(一)2015年电力工业发展分析
1、 2015年电力发展分析
预计2015年全国基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中，煤电3800万千瓦、气电600万千瓦、非化石能源发电5300万千瓦左右。非化石能源新增装机中，水电1400万千瓦、核电876万千瓦、并网风电1900万千瓦、并网太阳能发电1000万千瓦、并网生物质发电100万千瓦左右。
其中，华北电网区域全年新增发电装机容量1800万千瓦，年底全口径发电装机容量3.1亿千瓦，同比增长6.3%左右。东北电网区域全年新增发电装机容量700万千瓦，年底全口径发电装机容量1.3亿千瓦，同比增长5.9%左右。华东电网区域全年新增发电装机容量1900万千瓦，年底全口径发电装机容量2.9亿千瓦，同比增长7.1%左右。华中电网区域全年新增发电装机容量2100万千瓦，年底全口径发电装机容量3.0亿千瓦，同比增长7.6%左右。西北电网区域全年新增发电装机容量1500万千瓦，年底全口径发电装机容量1.8亿千瓦，同比增长9.1%左右。南方电网区域全年新增发电装机容量2000万千瓦，年底全口径发电装机容量2.6亿千瓦，同比增长8.2%左右。
预计2015年底，全国全口径发电装机容量将达到14.6亿千瓦，同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦，占总装机比重35%左右;非化石能源发电装机中，水电3.2亿千瓦，核电2864万千瓦、并网风电1.1亿千瓦、并网太阳能发电3650万千瓦、并网生物质发电1100万千瓦左右。
预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。
2、 2015年全国电力供需分析
2015年是全面深化改革的关键之年，中央经济工作会议指出2015年将坚持稳中求进工作总基调，坚持以提高经济发展质量和效益为中心，主动适应经济发展新常态，保持经济运行在合理区间，预计2015年我国国内生产总值增长7.0%左右，低于2014年增速。
2015年，预计中央仍将出台系列“稳增长”政策措施，且改革红利将逐步释放,有利于稳定电力消费增长;2014年对用电量增长产生抑制作用的气温因素，将对2015年用电量尤其是居民用电量增长有一定拉升作用;受经济转型驱动，信息消费等第三产业仍将保持快速增长势头;部分地区为大气污染防治和节能减排而推行的电能替代客观上有利于促进电力消费增长;部分地方逐步推进的电力用户直接交易试点，降低了用户电价，企业生产成本下降，一定程度上促进电力消费。与此同时，未来我国的节能减排和环境保护压力日益加大，2015年是中央政府实现“十二五”节能减排目标的最后一年，部分节能减排形势严峻的地区可能在部分时段对高耗能高排放行业采取限电限产等措施，可能对高耗能行业用电增长带来一定影响。综合判断，预计2015年电力消费增速将比2014年有一定回升，预计全年全社会用电量5.74～5.80万亿千瓦时、同比增长4.0%～5.0%，预期5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右，其中，第一产业同比增长2.0%、第二产业增长3.5%、第三产业增长8.5%、城乡居民生活增长7.0%。
预计2015年全国电力供需继续总体宽松，东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，各区域内均有部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。分区域看:
华北电网区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。预计2015年全社会用电量同比增长3.1%～4.1%，预期1.35万亿千瓦时，同比增长3.6%左右，最大用电负荷2.04亿千瓦，同比增长6.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计华北区域电力供需总体平衡，部分地区因省间交换能力不足而偏紧，主要是山东、河北南网和京津唐在用电高峰时段电力供应可能偏紧，蒙西和山西电力有一定富余，但由于外送通道能力有限，无法有效缓解区域内其他省级电网供应偏紧局面。
东北电网区域电力供应能力富余较多。预计2015年全社会用电量同比增长2.5%～3.5%，预期4170亿千瓦时，同比增长3.0%左右，最大用电负荷5820万千瓦，同比增长6.5%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计东北区域内各省级电网电力供应能力均有富余。
华东电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长4.3%～5.3%，预期1.40万亿千瓦时，同比增长4.8%左右，最大用电负荷2.37亿千瓦，同比增长7.5%左右。综合考虑接受区域外电力参与平衡后，预计华东区域电力供需平衡，福建电力有一定盈余。
华中电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长3.7%～4.7%，预期1.03万亿千瓦时，同比增长4.2%左右，最大用电负荷1.61亿千瓦，同比增长7.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计华中区域电力供需平衡，四川丰水期水电消纳压力较大。
西北电网区域电力供应能力富余较多。预计2015年全社会用电量同比增长6.5%～7.5%，预期5805亿千瓦时、同比增长7.0%左右，最大用电负荷7720万千瓦、同比增长8.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计西北区域电力供应能力仍富余较多，主要是新疆、宁夏和甘肃电力供应能力富余，随着川藏500千伏联网工程和藏木水电站等项目陆续投产，西藏电力供需形势将明显缓和。
南方电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长4.5%～5.5%，预期9970亿千瓦时，同比增长5.0%左右，最大用电负荷1.45亿千瓦，同比增长6.5%左右。综合平衡后，预计南方区域电力供需总体平衡，云南存在较大电力电量盈余，电力盈余700～1600万千瓦，汛期面临较大弃水压力;贵州电力有一定盈余;广东电力供需平衡，部分高峰时段电力供应可能偏紧;海南电力供应持续紧张，各月存在不同程度的电力缺口，最大缺口很可能超过2014年。
(二)电力中长期发展简要分析
1、 2020～2030年电力供需展望
综合考虑经济、社会发展、电气化水平提高等影响因素和电力作为基础产业及民生重要保障的地位，对比分析世界发达国家用电需求发展历程，借鉴国内各机构预测成果，采取多种方法进行预测，未来电力需求推荐方案为：
2020年全国全社会用电量为7.7万亿千瓦时，人均用电量5570千瓦时，“十三五”年均增长5.5%左右，电力消费弹性系数为0.76;2030年全国全社会用电量为10.3万亿千瓦时左右，人均用电量7400千瓦时左右，2020～2030年年均增长3%左右，电力消费弹性系数为0.5左右;2050年为12～13万亿千瓦时，人均用电量9000千瓦时左右。
从电力需求地区分布上看，东中西部发展受两个主要因素影响，一是发挥西部资源优势，耗能产业逐步向西部转移;二是随着城镇化深化发展，人口继续向东中部地区特别是大中城市集中。综合两方面因素，未来西部地区用电需求预计将保持较快增长，增速快于中东部地区;但中东部地区受人口增加、电气化水平提高等因素影响，用电量也将平稳增长，中东部地区作为我国人口中心、经济中心和用电负荷中心的地位将长期保持。
对应于上述用电增长需求，预计全国发电装机到2020年需要19.6亿千瓦左右，2030年需要30.2亿千瓦左右，2050年需要39.8亿千瓦左右。其中，非化石能源发电所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年发电装机占比分别达到39%、49%和62%，发电量占比分别达到29%、37%和50%。到2050年，我国电力结构将实现从煤电为主向非化石能源发电为主的转换。
2、 电力发展战略布局
基于我国发电能源资源禀赋特征和用电负荷分布，统筹协调经济社会发展、生态文明建设、电力安全保障以及技术经济制约，电力发展应加快转变电力发展方式，着力推进电力结构优化和产业升级，始终坚持节约优先，优先开发水电、积极有序发展新能源发电、安全高效发展核电、优化发展煤电、高效发展天然气发电，推进更大范围内电力资源优化配置，加快建设坚强智能电网，构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系。
(1)优先开发水电
水电是技术成熟、出力相对稳定的可再生能源，在可靠性、经济性和灵活性方面具有显著优势，需要放在优先开发的战略位置上。
水电要坚持绿色和谐开发，以大型基地为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发;重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围;加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。全国常规水电装机规划2020年达到3.6亿千瓦左右，开发程度67%;2030年达到4.5～5.0亿千瓦左右，开发程度超过80%，除西藏外，全国水电基本开发完毕。抽水蓄能装机规划2020年、2030年和2050年分别达到6000万千瓦、1.5亿千瓦和3亿千瓦。
水电开发要着力解决统一认识难、统筹协调难、前期核准难、成本控制难、移民安置难“五难”问题。一是建议组建国家级水电开发委员会，加强统一规划和统筹协调管理力度，在2015年前完成西南水电合理开发时序规划研究。二是完善项目前期管理，争取2015年前颁布水电开发前期管理条例，2015年前确定乌东德、白鹤滩电站送电方向和开发时序，2015年前确定龙盘电站坝址方案。三是创新移民安置管理，争取2015年前制定出台移民安置管理办法，增加移民安置方式，调动地方政府积极性。四是建立水电开发环境影响全过程管理机制，加强投运后的环境实际影响监管，并将结果向社会公布。五是促进更大范围消纳水电，推广水电丰枯电价、峰谷电价。六是建议国务院责成有关部门加强水电开发相关知识普及和宣传，并进行绩效考核。
(2)积极有序发展新能源发电
风电、太阳能发电发展要坚持分散与集中、大中小相结合;加快提高技术和装备水平，力争到2020年我国风电产业处于世界领先水平，2020年我国太阳能发电产业达到世界先进水平，2030年力争处于世界领先水平;加快大型基地外送通道建设;合理布局建设调峰调频电源，研究应用储能技术。全国新能源发电装机规划2020年达到2.8亿千瓦，2030年达到6.7亿千瓦，2050年达到13.3亿千瓦。
新能源发电要着力解决缺乏清晰战略目标及发展路径、缺乏统筹规划、缺乏项目统筹核准机制和法律法规政策有待完善、基础工作有待加强、设备性能和建设运行水平有待提高“三缺乏三有待”问题，贯彻落实《可再生能源法》，进一步完善相关机制。一是明确国家能源等主管部门、发电企业、电网企业、设备制造企业和行业协会责任，转变发展方式。从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变，从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变。发展目标要与国家财政补贴能力、全社会电价承受能力和电力系统消纳能力等相平衡。二是加强新能源发电科学统一规划，实现中央与地方的新能源发电规划、新能源发电规划与消纳市场、新能源发电规划与电网规划以及新能源发电规划与其他电源规划相协调。三是强化规划执行刚性，简化项目核准程序。2017年前全面推行新能源发电规划内项目公开招标制，通过市场机制选择投资主体。建立新能源发电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度。建立项目审批与电价补贴资金挂钩制度。四是健全和完善相关法律法规和政策体系。2015年前制定实施新能源发电辅助服务补偿和考核管理办法，制定合理的新能源发电送出工程电价政策，出台科学可行的调峰电源电价政策。2015年前出台简便易行的分布式电源并网管理办法。五是加强产业发展的基础工作。确保2017年前摸清家底，加强新能源发电的运行管理，健全和完善相关的标准体系，明确统计标准、加大统计力度。六是加快推进新能源发电产业技术升级。七是高度重视生态环保问题。
(3)安全高效发展核电
核电发展要高度重视核电安全，强化核安全文化理念;坚持以“我”为主，明晰技术发展路线;统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化;理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程;建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。核电装机规划2020年达到5800万千瓦左右，2030年达到2.0亿千瓦，2050年4.0亿千瓦。
安全高效发展核电需要解决好以下问题：一是加强核电安全的宣传教育，消除社会核安全恐惧心理，提高社会公众的安全意识和对核电发展的认同度。二是理顺政府管理体制，明晰核电发展战略，统筹做好核电发展规划。三是加快修订出台《核电管理条例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法规与制度体系。四是统一技术路线，加快形成与国际接轨的统一技术标准体系。五是健全国内核电工业体系，加快提高市场化、专业化程度。六是加快提升自主研发能力，提高自主化、本地化程度，提高成套设备设计制造能力。七是加快核电专业人员培养。
(4)优化发展煤电
我国电源结构以煤电为主的格局长期不会改变，必须坚持优化发展煤电，高度重视煤炭绿色发电，推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地;严格控制东部地区新建纯凝燃煤机组;鼓励发展热电联产;大力推行洁净煤发电技术，加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。全国煤电装机规划2020年达到11亿千瓦，新增中煤电基地占55%;2030年达到13.5亿千瓦，新增装机主要在煤电基地;2050年下降到12亿千瓦。
煤电开发要优化煤电布局，在高度重视水资源制约及生态环境保护基础上，主要布局开发煤电基地。同时，要加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重。中国大量的煤炭被直接燃烧利用或者利用在控制水平低的行业，是造成燃煤常规污染物对环境影响和致霾的重要原因。例如，根据2013年环境统计年报，2013年独立火电厂二氧化硫脱除率为80.3%、非金属矿物制品业平均二氧化硫脱除率是14.8%、钢铁冶炼企业是27.6%，从效率上的差距可以看出，其他行业烧同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是电力的3.6倍，甚至是5倍以上。
发达国家的经验就是将散烧煤进行集中燃烧，绝大部分用于电力来解决煤炭污染问题。如果中国能够达到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染问题就能完全有效解决。因此，加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重，是解决煤炭污染的关键。
(5)高效发展天然气发电
天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。高效发展天然气发电，要优先发展天然气分布式能源系统，因地制宜发展大型单循环燃气发电，适度发展大型联合循环燃气发电。全国天然气发电装机规划2020年1.0亿千瓦，其中分布式4000万千瓦;2030年装机2.0亿千瓦，其中分布式1.2亿千瓦;2050年装机3.0亿千瓦，其中分布式2.0亿千瓦。
天然气发电要研究制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，加快制定天然气分布式发电管理办法和技术标准，充分发挥天然气发电的调峰优势，以解决天然气对外依存度不断提高、发电成本高和分布式发电发展滞后等问题。
(6)推进更大范围内电力资源优化配置
我国未来电力需求分布呈西移北扩趋势，但负荷中心仍将集中在中东部地区。综合考虑我国电力负荷及电源布局，未来我国将形成大规模的西部、北部电源基地向中东部负荷中心送电的电力流格局。其中，西南水电、西部和北部煤电及风电通过跨区电网送入华北、华中、华东及南方电网负荷中心地区;周边发电资源丰富的俄罗斯、蒙古、中亚、东南亚等国家和地区就近向我国负荷中心地区送电。
预计2020年，我国跨区、跨国电网输送容量将占全国电力总负荷的25%～30%。2030年前后跨区、跨国电网输送容量占全国电力总负荷的30%以上。2030～2050年期间，全国跨区电力流规模仍有进一步增大的潜力。
(7)加快建设坚强智能电网
立足自主创新，推广应用特高压等先进成熟输电技术，加快建设坚强跨区、跨国骨干网架，促进大型能源基地集约化开发和高效利用，实现更大范围资源优化配置。2020年前后，建成福建与台湾电网联网工程，实现台湾与祖国大陆联网。跨区电网结构增强，特高压交直流并举，相辅相成，满足大煤电、大水电、大核电和大可再生能源基地送出和大受端电网可靠运行需要。配电网结构增强，供电能力和供电可靠性得到大幅度提高。智能电网将为大型能源基地的集约化开发与能源外送，分布式电源、智能家电、电动汽车的广泛应用，以及为智能楼宇、智能社区、智能城市建设提供安全可靠的保障。各电压等级电网功能定位更加明确，结构坚强、发展协调，智能化关键技术和设备得到广泛应用，电力系统各环节基本实现智能化，各项技术经济指标和装备质量全面达到或领先于国际水平。
三、 相关建议及诉求
(一)加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益
近些年来，发电设备利用小时特别是火电利用小时数下降，降低了电力行业资产利用效率和效益。究其原因，除电力供应宽松外，投产电源结构和布局不合理、调峰电源比例低也是重要原因。为此，在科学调控开工投产规模的同时，更应该：
1、 提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担。煤电机组为快速发展的风电、太阳能发电等可再生能源承担深度调峰和备用功能，不但降低了火电资产利用效率和效益，还增加了火电机组的供电煤耗和污染物排放。无论是规划中，还是近些年电源项目安排上，应优先规划和核准建设调峰电源，提高调峰电源比重，从而提高各类型电力资产尤其是火电资产的利用效率和效益。
2、 优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。在科学确定非化石能源发电比重目标下，如何优化非化石能源发电结构、提供全社会用得起的安全绿色电能，是“十三五”规划及其具体项目安排中亟需解决的重大课题。发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳(环境品质)上大致相同;在发电成本或上网电价(经济品质)上，前者明显优于后者;在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率(容量品质)上，前者也明显优于后者。同时，当前电力供需总体宽松、利用小时数处于历史低位，但是未来5~10年发电装机需求仍有较大的发展空间，而水电和核电的建设周期为5年左右甚至更长。所以，优先发展水电和核电，既能够拉动经济发展，又能够有效规避当前供需宽松的困局，还能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。
3、 调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。做好统筹规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一，完善国家规划刚性实施机制。风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。在落实消纳市场和输电通道，并且提前开工输电通道工程的条件下，有序推进集中式开发。
4、 高度重视光热发电产业发展，优化新能源发电结构，提高新能源发电发展质量。光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,可以作为今后提高新能源开发质量的重要方向。
(二)加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决“弃水”“弃风”问题
近年来，随着水电集中投产、风电快速发展，部分地区出现了“弃水”、“弃风”等现象，虽然政府、行业及企业采取了多项措施予以解决，但当前问题仍持续存在，西南水电“弃水”问题还尤为突出。为此建议：
1、 国家有关部门应尽快协调有关地方，统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳。
2、 加快清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。
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。
2、 各地应按照积极稳妥、实事求是、循序渐进、兼顾长远、重视安全的原则,考虑当地经济发展、企业科学发展、电力系统安全等因素，根据当地需要和企业承受能力合理确定直接交易的电量规模比例，待取得经验和相应政策配套后，再逐步扩大规模和范围。
3、 国家有关部门要加强对电力用户直接交易的监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，对不符合国家产业政策及淘汰类产品、工艺的直接交易电力用户及时清理。
(五)科学分析煤电对灰霾的影响，促进技术创新，加强依法监督
1、 科学分析煤电对灰霾的影响。科学的标准、技术规范、评价指标体系是构成我国污染物控制的基础。目前《火电厂大气污染物排放标准》(gb13223-2011)已经达到世界最严，严格实施标准就应能达到预期的环境效果。应科学分析灰霾成因及电煤(而不是笼统的所有燃煤)大气污染物排放影响占环境空气中pm2.5浓度的比重(而不是排放量占比)，对症治霾，避免找错方向延误治霾时机。从火电厂大气污染物排放控制历程看，煤电各项污染物排放大幅度下降的近几年，灰霾天气反而严重，说明了一再加强火电厂污染控制并不能有效解决雾霾。火电项目都是通过了严格的项目环境影响评价审批后建设的，加之火电厂污染物高烟囱排放特性(同等数量的污染物，电厂排放由于远离城市和扩散稀释作用大，与地面源及低矮排放源相比，环境影响最低)，煤电已经不是致霾的主因，对此要有清醒的认识。
2、 加快技术创新，推广低成本污染控制技术。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和体现节能减碳等综合效益的污染控制技术是环保产业和电力行业不断追求的永恒目标。当前仍需坚持技术创新、依靠科技进步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善现有技术，优化系统配置以降低环保设施运行成本;研发更高效率和更低成本的脱硫技术;突破燃烧无烟煤的w火焰炉和燃烧贫煤锅炉低氮改造的技术;加强对增加烟气脱硝之后锅炉稳定运行的研究。
3、 加强依法监督。党的十八届四中全会《中共中央关于全面推进依法治国若干重大问题的决定》提出“依法治国”的全面要求。对于企业污染物控制而言，企业要依法运营、达标排放，同时也要求政府有关部门依法行政，不要在法律授权外干预企业生产经营。科学制定污染物排放标准，加大对企业达标排放的监督管理力度，是促进生态文明建设的最有效手段。建议以深化市场化改革的原则和思路重建或理顺现行环境管理制度，全面简化总量控制、环评审批、排污许可、“三同时”等对同一污染物排放行为的多重管理的行政手段。
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