3、严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对“弃水”严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。
4、加快配电网建设和智能化改造，鼓励储能技术参与辅助服务，提高电力系统对分布式能源的消纳能力。
(三)加快理顺电价、热价形成机制，促进解决水电大省煤电企业以及北方热电联产企业供热普遍亏损问题
1、考虑云南、四川等水电大省火电机组长期承担电网调峰作用、利用小时数偏低、亏损严重及企业经营状况持续恶化等实际问题，尽快研究这些省份的火电价格形成机制;在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制, 尽快研究两部制电价改革。
2、加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决受电大省、可再生能源发电大省的火电机组深度调峰调频及旋转备用合理补偿问题。
3、针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的长期困难，建议国家有关部门加快研究分析热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施;在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴，同时给予热电联产企业供热业务环保热价补贴政策。
(四)进一步加强对电力用户直接交易的监管
电力用户与发电企业直接交易试点是深化电力体制改革的一项重要内容，对深化电力体制改革有着重要意义。近年来，各地在推进电力用户直接交易试点方面进行了大胆探索和有益尝试，并取得了一定成效，但在部分地区试点中也出现了地方政府行政干预电力直接交易，变相扶持不符合国家产业政策的产业，加剧产能过剩，直接交易电量比重过大，造成电力企业单边让利等突出问题，不利于电力企业可持续发展，长期来看更有可能影响电力系统安全稳定运行。为此建议：
1、加快出台国家电力体制改革指导意见，在改革指导意见及其细则正式出台前，国家有关部门尽快完善相关政策规定，合理规范电力用户直接交易，对直接交易规则的关键点出台指导意见，并加以明确引导，使各地方制定的直接交易规则更公平合理，操作过程更加规范科学，逐步建立公开、公正、公平的直接交易市场。
