国务院决定，2004年至2006年在全国范围内组织开展资源节约活动，提高全民族的资源忧患意识和节约意识，切实转变经济增长方式，调整经济结构，加快技术进步，缓解经济社会发展面临的资源瓶颈，全面推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源的综合利用工作。电力工业作为国民经济的基础产业和主要能源行业，在我国资源节约工作中具有特殊重要的地位，资源节约是电力工业可持续发展的一项紧迫的战略性任务。
电力资源节约工作成就显著
电力工业是资金密集的装置型产业，同时也是资源密集型产业。无论电源和电网，在建设和生产运营中都需要占用和消费大量资源，包括土地、水资源、环境容量以及煤炭、石油、燃气等各类能源。电力工业资源节约的内容，主要是提高能源转换效率，降低转换损失，包括节煤、节油、节水、节地、降低输送损耗以及粉煤灰资源综合利用等。从实施的过程看，贯穿于规划、设计、建设一直到生产运营全过程。由于电力的生产、输送与消费瞬间完成的特点，需求侧的节能与节电也对电力发展有重要影响。
长期以来，电力工业坚持“开发与节约并重，把节约放在优先地位”的方针，根据国家法律、法规、政策，建立了较为系统的电力行业资源节约规范、标准和管理体系，并把资源节约作为规划、建设、生产、经营的重点工作之一，与效益目标相结合，不断加大基础性管理和设备治理力度，取得了很大成绩。
改革开放以来，我国电力工业得到了长足发展。 2003年年底，全国发电装机容量达到39140.78万千瓦，其中水电9489.62万千瓦，火电28977.09万千瓦，核电636.40万千瓦；全年全国发电量合计19052.08亿千瓦时，其中，水电2813.50亿千瓦时，火电15789.66亿千瓦时，核电438.54亿千瓦时。发电量和装机容量均居世界第二位，同时技术装备水平也在稳步提高，技术经济指标逐步改善。
发电的供电煤耗和输电线损率大幅降低。这两项指标是衡量电力行业能源效率和经济运行水平的重要指标。自1980年到2003年，供电标准煤耗由448 克每千瓦时下降到381克每千瓦时；发电厂用电率由6.4%下降到6.1%；线损率由8.9%下降到7.6%。与1980年指标相比，2003年电力行业相当于年节约标准煤1.2亿吨。
单位发电量耗水量是发电生产水资源利用水平的重要指标。2002年，火力发电单位发电量耗水量3.54千克每千瓦时，平均装机耗水率0.98秒立方米每百万千瓦，比上世纪80年代大机组平均耗水指标1.42～1.56秒立方米每百万千瓦下降三分之一，火电年降低耗水10.3亿立方米，工业用水重复利用率达到69％。
按照2002年排放绩效指标分析，电力工业节能同时带来年减少排放烟尘61万吨、二氧化硫173万吨、氮氧化物120万吨、二氧化碳2.1亿吨的效果，起到了资源节约与保护环境的共同作用。
同时，通过设备治理和强化可靠性管理，电力设备运行可靠性持续改善，为经济运行水平的提高奠定了基础。从1988年至2003年的16年间，我国20万千瓦容量等级火电机组的等效可用系数从75.99％提高到90.79％，提高14.8个百分点，相当于增加28台20万千瓦机组；30万千瓦容量等级火电机组的等效可用系数从77.99％提高到90.42％，提高12.4个百分点，相当于增加了25台30万千瓦机组。共计相当于节约投资超过500亿元，每年多发电700亿千瓦时。
一次能源转换为电能的比重和电能占终端能源消费量的比重是衡量一个国家经济发展水平、能源使用效率乃至整个经济效率的高低和环境保护程度的重要标志。2002年，我国电力消耗能源占一次能源的比重为43.56%，比1980年提高了22.96个百分点；电力能源在终端能源消耗的比重为12.89%，比1980年提高了6.05个百分点。
电力工业能源利用效率的提高，主要通过四个方面：一是在电力能源结构方面，火电、水电、核电都得到了不同程度的发展，并通过开发新能源和可再生能源，在满足电力需求和经济发展的同时尽可能减少石油、煤炭等不可再生能源的使用。二是通过技术进步，不断提高火电机组参数和容量等级，减少电力生产过程中自身能源消耗，积极推进热电联产，能源转换和利用效率得以提高；通过对火电厂锅炉、汽轮机及其辅机、控制系统等进行了大量适应现代化要求的改造，提高了机组可靠性和技术经济水平。三是通过电网建设和城网、农网改造，优化调度方式，取得了巨大的节能降损效果。四是在政府的政策引导下，电力企业与用户紧密配合，电力需求侧管理取得了一定成效。
电力资源节约工作任重道远
电力工业资源节约虽然成就显著，但与世界主要工业国家相比，差距也是明显的。
供电煤耗与世界先进水平仍然相差约60克每千瓦时，也就是说，按世界先进水平，目前我国一年发电多耗标准煤约1.1亿吨。对30万千瓦容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高4～12克每千瓦时，比进口超临界压力机组高15～20克每千瓦时；对60万千瓦容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高20～23 克每千瓦时，比进口超临界机组高28～39克每千瓦时。
输电线损率比国际先进电力公司高2.0～2.5个百分点，相当于一年多损耗电量350亿千瓦时，大体相当于我国中部地区一个省一年的用电量。
火电厂平均装机耗水率比国际先进水平高40～50％，相当于一年多耗水15亿立方米。
发电能源结构不合理。按发电量计算，目前燃煤发电量将近占80%。发电量中水电等可再生能源比重较低，而且近年来比重不断下降，2003年为14.77％，比1983年的24.57％降低9.8个百分点。供热机组的容量比例与世界先进水平相比仍然较低，2002年我国6000千瓦及以上火电机组中，供热机组1937台，总装机容量为3743.67万千瓦，占火电机组总容量的14.1%，装机为俄罗斯供热机组的三分之一，美国供热机组的一半，比重远低于供热系统先进国家。
大机组的比重过小。2002年全国6000千瓦及以上的火电机组4670台，总容量为25665.55万千瓦，平均机组容量为5.34万千瓦，30万千瓦及以上机组占总容量41.7％。发电设备技术参数相对落后，高效率的超临界机组只有12台608万千瓦，只占火电总装机容量的2.4%，而美国、日本、俄罗斯已占50％以上。全国火电机组中，亚临界及以上参数机组占41％，高压、超高压参数机组占43％，中、低压参数机组占16％。燃气—蒸汽联合循环机组的比例过低，仅占火电总装机容量的2.3%，整体煤气化联合循环（IGCC）、增压循环流化床（PFBC）、大型循环流化床（CFBC）等洁净煤技术仍在发展过程中，新能源、可再生能源发电技术及设备水平尚需提高。
电网的网架结构仍然比较薄弱。超高压输电线路比重偏低，变电站的站点布局不足，电压等级不合理，高损耗变压器在部分地区仍占有相当大的比例，部分电网的无功补偿设备的容量不足，导致电网的电压质量下降，功率因数降低使供电能力受限，线路损耗加大。
电力需求侧管理，还有巨大的潜力，当前侧重于对用电需求进行削峰填谷，应对电力紧缺局面，而不断提高电能利用率、提高终端用电效率的作用尚有待进一步发挥。
