3月18日，北京最后一座燃煤电厂停机备用，北京实现了电厂无煤化，并成为全国首个清洁能源发电城市。在这来之不易的成绩背后，电能替代发挥了巨大作用。
公司在北京加快实施电能替代
2013年，国家电网公司党组提出“两个替代”发展战略，即能源开发实施清洁替代，能源消费实施电能替代。近年来，公司上下紧紧围绕“以电代煤、以电代油，电从远方来，来的是清洁电”的战略部署，按照“政府主导、电网推动、社会参与”的原则，大力实施电锅炉、电窑炉等重点领域示范工程建设，积极争取支持政策，大力推进能源终端消费各领域实施电能替代。电能替代实现了由最初的宣传推介向纵深推进转变，由试点示范向大规模、多领域全面实施转变。替代技术由5大类18种拓展到20大类53个应用领域，累计争取电能替代支持政策1050项，为推进电能替代营造了良好的发展环境。
国网北京市电力公司大力推进电能替代工作，落实公司关于全面服务首都经济社会建设和发展的要求，通过推广应用热泵、电蓄冷、电锅炉、轨道交通等技术，取得了积极成效。2013～2015年，国网北京电力累计实施电能替代项目463个，替代电量19.35亿千瓦时。2016年，公司在北京实现替代电量21亿千瓦时，相当于在能源消费终端减少直燃煤94万吨，减排二氧化碳165万吨，减排二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放1.8万吨，为促进京津冀节能减排和大气污染治理做出了积极贡献。
东中部一线城市电能替代潜力巨大
根据我国东中部能源供应与消费现状，综合考虑电能替代技术发展、经济性和政策支持条件，结合相关省公司对居民采暖、工（农）业生产制造、交通、电力供应与消费、家庭电气化5个重点领域的市场调查结论，公司经营区域东中部一线城市电能替代潜力巨大。若只考虑技术可行，不考虑经济性，东中部电能替代技术可行潜力约1.37万亿千瓦时，其中约70%分布在城市地区。国网江苏、山东、河南电力经营区技术可行替代潜力分别为2087亿、1590亿、1478亿千瓦时，合计占东中部地区的37.6%。通过鼓励环保、补贴、价格等政策支持，东中部电能替代环保可行潜力约7070亿千瓦时，其中约80%分布在城市地区。国网山东、江苏电力，河北南网等经营区环保可行替代潜力分别为1072亿、1010亿、837亿千瓦时，合计占东中部地区的41.3%。
根据东中部各省公司“十三五”电能替代规划目标，结合各省公司经营区能源消费量、电能替代环保可行潜力，考虑政府大力推行环保、电价、补贴等政策的发展预期，预计“十三五”东中部电能替代电量规划目标为4260亿千瓦时，可提高电能占终端能源消费比重约1.6个百分点，其中约85%分布在城市地区。
进一步提高电能占终端能源消费比重
在居民采暖领域，要大力推进北方地区清洁电采暖，在长江沿线采暖需求区以及非连续性采暖的学校、部队等场所，推广分散电采暖技术。在供热和燃气管网无法到达的老旧城区、城乡接合部或生态要求较高区域的居民住宅，推广蓄热式电锅炉、热泵、分散电采暖。落实环保部大气污染防治要求，加快推进京津冀重点区域“煤改电”。北方地区冬季清洁取暖要按照企业为主、政府推动、居民可承受的原则，通过进一步推进地热供暖、燃煤电厂“超低排放”行动计划、电供暖等方法，因地制宜，加快提高清洁能源供暖比重。5年内有条件地区要基本实现清洁取暖。
工（农）业生产制造领域，主要是电锅炉、电炉和电窑炉，针对生产工艺用热量较大的各类生产制造行业推广蓄热式工业电锅炉。针对玻璃、铸造等行业推广电热隧道窑、中频炉等电窑炉技术。将电动皮带廊广泛应用于具有物料运输环节的企业。
交通领域，主要推广电动汽车、港口岸电、机场桥载APU替代等新技术，可在基础条件较好的地区优先推广，并逐步实现全覆盖。在主干高速公路和环渤海、长三角城市群建成城际充换电服务网络。在沿海、沿江、沿湖、沿河等港口码头，推广高低压岸电系统和电动货物装卸，推进京杭大运河互联互通，积极开拓优质港口岸电市场。加强与民航部门和机场方面的沟通合作，推广机场桥载APU替代和机场车辆“油改电”，努力实现公司经营区干线机场桥载设备全覆盖。
电力供应与消费领域主要是燃煤自备电厂替代、电蓄冷空调、大型公共建筑热泵和油田钻机“油改电”，在冷热负荷需求集中的城市中心区、工业园区等推广电蓄冷空调、电蓄热锅炉，在接近城市污水主干管网的建筑物、场地充裕的新建建筑、长江以南地区分别推行污水源热泵、土壤源热泵、空气源热泵采暖和制冷。抓住国家全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造的有利契机，加快推进自备电厂清洁替代。
家庭电气化领域，全面推动厨炊洗浴电气化（家庭、商业、餐饮），实现“电代煤”“电代气”。开展主题活动，传播绿色用能理念，激发城乡居民购买家用电器产品意愿，培育新型电力消费习惯。
在政策争取方面，充分把握国家出台电能替代指导意见和推进北方地区冬季清洁取暖工作的有利时机，加强与各级政府的沟通汇报，全力争取有利的环保、价格、补贴政策支持，提高电能替代经济性和市场竞争力。
在创新商业运营模式方面，落实电力改革要求，健全市场利益驱动机制。突出市场引领，完善电能替代市场化交易机制，鼓励发电侧和客户侧低谷电价，引导社会共同参与，促进电能替代项目市场化运作。
