地的跨省區輸電通道建設，盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確保現有電源過剩能力得到更大范圍消納、新增電源能及時送出。

3、 嚴格控制電力富余較多地區的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。對“棄水”嚴重的地區嚴格控制風電、太陽能發電等開發進度，對電力大量富余的東北地區嚴格控制包括煤電、風電在內的電源開工規模。

4、 加快配電網建設和智能化改造，鼓勵儲能技術參與輔助服務，提高電力系統對分布式能源的消納能力。

(三)加快理順電價、熱價形成機制，促進解決水電大省煤電企業以及北方熱電聯產企業供熱普遍虧損問題

1、 考慮云南、四川等水電大省火電機組長期承擔電網調峰作用、利用小時數偏低、虧損嚴重及企業經營狀況持續惡化等實際問題，盡快研究這些省份的火電價格形成機制;在地區內開展水、火電企業發電權交易，建立健全水電與火電互補機制, 盡快研究兩部制電價改革。

2、 加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，以解決受電大省、可再生能源發電大省的火電機組深度調峰調頻及旋轉備用合理補償問題。

3、 針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業供熱連年大面積虧損的長期困難，建議國家有關部門加快研究分析熱電聯產企業虧損原因，出臺支持熱電聯產健康發展的有效措施;在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼，同時給予熱電聯產企業供熱業務環保熱價補貼政策。

(四)進一步加強對電力用戶直接交易的監管

電力用戶與發電企業直接交易試點是深化電力體制改革的一項重要內容，對深化電力體制改革有著重要意義。近年來，各地在推進電力用戶直接交易試點方面進行了大膽探索和有益嘗試，并取得了一定成效，但在部分地區試點中也出現了地方政府行政干預電力直接交易，變相扶持不符合國家產業政策的產業，加劇產能過剩，直接交易電量比重過大，造成電力企業單邊讓利等突出問題，不利于電力企業可持續發展，長期來看更有可能影響電力系統安全穩定運行。為此建議：

1、 加快出臺國家電力體制改革指導意見，在改革指導意見及其細則正式出臺前，國家有關部門盡快完善相關政策規定，合理規范電力用戶直接交易，對直接交易規則的關鍵點出臺指導意見，并加以明確引導，使各地方制定的直接交易規則更公平合理，操作過程更加規范科學，逐步建立公開、公正、公平的直接交易市場。

2、 各地應按照積極穩妥、實事求是、循序漸進、兼顧長遠、重視安全的原則,考慮當地經濟發展、企業科學發展、電力系統安全等因素，根據當地需要和企業承受能力合理確定直接交易的電量規模比例，待取得經驗和相應政策配套后，再逐步擴大規模和范圍。

3、 國家有關部門要加強對電力用戶直接交易的監管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，對不符合國家產業政策及淘汰類產品、工藝的直接交易電力用戶及時清理。

(五)科學分析煤電對灰霾的影響，促進技術創新，加強依法監督

1、 科學分析煤電對灰霾的影響。科學的標準、技術規范、評價指標體系是構成我國污染物控制的基礎。目前《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)已經達到世界最嚴，嚴格實施標準就應能達到預期的環境效果。應科學分析灰霾成因及電煤(而不是籠統的所有燃煤)大氣污染物排放影響占環境空氣中PM2.5濃度的比重(而不是排放量占比)，對癥治霾，避免找錯方向延誤治霾時機。從火電廠大氣污染物排放控制歷程看，煤電各項污染物排放大幅度下降的近幾年，灰霾天氣反而嚴重，說明了一再加強火電廠污染控制并不能有效解決霧霾。火電項目都是通過了嚴格的項目環境影響評價審批后建設的，加之火電廠污染物高煙囪排放特性(同等數量的污染物，電廠排放由于遠離城市和擴散稀釋作用大，與地面源及低矮排放源相比，環境影響最低)，煤電已經不是致霾的主因，對此要有清醒的認識。

2、 加快技術創新，推廣低成本污染控制技術。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和體現節能減碳等綜合效益的污染控制技術是環保產業和電力行業不斷追求的永恒目標。當前仍需堅持技術創新、依靠科技進步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善現有技術，優化系統配置以降低環保設施運行成本;研發更高效率和更低成本的脫硫技術;突破燃燒無煙煤的W火焰爐和燃燒貧煤鍋爐低氮改造的技術;加強對增加煙氣脫硝之后鍋爐穩定運行的研究。

3、 加強依法監督。黨的十八屆四中全會《中共中央關于全面推進依法治國若干重大問題的決定》提出“依法治國”的全面要求。對于企業污染物控制而言，企業要依法運營、達標排放，同時也要求政府有關部門依法行政，不要在法律授權外干預企業生產經營。科學制定污染物排放標準，加大對企業達標排放的監督管理力度，是促進生態文明建設的最有效手段。建議以深化市場化改革的原則和思路重建或理順現行環境管理制度，全面簡化總量控制、環評審批、排污許可、“三同時”等對同一污染物排放行為的多重管理的行政手段。