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4.0个百分点。在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、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，显示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，反映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年以来年度较低。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。

　　一、2016年度全国电力供需状况

　　（一）电力消费增速同比提高，三、四季度较快增长

　　2016年全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长5.0%，比上年提高4.0个百分点；各季度同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。夏季持续大范围高温天气、2015年同期基数偏低、实体经济运行呈现出稳中趋好迹象是三季度增速明显提高的主要原因。进入四季度后，全社会用电量仍然维持平稳较快增长，除了上年同期低基数因素外，主要原因是实体经济运行稳中趋好迹象更加明显。在国家推进去产能政策、基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等综合影响下，建材、黑色和有色金属冶炼等重要生产资料价格总体呈上升态势，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高；此外，交通运输电气电子设备、通用及专用设备制造业等装备制造，以及文体用品制造业、木材加工及家具制品业等大众消费品业增速也逐步上升，共同支撑全社会用电量保持较快增长。

　　电力消费主要特点有：

　　一是第二产业及其制造业用电增速比上年提高，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业用电量同比增长2.9%，增速比上年提高3.7个百分点；制造业用电量增长2.5%，增速比上年提高3.1个百分点。在制造业行业中，用电负增长的黑色金属冶炼行业，以及低速增长的化工、有色金属冶炼行业排在制造业用电增速倒数后三位，建材行业排在倒数第六位。除高耗能行业外，其它大部分制造业保持一定增长水平，其中装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映出当前制造业中产业结构调整和转型升级效果继续显现。

　　二是第三产业及其各行业用电快速增长。与服务业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长11.2%。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.0%，延续近年来的快速增长势头；交通运输、仓储、邮政业用电增长11.3%，比上年提高6.3个百分点，其中城市公共交通用电量增长22.3%，电气化铁路用电量增长12.5%，体现出交通运输业领域电能替代成效明显。

　　三是城乡居民生活用电量快速增长。全年用电量同比增长10.8%，比上年提高5.8个百分点，受气温因素拉动较大，其中，三季度增速为18.4%，创10年来城乡居民生活用电量季度增速新高；此外，随着我国城镇化率以及居民电气化水平逐步提高，居民家庭用电量也在稳步增加。

　　四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，2016年，第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别拉动全社会用电量增长2.1、1.4和1.4个百分点；第二产业中的四大高耗能行业对全社会用电量增长拉动为零，当前，全社会用电量增长主要动力从前些年的传统高耗能行业，持续向服务业、生活用电、新兴技术行业及大众消费品业转换。

　　从电力消费结构看，2016年，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.8%、71.1%、13.4%和13.6%。与上年相比，第三产业和城乡居民生活用电量占比均提高0.7个百分点；第二产业占比降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业占全社会用电量比重降低1.5个百分点，可见，第二产业用电占比下降全部因高耗能行业下降所致。

　　五是东、中部地区用电增速并呈前低后高走势。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，东、中部地区用电形势相对较好，是全国用电增长的主要拉动力。各地区分季度用电走势均呈现前低后高的趋势，下半年以来各地区用电均实现较为明显的提高。

　　（二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余

　　2016年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长3.3%。在国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策引导下，电网投资同比增长16.9%，其中占电网总投资58%的110千伏及以下电网投资同比增长35.6%；在国家促进燃煤发电有序发展等一系列政策措施影响下，电源投资同比下降12.9%。

　　2016年，全国净增发电装机容量1.2亿千瓦、比上年减少2186万千瓦，其中净增非化石能源发电装机7200万千瓦、接近上年水平，而煤电净增规模同比减少1154万千瓦，电力行业控制投资节奏、优化投资结构的效果开始显现。截至2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%,其中非化石能源6.0亿千瓦,占总发电装机容量的比重较上年提高1.7个百分点。全年全国全口径发电量5.99万亿千瓦时、同比增长5.2%；发电设备利用小时3785小时、同比降低203小时。

　　电力供应主要特点有：

　　一是火电净增装机容量比上年明显减少，设备利用小时创1964年以来年度新低。2016年，火电投资同比增长0.9%，其中煤电投资同比下降4.7%，扭转了前两年煤电投资持续快速增长的势头；净增火电装机5338万千瓦、同比减少1983万千瓦，其中煤电净增4753万千瓦、同比减少1154万千瓦，煤电投资下降和净增规模减少反映国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果明显。2016年底，全国全口径火电装机10.5亿千瓦、同比增长5.3%，全口径火电发电量同比增长2.4%，自2013年以来实现正增长。设备利用小时4165小时、比上年降低199小时。

　　二是水电投资连续四年下降，设备利用小时保持较高水平。水电投资同比下降22.4%，已连续四年下降；净增水电装机1259万千瓦，其中抽水蓄能电站366万千瓦。2016年底，全国全口径水电装机3.3亿千瓦、同比增长3.9%。全国全口径水电发电量同比增长6.2%，受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征。设备利用小时3621小时，比上年提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。

　　三是风电投资理性回落，东、中部地区净增装机占半数。风电投资下降25.3%，开始出现下降,下降的地区为西部和东北地区，同比分别下降49.7%和46.8%，而东、中部地区同比分别增长35.1%和13.1%，东、中部地区风电投资比重比上年大幅提高22.0个百分点；全年净增并网风电装机1743万千瓦，比上年减少1684万千瓦，其中东、中部比重过半，较前几年明显提高。风电投资和投产减少，布局优化，反映出国家及时调整风电发展思路，企业投资逐步回归理性，更加重视质量和效益。年底全国并网风电装机1.5亿千瓦、同比增长13.2%，占总装机容量比重为9.0%；并网风电发电量同比增长30.1%，设备利用小时1742小时、同比提高18小时,但西北、东北等地区弃风情况仍然突出。

　　四是并网太阳能发电装机容量及发电量高速增长，设备利用小时比上年下降。受光伏发电上网电价限期下调等政策影响，全年净增并网太阳能发电装机3479万千瓦、同比增加一倍，在国家相关规划及政策引导下，超半数净增装机位于中、东部各省。年底并网太阳能发电装机容量7742万千瓦（绝大部分为光伏发电），同比增长81.6%；并网太阳能发电量662亿千瓦时、同比增长72.0%；并网太阳能发电设备利用小时1125小时、同比下降99小时，降幅比上年扩大88小时，西北地区部分省份弃光情况较为突出。

　　五是核电装机及发电量快速增长，设备利用小时持续下降。核电投资同比下降10.5%；年底全国核电装机3364万千瓦、同比增长23.8%，发电量同比增长24.4%；设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降，其中，辽宁核电设备利用小时为4982小时，主要是因东北地区电力过剩、加之近两年多台核电机组陆续投产，导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

　　六是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区送电量增长6.9%，比上年提高4.1个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长4.8%，较上年提高5.9个百分点，南方电网区域西电东送电量同比增长3.3%。

　　七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧，发电用天然气供应总体平稳。受煤炭去产能控产量政策影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张，电煤价格急剧上涨，加剧煤电企业经营困难局面。一季度，全国天然气需求明显回升，个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响，后几个季度发电用天然气供应总体平稳。

　　（三）全国电力供需进一步宽松，部分地区过剩

　　2016年，全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。

　　二、2017年全国电力供需形势预测

　　（一）全社会用电量增速低于2016年

　　综合考虑宏观经济形势、服务业和居民用电发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、2016年夏季高温天气等因素，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。若夏季或冬季出现极端气候将可能导致全社会用电量上下波动1个百分点左右；另外，各级政府稳增长政策措施力度调整将可能导致全社会用电量上下波动0.5个百分点左右。

　　（二）新增装机容量继续略超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2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。

　　（三）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

　　预计全年全国电力供应能力总体富余，其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。预计全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。

　　三、有关建议

　　（一）坚持电力规划引导指导，推进落实电力“十三五”发展目标

　　近期，我国“十三五”能源规划和电力规划等专项规划相继发布，2017年是认真落实各类规划的关键年，抓好组织实施至关重要。

　　一是提高规划的严肃性、权威性，确保电力发展“十三五”规划落地。规划是“十三五”能源与电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大项目的依据。建议立足电力行业全局，加强电力规划与能源综合规划、其它各专项规划的衔接，加强电力国家规划与省级规划的协调衔接，坚持以规划指导项目，以项目落实规划，提高规划权威性。

　　二是提高规划的科学性、指导性，及时开