五、电力供需进一步宽松
用电量低速增长，用电结构持续改善。2015年，全国全社会用电量56933亿千瓦时，比上年仅增长0.96%，增速比上年降低3.18个百分点。其中，第一、三产业和城乡居民生活用电量增速均高于上年;而第二产业用电量增速大幅回落，自本世纪以来首度出现负增长，是全社会用电低速增长的主要原因。具体来看，第一产业用电量1040亿千瓦时，比上年增长2.55%;第二产业用电量41442亿千瓦时，比上年下降0.79%，低于全社会用电量增速1.75个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-60.71%，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同比下降1.89%，增速同比回落6.70个百分点，四大高耗能行业用电快速回落导致第二产业乃至全社会用电增速明显放缓，四大高耗能对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对国内生产总值和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济增速回落幅度的主要原因;第三产业用电量7166亿千瓦时，比上年增长7.42%，对全社会用电量增长的贡献率为91.64%，第三产业中，以互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%，延续高速增长势头，反映出我国转方式、调结构取得积极进展;城乡居民生活用电量7285亿千瓦时，比上年增长5.01%，随着我国城镇化以及家庭电气化水平逐步提高，呈现出居民生活用电量稳步增长态势。2015年，全国人均电力消费4142千瓦时。
电力供应能力总体充足，部分地区电力供应富余。2015年，受电煤供应持续宽松、主要水电生产地区来水情况总体偏好、冬夏季各地气温总体平和没有出现极端天气、重工业用电需求疲软等因素影响，全国电力供需形势进一步宽松、部分地区电力富余较多，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略显宽松，其中，山东电网夏季出现错峰;华东、华中、南方区域电力供需总体宽松，其中海南8月前电力供应偏紧;东北、西北区域电力供应能力富余较多。
六、电力装备和科技水平进一步提升
电力科技创新在特高压、智能电网、大容量高参数低能耗火电机组、高效洁净燃煤发电、第三代核电工程设计和设备制造、可再生能源发电等技术领域不断取得成果，对转变电力发展方式起到巨大的推动作用。
在特高压输电技术领域，高压直流断路器关键技术、大电网规划与运行控制技术重大专项研究等多项技术取得新的进展。高压大容量多端柔性直流输电关键技术开发、装备研制及工程应用有了新的进展，世界首次采用大容量柔性直流与常规直流组合模式的背靠背直流工程——鲁西背靠背直流工程正式开工建设，世界上首个采用真双极接线±320kv柔性直流输电科技示范工程在厦门正式投运，标志着我国全面掌握高压大容量柔性直流输电关键技术和工程成套能力。
我国二次再热发电技术获重大突破。随着世界首台66万千瓦超超临界二次再热燃煤机组——中国华能集团公司江西安源电厂1号机组和世界首台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组——中国国电集团公司泰州电厂二期工程3号机组相继投运，标志着二次再热发电技术在国内得到推广应用; 世界首台最大容量等级的四川白马60万千瓦超临界循环流化床示范电站体现了我国已经完全掌握了循环流化床锅炉的核心技术，并在循环流化床燃烧大型化、高参数等方面达到了世界领先水平，随着2015年世界首台35万千瓦超临界循环流化床机组——山西国金电力公司1号机组投运，全国共有5台35万超临界循环流化床机组投入商业运行。我国自主三代核电技术“华龙一号”示范工程——中国核工业集团公司福清5号核电机组正式开工建设，使我国成为继美国、法国、俄罗斯之后第四个具有自主三代核电技术的国家，也将成为我国正式迈入世界先进核电技术国家阵营的里程碑。
七、节能减排成效显著
能耗指标继续下降。2015年，全国6000千瓦及以上火电厂机组平均供电标准煤耗315克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平;全国线路损失率为6.64%，与上年持平。
污染物排放大幅减少。据中电联初步分析，2015年，全国电力烟尘排放量约为40万吨，比上年下降59.2%，单位火电发电量烟尘排放量0.09克/千瓦时，比上年下降0.14克/千瓦时。全国电力二氧化硫排放约200万吨，比上年下降约67.7%，单位火电发电量二氧化硫排放量约为0.47克/千瓦时，比上年下降1克/千瓦时。电力氮氧化物排放约180万吨，比上年下降约71.0%，单位火电发电量氮氧化物排放量约0.43克/千瓦时，比上年下降1.04克/千瓦时。截至2015年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.2亿千瓦，占全国煤电机组容量的91.20%;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.5亿千瓦，占全国火电机组容量的84.53%。全国火电厂单位发电量耗水量1.4千克/千瓦时，比上年降低0.2千克/千瓦时;单位发电量废水排放量0.07千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。
电力需求侧节能有成效。在保障电力安全可靠、协调发展的大前提下，政府、行业、企业贯彻落实能源消费革命,共同推进电力需求侧管理，建立并不断完善需求侧响应体系，加大移峰填谷能力建设，引导用户优化用电负荷，促进清洁能源消纳，涉及15个省份、2000余家工业企业实施了需求侧管理工作;国家电网和南方电网超额完成年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量131亿千瓦时，节约电力295万千瓦，为促进经济发展方式转变和经济结构调整发挥了重要作用。
八、新一轮电力改革拉开序幕
2015年3月，中共中央印发《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，开启了新一轮电力体制改革的序幕。2015年11月底，为配合9号文件落实，有序推进电力改革工作，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力市场交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个电力体制改革配套文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施。各省市积极行动，启动了电力改革试点工作。国家发展改革委先后批复在云南、贵州省进行电力改革综合试点，在深圳输配电改革试点基础上,扩大到内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州进行输配电价改革试点，在重庆、广东进行省级售电侧改革试点。电力行业企业也积极投入电力改革与市场交易试点，发电企业适应市场需要，积极开展与大用户直接交易、跨省区交易、发电权交易、辅助服务交易等多种市场交易模式的探索，一些央企、地方电力企业和民营企业已陆续投资成立了售电公司，积极参与直接交易试点活动，为进一步加快电力市场化建设、完善相关政策法规积累了经验。
2015年，全国31个省区中已有24个省区相继开展了大用户直接交易(仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7个省区尚未开展)，直接交易电量超过4000亿千瓦时，比2014年的1540亿千瓦时增长近2倍。其中11个省区交易规模超过100亿千瓦时。
