国家发展改革委员会和国家能源局6月18日联合发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》提出，主要调入地区燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上的目标，同时要严控煤电增加产能规模，稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预测。
主要调入区域燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上的目标，鼓励有条件的地区选择大型燃煤电厂，通过新建扩建储煤场地，改造现有设施等措施，进一步提高存煤能力。
在推动2019年新增储备能力任务同时，引导再增加3000左右左右的储煤能力，鼓励企业在煤炭消费地，铁路交通枢纽，主要中转港口建立煤炭产品储备，通过“产销联动，共建共享”，按照合理的辐射尺度，推进储煤基础建设。支持主要产煤地区研究建立调峰储备产能及监管机制，提升煤炭供给弹性。
《意见》表示，将持续扩大多元化电力生产格局。
稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预测，严控煤电补充产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。
在保障消纳的重力下，支持清洁能源发电大力发展，加快推动风电，光伏发电补偿退坡，推动建立集聚风电，光伏发散价上网项目，科学有序推进重点流域水电开发，打造水风光一体化可再生能源综合基地。安全发展先进核电，发挥电力系统基荷作用。开展煤电风光储藏一体化试点，在煤炭和新能源资源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。
2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦左右，风电，光伏发电装机均达到2.4亿千瓦左右。
《意见》还提出，要统筹推进电网建设，提升电力系统调节能力。
有序安排跨省区送电通道建设，优先保证清洁能源送出，不断增强电网互济和保供能力。进一步优化西电东送通道对资源配置的能力，协调均衡发展区域内部电网。配电网建设改造行动计划，推进粤港澳大湾区，长三角一体化等区域智能电网高标准建设。
继续支持农村地区电网建设，2020年完成“三区三州”农网改造升级攻坚任务。快速电力关键设备，技术和网络的国产化替代品，发展新型能源互联网基础设施，加强网络安全防护技术研究和应用，开发和管理电力行业海量数据，打牢电力系统和电力网络安全的基础。
到2020年调峰机组达到最大发电负荷的10％。实施现有火电机组调节性能改造，提高电力系统集成和调节能力。积极推进抽水蓄能发电机，龙头水电厂等具有调峰能力的电源的建设，有逐步安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧担负辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧，电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。
此外，进一步深化电力需求侧管理。
以电力市场化改革为契机，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷的3％左右的需求响应能力。根据供需情况编制有序用电方案，到2020年年本地区可调用电负荷达到最大用电负荷的20％，进行必要的演练，提高需求侧参与系统调峰的能力。深入实施电能替代，不断提高电能占终端能源消耗的比重。大力推广地能热泵，工业电锅炉（窑炉），农业电排灌，船舶岸电，机场桥载设备，电蓄能调峰等。加强充电基础设施配套电网建设与改造，推进电动汽车充放电行为的有序管理，拓展车联网等信息服务新领域，进一步优化充电基础设施发展环境和产业格局。
主要调入区域燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上的目标，鼓励有条件的地区选择大型燃煤电厂，通过新建扩建储煤场地，改造现有设施等措施，进一步提高存煤能力。
在推动2019年新增储备能力任务同时，引导再增加3000左右左右的储煤能力，鼓励企业在煤炭消费地，铁路交通枢纽，主要中转港口建立煤炭产品储备，通过“产销联动，共建共享”，按照合理的辐射尺度，推进储煤基础建设。支持主要产煤地区研究建立调峰储备产能及监管机制，提升煤炭供给弹性。
《意见》表示，将持续扩大多元化电力生产格局。
稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预测，严控煤电补充产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。
在保障消纳的重力下，支持清洁能源发电大力发展，加快推动风电，光伏发电补偿退坡，推动建立集聚风电，光伏发散价上网项目，科学有序推进重点流域水电开发，打造水风光一体化可再生能源综合基地。安全发展先进核电，发挥电力系统基荷作用。开展煤电风光储藏一体化试点，在煤炭和新能源资源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。
2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦左右，风电，光伏发电装机均达到2.4亿千瓦左右。
《意见》还提出，要统筹推进电网建设，提升电力系统调节能力。
有序安排跨省区送电通道建设，优先保证清洁能源送出，不断增强电网互济和保供能力。进一步优化西电东送通道对资源配置的能力，协调均衡发展区域内部电网。配电网建设改造行动计划，推进粤港澳大湾区，长三角一体化等区域智能电网高标准建设。
继续支持农村地区电网建设，2020年完成“三区三州”农网改造升级攻坚任务。快速电力关键设备，技术和网络的国产化替代品，发展新型能源互联网基础设施，加强网络安全防护技术研究和应用，开发和管理电力行业海量数据，打牢电力系统和电力网络安全的基础。
到2020年调峰机组达到最大发电负荷的10％。实施现有火电机组调节性能改造，提高电力系统集成和调节能力。积极推进抽水蓄能发电机，龙头水电厂等具有调峰能力的电源的建设，有逐步安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧担负辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧，电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。
此外，进一步深化电力需求侧管理。
以电力市场化改革为契机，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷的3％左右的需求响应能力。根据供需情况编制有序用电方案，到2020年年本地区可调用电负荷达到最大用电负荷的20％，进行必要的演练，提高需求侧参与系统调峰的能力。深入实施电能替代，不断提高电能占终端能源消耗的比重。大力推广地能热泵，工业电锅炉（窑炉），农业电排灌，船舶岸电，机场桥载设备，电蓄能调峰等。加强充电基础设施配套电网建设与改造，推进电动汽车充放电行为的有序管理，拓展车联网等信息服务新领域，进一步优化充电基础设施发展环境和产业格局。
