2016年，全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。全社会用电量同比增长5.0%，增速同比提高4个百分点。在实体经济运行显现稳中趋好迹象、夏季高温天气、上年同期低基数等因素影响下，三、四季度全社会用电量增长较快。第三产业用电量增长11.2%，持续保持较高增速，服务业消费拉动我国经济增长作用突出;城乡居民生活用电量增长10.8%;第二产业用电量同比增长2.9%，制造业用电量同比增长2.5%，制造业中的四大高耗能行业合计用电量同比零增长，而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断优化。年底全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧;非化石能源发电量持续快速增长，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。电煤供需形势从上半年的宽松转为下半年的偏紧，全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩。
展望2017年，预计电力消费需求增长将比2016年有所放缓;预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至38%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。
全社会用电量增长持续减缓，全年增速低于2016年
一方面，我国经济长期向好的基本面没有改变。一是消费稳定增长，新产业新业态蓬勃发展，中央采取的一系列稳增长政策措施，以及改革红利逐步释放等因素，对经济增长形成了一定支撑。二是在国家推进去产能政策措施下，2016年下半年以来，多方面指标均反映实体经济运行显现稳中趋好迹象。三是第三产业，尤其是互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息化产业加快发展，继续带动信息传输计算机服务和软件业用电延续较快增长势头。四是随着我国城镇化率以及居民家用电器水平逐步提高、电动汽车等电能替代的推广，促进居民生活用电增长。五是各地通过稳投资等措施来稳增长的力度仍不会减弱。
另一方面，经济下行压力仍然很大，电力消费增长仍受诸多影响因素的制约。一是2017年房地产及汽车行业增长将很可能放缓，对其上下游产业链上的诸多行业生产及消费带来较大影响。从目前情况看，多地出台了新一轮房地产调控政策，将会影响与房地产相关的钢铁、建材、家具、家电等相关行业生产和消费，对这些行业的用电带来抑制;国家对1.6升及以下排量乘用车购置税减税幅度收窄一半，一定程度上将影响到钢铁、有色、玻璃、橡胶、交通运输设备制造业等行业生产和消费。二是当前我国正处于经济结构转型期，国家持续加大经济结构调整力度，工业转型升级步伐加快，高新技术行业比重上升，电能利用效率提升，单位gdp电耗将继续下降。三是上年初全国大部分地区气温偏低，迎峰度夏期间华东、华中等地区气温偏高，显著拉高了用电增长，导致2016年用电量基数偏高，将下拉2017年全社会用电量增速。四是部分地区高耗能等企业生产受雾霾天气及环保因素的影响而限产停产，将在客观上影响到电力消费增长。
综合判断，预计2017年全国全社会用电量增速将比2016年回落，全年全社会用电量6.10万亿千瓦时、同比增长3%左右。
新增装机容量略超1亿千瓦，非化石能源占比进一步提高
预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右；预计全年火电投产5000万千瓦左右。
预计2017年年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦、同比增长7%左右;其中，非化石能源发电6.6亿千瓦，占总装机容量38%。非化石能源发电装机中，水电3.4亿千瓦、核电4005万千瓦、并网风电1.7亿千瓦、并网太阳能发电9700万千瓦、生物质发电1350万千瓦左右。
内外部影响因素较多，电力供需形势稳中有忧
①电煤供需形势预计比上年缓和，发电供气总体平稳
2017年，受电力消费需求放缓，以及非化石能源发电继续较快增长影响，预计煤电发电量处于零增长甚至负增长，耗煤量比上年略有减少。预计2017年电煤供需形势将比上年有所缓和，电煤价格的波动将趋缓，全年价格水平可望在上年底价格基础上有所回落，但整体仍将维持相对高位运行。
近几年，我国天然气来源逐步多元化、供应能力明显增强，天然气消费需求平稳增长，天然气供需形势有所缓和，绝大部分天然气电厂供气总体有保障。但天然气季节性需求波动大，部分地区天然气供应仍可能偏紧。
②全年电煤价格整体水平预计明显高于上年，煤电企业经营形势更为严峻
当前，电力行业特别是煤电行业正处于多重矛盾交织叠加的特殊时期，企业经营正面临严峻压力和困境。燃料、环保等发电成本不断上涨，上网电价反而不断下降，成本难以及时有效向外疏导，加上发电设备利用小时持续下降，煤电企业对电煤价格等成本的承受能力大幅减弱，企业利润已出现“断崖式”下降。2017年，这些矛盾和困难将进一步显现，如经营环境未能改善，预计煤电企业很可能陷入全面亏损局面，电力热力供应也将受到影响。
③2016年底全国重点流域水电厂蓄能值同比减少，2017年降水量情况可能比上年偏少
截至2016年年底，国家电网公司经营区域重点水电厂蓄能值同比减少11.4%;南方电网公司经营区域水电蓄能值同比减少8.9%。据气象部门初步预测，2017年春季全国降水量将明显偏少于上年，仅西南地区降水量较常年同期偏多；汛期全国降水量预计也将偏少于上年。综合判断，预计2017年全国水电发电量增速很可能较上年放缓。
④春季气温仍然延续偏暖特征，夏季高温天气影响电力供需程度预计弱于2016年
在用电低速增长情况下，气候对用电负荷和用电量的影响越来越突出。据气象部门初步预测，春季期间我国大部分地区气温接近常年同期或偏高，仅黑龙江气温偏低，全国仍然延续偏暖特征，一定程度上将抑制取暖用电负荷的增长。初步预计2017年夏季副热带高压对我国的影响弱于上年同期，夏季全国出现类似上年持续大范围极端高温天气的可能性偏小。2017年汛期全国降水情况预计比上年偏少，受降水影响偏少，部分省份不排除出现较长时间的高温天气情况。由于近几年气候变化频繁、气温波动加剧，气候预测具有很大不确定性，需持续关注气候监测预测情况，及时修正其对电力供需带来的影响。
全国电力供应能力总体富余，火电设备利用小时进一步降低
根据上述预测和初步综合平衡分析，预计全年电力供应能力总体富余、部分地区过剩。预计全年发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。
华北电网区域预计电力供需总体平衡，蒙西和山西富余，山东随着多条特高压陆续投产，供需形势明显缓和。预计全年全社会用电量同比增长2%左右;全年最大用电负荷2.18亿千瓦、同比增长4.8%左右。预计全年新增发电装机2700万千瓦左右，年底全口径发电装机3.8亿千瓦、同比增长7.5%左右。
东北电网区域预计电力供应能力过剩较多，冬季供暖期低谷时段电网调峰仍然困难。预计全年全社会用电量同比增长1.9%左右;全年最大用电负荷5810万千瓦、同比增长2.7%左右。预计全年新增发电装机400万千瓦左右，年底全口径发电装机1.3亿千瓦，同比增长3.0%左右。
华东电网区域预计电力需求总体宽松，福建、浙江有一定富余。预计全年全社会用电量同比增长4%左右；去年最大用电负荷2.67亿千瓦、同比增长4.9%左右。预计全年新增发电装机2300万千瓦左右，年底全口径发电装机3.4亿千瓦、同比增长7.0%左右。
华中电网区域预计电力供需总体宽松，大部分省份富余。预计全年全社会用电量同比增长2.7%左右；全年最大用电负荷1.79亿千瓦，同比增长3.3%左右。预计全年新增发电装机2000万千瓦左右，年底全口径发电装机3.4亿千瓦，同比增长6.0%左右。
西北电网区域预计电力供应能力过剩较多，甘肃、新疆、宁夏风电、太阳能发电消纳压力仍然较大。预计全年全社会用电量同比增长4.8%左右；全年最大用电负荷8030万千瓦、同比增长4.9%左右。预计全年新增发电装机2000万千瓦左右，年底全口径发电装机2.5亿千瓦、同比增长9.0%左右。
南方电网区域预计电力供需总体宽松，云南、广西富余。预计全年全社会用电量同比增长3.3%左右；全年最大用电负荷1.55亿千瓦，同比增长5%左右。预计全年新增发电装机1600万千瓦左右，年底全口径发电装机3.1亿千瓦、同比增长5.5%左右。预计南方区域水电供需总体宽松，其中云南电力富余较多、弃水压力大；广西也存在一定弃水压力；贵州在1～4月受电煤供应明显不足影响，电力供需偏紧、存在较大错分限电风险。