2017年电力需求预测
预计2017年电力需求增长将持续增长，增速略有回落，预计全社会用电量达到6.17万亿~6.3万亿千瓦时，同比增长3%～5%。按中方案预测，2017年全社会用电量约为6.23万亿千瓦时，同比增长4%左右。
从第二产业来看，预计高耗能行业用电增速将由负转正，第二产业用电平稳增长。根据对主要行业产品产量增长的判断，预计2017年四大高耗能行业合计用电量同比增长0.4%左右,增速同比上升0.8个百分点。交通运输、电气电子设备装备制造、医药制造等行业继续保持较快发展势头，预计2017年第二产业用电量同比增长2.5%左右。
预计第三产业和居民生活用电仍将保持快速增长。受经济增长动力转换、结构转型以及人民生活水平提升的影响，第三产业和居民生活用电持续快速增长，但考虑到2016年夏季持续高温导致基数过高，增速同比有所下降。预计2017年第三产业和居民生活用电分别增长8.5%和7.6%左右。
2017年电力供应预测
新增发电装机规模依然较大，非化石能源装机比重进一步上升
预计2017年全国新增发电装机总规模约1.4亿千瓦。其中，水电新增装机1320万千瓦，占全部新增容量的9.7%；火电新增6252万千瓦，占45.8%；核电新增641万千瓦，占4.7%；风电新增3165万千瓦，占23.2%；太阳能发电装机新增2266万千瓦，占16.6%。预计年底全国装机容量将达到17.9亿千瓦，同比增长8.2%。其中，水电、风电、太阳能发电和核电装机分别约为3.4亿、1.9亿和9815万、4078万千瓦，非化石能源装机比重约为37.6%，同比提高1.4个百分点。
发电设备利用小时数进一步下降
预计全国发电设备平均利用小时为3670小时左右，同比下降约150小时；预计火电设备平均利用小时数4050小时左右，同比下降约160小时。
总体来看，主要由于装机增长明显快于电力需求增长，2017年我国电力供需形势更为宽松。分区域看，华北电网电力供需基本平衡；华东、华中、南方电网电力供需平衡有余；东北、西北、西南电网电力供应富余容量进一步加大。
2016年电力供需特点
电力消费增速大幅回升，经济发展稳中向好
2016年1～11月，全社会用电量同比增长5.0%，预计2016年我国全社会用电量同比增长5.2%，增速同比提高4.2个百分点。电力消费较快增长主要由夏季高温、日历天数与经济增长等因素推动。其中，夏季持续大范围高温拉动降温电量同比增加约400亿千瓦时，拉高用电量增速约0.7个百分点；闰年日历天数多1天增加用电量约150亿千瓦时，拉高用电量增速约0.3个百分点。剔除气候与闰年因素后，受供给侧结构性改革红利逐步释放的影响，2016年四个季度用电量分别同比增长1.5%、2.1%、4.1%、7.4%，反映出经济运行稳中向好的趋势。
用电结构不断优化，新旧动能持续转化
2016年1~11月，第二产业用电量同比增长2.6%，增速同比回升3.7个百分点；第三产业和居民生活用电同比分别增长11.7%、11.4%，对全社会用电增量的贡献率合计约60%，是用电量较快增长的主要动力。第二产业中，传统四大高耗能行业用电量同比减少0.9%，占第二产业用电量的比重为41.8%，较2015年同期下降1.5个百分点；非高耗能行业用电量同比增长5.3%，占第二产业用电的比重上升至58.2%，其中高新技术行业用电量增长较快，如交通运输、电气、电子设备制造业，医药制造业用电量同比分别增长8.8%、7.7%。
地区用电增长分化，结构调整地区差异性较大
2016年1～11月，东部、中部用电量同比分别增长5.9%、5.5%，增速均高于全国平均水平，表明东中部地区经济转型升级效果明显；西部、东北用电量同比分别增长3.5%、2.3%，增速均低于全国平均水平，表明西部和东北结构调整承受较大压力。西部的甘肃（-4.2%）、青海（-3.8%）、云南（-1.5%）等省用电量同比负增长，经济转型升级困难巨大。
火电新增规模明显下降，装机清洁化程度进一步提高
受煤电政策、环境约束等因素影响，2016年1~11月，全国新增装机规模同比下降了5.4%，为8557万千瓦。其中，火电新增装机同比下降了30%，非化石能源新增装机同比增长21%,比重进一步提升至60.9%，创下历史新高。预计全年新增装机规模将达到1.3亿千瓦，同比下降1.7%。其中，非化石能源新增装机比重为61.1%。期末总装机容量达到16.5亿千瓦，同比增长8.5%，非化石能源装机比重达到36.2%，较2015年提高了2.1个百分点。
火电发电量恢复正增长，风电、核电发电量快速增长
受电力需求回暖的带动，2016年1～11月，全国发电量约5.4万亿千瓦时，同比增长4.2%，增速较2015年同期提高了4.1个百分点。其中，火电发电量同比增长2.2%，增速同比提高4.6个百分点。风电、核电发电量同比分别增长30.3%和20.5%，发电比重分别达到4%、3.6%。
发电设备利用小时数继续走低，发电企业经营压力增大
2015年、2016年1～11月各类型电源发电利用小时数对比
2016年1~11月，全国发电设备累计平均利用小时数为3434小时，同比下降了195小时。主要原因有以下两方面：一是发电装机增速高于电力需求增速5.4个百分点；二是清洁能源发电占比大幅提高，不断拉低整体利用小时数水平。预计2016年全国发电设备平均利用小时数为3820小时左右，同比下降约170小时；火电设备平均利用小时数为4210小时左右，同比下降约150小时。
电网建设稳步推进，补短板成效显著
2016年1~11月，我国电网工程完成投资4768亿元，同比增长23.8%。新增220千伏及以上输电线路长度约3.1万千米，同比增长3.3%；新增220千伏及以上交流变电设备容量近2.1亿千伏安，同比增长9.8%。据国家能源局召开的全国能源工作会议介绍，2016年全国实施全国小城镇、中心村农网改造升级和农村机井通电工程，总投资约1900亿元，惠及8.5万个小城镇和中心村，覆盖2.1亿亩农田；实施光伏扶贫，惠及14个省约55万个贫困户，每年每户将增收3000元以上；实施贫困村通动力电工程，惠及5.4万个贫困自然村1080万人口。
跨区交换电量增长较快，资源优化配置成效明显
2016年1~11月，全国跨区交换电量合计6493.1亿千瓦时，同比增长5.5%。其中，华北净输入电量522.0亿千瓦时，同比增长20.1%，华东净输入电量1461.3亿千瓦时，同比增长9.7%，大规模跨区输电有力保障了负荷中心电力的安全可靠供给；东北净输出电量117.0亿千瓦时，同比增长44.6%，西北净输出电量821.0亿千瓦时，同比增长17.0%，大规模跨区输电有力缓解了电源基地“窝电”问题。
