为了实现节能减排中长期规划所列出的目标，中国政府制定了一系列节能减排措施和方法来促进电力工业的清洁化发展。首先就是要优化电源结构。中国电源结构的不合理之处主要体现在以下两个方面：①小火电机组比例太重，而小火电机组消耗的资源和排放的污染物要远远高于大型高效的火电机组；②火电机组的装机容量比例和发电比例过高，可再生能源机组的装机容量和发电比例偏低。因此，针对调整电源结构的政策主要体现在两个方面：①大力发展可再生能源，提高可再生能源装机容量的比重；②关停小火电机组。
1.发展可再生能源
中国的可再生能源资源，特别是风能资源和水能资源非常丰富，但这些资源却没有得到充分利用。中国政府早已意识到可再生能源较化石能源更能节约能源和保护环境，并且出台了大量的政策来推进可再生能源行业的发展。但是相比国外发达国家的可再生能源发展程度，这些措施所能达到的效果还远远不够。
为了加快可再生能源发展的速度，相关机构认真总结了可再生能源发展较慢的原因，并且提出了相应的改进措施。例如，为了使可再生能源发电更具有竞争力，国家发展改革委于2006年1月4日发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，该办法规定“可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊”。2007年1月7日，国家发展改革委又公布了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，该办法规定：“可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用。”这两项政策的出台大大提高了可再生能源投资商的积极性，从此中国的可再生能源发展进入了一个全新的阶段。
我国可再生能源的发展主要以风电和太阳能发电为主，由于风力发电和光伏发电成本较高，上网电价较高，电网企业不愿意购买，在随后的几年中，风电弃风和光伏弃电的现象经常出现。为提高光伏发电和风力发电效果，国家发展改革委于2013年9月分别发布了《国家进一步完善可再生能源和环保电价政策》和《发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，不仅提高了可再生能源电价附加标准，还明确指出光伏发电上网电价高出当地标杆燃煤机组的部分由可再生能源基金补贴，这在一定程度上提高了可再生能源机组的使用效率。
除风电、光伏和水电之外，国家还鼓励垃圾焚烧和生物质能发电，在2012年4月公布的《完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》中明确了垃圾焚烧发电上网电价，在2013年1月公布的《生物质发展“十二五”规划》，明确提出了十二五我国生物质能发展的目标。
2.关停小火电机组
到2005年年底，全国装机容量低于10万kW的小火电机组占全国总装机容量的比例约为30%。这些小火电机组大部分都是在“八五”和“九五”时期建成的，由于技术水平相对比较落后，能耗水平较高，排污量也很大。尽管他们对缓解当时由于国民经济快速发展带来的电力供需矛盾起到了非常重要的作用，但是随着高效大容量火电技术的发展，这些机组高能耗和高污染排放的缺点日益凸显。近些年来，随着节能减排压力的日益增加，关停这部分低效的小火电机组成为优化电源结构的必需手段。
国家针对关停小火电机组出台了许多政策。最早可见1999年8月国务院办公厅发布的《关于关停小火电机组有关问题的意见的通知》，该文件对小火电机组的关停范围和要求进行了规定，并提出了具体的实施措施，包括电网不对到期应该关停的小火电机组收购电量、实行关停小火电机组与老旧机组替代改造项目审批挂钩制度、保证小火电机组关停后的电力稳定供应以及妥善安置关停机组的工作人员等。小火电机组关停的工作并没有因为该文件而出现太大的进展，这主要是因为2002—2005年之间我国出现了严重的电荒，大部分火电机组为了满足电力供应又被重新起用。之后随着大规模的电力建设，电力供需矛盾逐渐缓解，小火电机组的关停又被逐渐提上议程。2007年1月国务院办公厅出台了《关于加快关停小火电机组的若干意见》，拟通过该文件的出台加快小火电机组的关停。该文件进一步明确了小火电机组的关停范围，并明确要求省（自治区、直辖市）人民政府对本地区小火电机组关停工作负总责，不仅要制定相应的小火电机组关停计划，并且公布于公众，同时还要做好小火电机组关停后的人员安置问题。
总结起来看，我国对于小火电机组的关停制定的措施主要集中在以下4个方面：
（1）建设更多大容量、高效、低能耗和低污染排放的火电机组，通过市场压力逐步迫使小火电机组退出市场。
（2）逐步实施和推进节能调度方法。
（3）加强对小火电机组上网电价的监管，并对其污染排放水平进行监督。
（4）加强对人员的安置等事后工作的安排。
关于小火电机组的关停，国家还出台了相应的总体规划。2007年1月国家召开了全国电力工业“上大压小、节能减排”工作会议，在会议上相关领导人强调国家将在“十一五”期间关停一半以上装机容量的小火电机组，共计5000万kW。同年4月，国家发展改革委出台了《降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》。该文指出“单机容量5万kW以下的常规火电机组，运行满20年、单机10万kW级以下的常规火电机组，按照设计寿命服役期满、单机20万kW以下的各类机组，其上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的，均列入降价范围。”具体的降价水平根据机组的投产年份和脱硫水平确定。该文还提出要鼓励小火电机组将发电权转让给高效率的大容量火电机组，“大小火电置换”的概念就此提出。同年12月国家发展改革委又出台了《降低吉林、湖北等地区统调小火电机组上网电价的通知》，对山东、吉林、内蒙古、湖北、福建、重庆、新疆、天津八省（自治区、直辖市）的小火电机组上网电价降价方案进行了批复。如此大规模地对小火电机组施加市场压力大大降低了小火电机组再生存的积极性，小火电机组关停工作取得了非常好的进展。“十一五”关停计划于2009年前半年就已完成，如图2-5所示，共节约标准煤1600万t，比预期整整提前一年半的时间。整个“十一五”期间我国总共关停了7000万kW的小火电机组，大容量高效率的火电机组装机容量所占比例逐年上升，火电电源结构得到进一步优化。
图2-5 2006—2009年上半年期间我国关停小火电机组情况统计
2.2.3.2 实施需求侧管理
在20世纪90年代，需求侧管理在我国的节能减排工作中发挥了非常重要的作用。需求侧管理措施一般包括技术措施和经济措施，而经济措施主要包括峰谷分时电价、可中断电价、两部制电价和差别电价等电价方案，技术措施主要包括蓄冷蓄冰设施、节能灯等。一般需求侧管理的实施主体是电网公司。
（1）峰谷分时电价和可中断电价。峰谷分时电价是我国引入比较早的一项需求侧管理电价措施。从1992年第一次被引入之后，峰谷分时电价对调节我国电力用户的电力需求发挥着非常重要的作用，直到今天，全国各省市基本上都出台了峰谷分时电价方案，如表2-3所示。
表2-3 一些地区的峰谷分时电价方案
最初，峰谷分时电价的主要实施对象是需求侧的大工业用户。近年来，国家出台了一些政策允许扩大峰谷分时电价的范围。2003年国家发展改革委发布《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》，要求扩大峰谷分时电价的实施范围。与以往仅限于需求侧的大工业用户不同，该文件指出，发电侧也可以执行峰谷分时上网电价，即在高峰时段上网电价适当上浮，低谷时段上网电价相应下浮。(www.xing528.com)
可中断电价是继峰谷分时电价之后引入的一项重要需求侧管理措施，自2003年江苏省电力公司第一次成功实施可中断电价之后，可中断电价在我国的实施范围就越来越广，如表2-4所示。同样是2003年国家发展改革委出台的《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》中指出，政府首次承认了可中断电价实施的可行性。随着节能减排压力的进一步加大，政府也逐渐认识到可中断电价的重要性，国务院办公厅2008年4月在《进一步加强节油节电工作的通知》要求进一步实施可中断电价方案。
表2-4 一些地区的可中断电价方案
（2）差别电价。差别电价的主要作用在于控制高耗能企业的盲目投资发展。高耗能行业（如电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等行业）曾一度对我国的经济发展做出了非常大的贡献，为了鼓励这些行业的发展，国家在过去出台了一系列电价优惠政策吸引它们的投资。但近些年来，随着国家在调整产业结构上逐步加大力度，遏制高耗能行业的盲目发展，促进其转型已经成为了优化产业结构必须要做的一步。差别电价就是在这种背景下出台的。它主要通过取消高耗能企业的电价优惠，并提高电价来促进其实现节能技术改造，优化发展，节约电能。早在2004年，国家发展改革委就出台了差别电价政策，但是由于缺乏具体的指导原则和相应的监督体系，加上一些地方政府的经济发展严重依赖于高耗能行业，差别电价政策并没有得到地方政府的有效执行。为此国务院办公厅于2006年9月出台了《完善差别电价政策意见的通知》，进一步强调了差别电价政策的重要性和实施的必要性，提出了完善差别电价政策的5项重要措施，其中包括要扩大差别电价的实施范围，将黄磷、锌冶炼2个行业也纳入差别电价政策实施范围。要加大差别电价的实施力度，将淘汰类企业电价提高到比目前高耗能行业平均电价高50%左右的水平，提价标准由现行的0.05元调整为0.20元，对限制类企业的提价标准由现行的0.02元调整为0.05元。由于以上措施并没有改变差别电价的实施会减少地方政府收入的本质，该文件的出台并没有在更大程度上提高地方政府实施的积极性，差别电价的效果依然不理想。于是国家发展改革委于次年11月又出台了《进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》，公布了国家于当年对差别电价执行效果的大检查结果，指出差别电价虽然取得了一定的进展，但一些省份的执行效果还是很差。该文件较以前文件的一个显著特点就是调整了差别电价的上缴对象，以前是由电网公司上缴给国库，而自出台这个政策之后，将电网企业执行差别电价增加的电费收入全额上缴地方国库，纳入省级财政预算，实行“收支两条线”管理，专项用于支持当地经济结构调整和节能减排工作。这大大提高了地方政府的积极性，自此以后差别电价得到了各地政府的有效执行。地方政府在差别电价上的自主权在《进一步加强节油节电工作的通知》中得到了进一步拓展，该文件指出，地方政府可根据地方实际情况扩大差别电价的实施范围和差别电价的执行力度。
为进一步加强各单位执行电力需求侧管理的积极性，国家财政部于2012年7月执行了《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》，提出对实施电力需求侧管理取得良好效果的企业给予一定奖励的制度。
2.2.3.3 实行节能发电调度
由于节能发电调度属于一个全新的概念，大部分关于推行节能发电调度的政策都处于试行阶段。国务院办公厅2007年4月出台了《节能发电调度办法（试行）的通知》，该文件对节能发电调度给出了详细的定义，并对节能发电调度的基本原则和适用范围进行了规定。随后由国家发展改革委、国家环境保护总局、国家电力监管委员会、国家能源领导小组办公室联合发布的《节能发电调度办法实施细则（试行）》对节能发电调度机组的顺序进行了说明，即：
（1）无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组。
（2）有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和经省级以上环保部门验收满足环保要求的垃圾发电机组。当有调节能力的水能发电机组出现非正常弃水时，列于无调节能力的水能发电机组之前。
（3）核能发电机组。
（4）余热、余气、余压、煤层气等非燃煤资源综合利用发电机组。
（5）国家确定的示范发电机组及国家统一安排的发电机组。
（6）燃煤热电联产机组。
（7）由省级以上环保部门认定达标排放，并经国家发展改革委和省级发展改革委（经委、经贸委）按照审核权限认定的煤矸石或洗中煤等资源综合利用发电机组。
（8）天然气、煤气化发电机组。
（9）其他燃煤发电机组，包括热电联产机组超出“以热定电”以及资源综合利用机组超出“以（资源）量定电”的部分。
（10）燃油发电机组。
同类型火电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。
为了保障发电节能调度能够顺利实施，该文件还对发电企业进行了要求，要求他们每年必须向相关调度部门上报机组类型、火电供电煤耗、供电煤耗曲线和微增曲线、二氧化硫、烟尘、氮氧化物排放等环保指标数据，可再生能源机组也要上报与发电相关的数据。
这两份文件的出台为地区开展发电节能调度提供了指导。2007年12月19日，四川省开展了发电节能调度试点活动，当天节约424.8吨标准煤（tce）。随后，贵州省于12月30日也试行了发电节能调度，当天节约592tce。据估计，节能调度这一方案每年将给贵州省节约30万tce，减少二氧化硫排放1.5万t。
2.2.3.4 安装脱硫脱硝设施
为了有效控制火电机组的二氧化硫排放，中国政府出台了许多措施，主要集中于促使火电机组安装脱硫设施。1999年2月，国家环境保护总局公布了《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》，指出了控制二氧化硫排放的重要性，要求当时所有在建的电厂必须安装脱硫设施。该文件同样要求当时燃煤含硫量大于1%的电厂在2000年前采取减排二氧化硫的措施，在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫的措施。然而，由于当时缺乏相关的硬性约束和有效的激励机制，该方案的出台并没有很快得到发电商的响应。
意识到这些之后，国家相继出台了更多的政策来促使发电商安装脱硫设备，其中一个重要措施就是提高脱硫机组的上网电价。2007年5月国家发展改革委和国家环境保护总局联合发布了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，指出现有燃煤机组应按照《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造。安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策。脱硫电价的出台大大激励了发电商安装脱硫设施的积极性。为了通过市场化手段进一步激励发电商，国家发展改革委和国家环境保护总局于2007年7月公布了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，提出了脱硫特许经营制度。脱硫特许经营制度的核心在于通过该制度，火电机组可以获得脱硫电价收入和其他与脱硫相关的收入，这可视为一种权利。这种权利可以转让给专业的脱硫服务公司，这些公司必须按照合约负责投资、建设、运行、维护和管理脱硫设备。在这份文件的指导下，2008年1月18日共有11个脱硫工程签订了脱硫许可经营合同。
除了脱硫设施，国家还鼓励发电企业安装脱硝设施。国家发展改革委在2011年7月发布的关于调整华北、东北、西北、华东、华中、南方电网电价的通知中，明确提出开展脱硝电价试点。北京、天津、河北、山西、山东、甘肃、宁夏、上海、浙江、江苏、福建、四川、广东、海南省（自治区、直辖市）安装并运行脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或省级环保部门验收合格的，报省级价格主管部门审核后，试行脱硝电价，电价标准暂按0.8分/kWh执行。2013年1月，国家发展改革委在《扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》中进一步指出全国所有安装脱硝设施的机组都可执行脱硝电价，并且明确脱硝电价资金由电网企业承担的责任。
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