展望2017年，預計電力消費需求增長將比2016年有所放緩；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至38%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩。火電設備利用小時進一步降至4000小時左右，電煤價格繼續高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大且交易規模繼續擴大，發電成本難以及時有效向外疏導，煤電企業效益將進一步被壓縮，企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

　　一、2016年度全國電力供需狀況

　　（一）電力消費增速同比提高，三、四季度較快增長

　　2016年全國全社會用電量5.92萬億千瓦時、同比增長5.0%，比上年提高4.0個百分點；各季度同比分別增長3.2%（扣除閏年因素增長2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。夏季持續大范圍高溫天氣、2015年同期基數偏低、實體經濟運行呈現出穩中趨好跡象是三季度增速明顯提高的主要原因。進入四季度后，全社會用電量仍然維持平穩較快增長，除了上年同期低基數因素外，主要原因是實體經濟運行穩中趨好跡象更加明顯。在國家推進去產能政策、基建投資快速增長、房地產和汽車市場回暖等綜合影響下，建材、黑色和有色金屬冶煉等重要生產資料價格總體呈上升態勢，市場預期好轉，其主要產品產量增速逐步提高；此外，交通運輸電氣電子設備、通用及專用設備制造業等裝備制造，以及文體用品制造業、木材加工及家具制品業等大眾消費品業增速也逐步上升，共同支撐全社會用電量保持較快增長。

　　電力消費主要特點有：

　　一是第二產業及其制造業用電增速比上年提高，產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現。第二產業用電量同比增長2.9%，增速比上年提高3.7個百分點；制造業用電量增長2.5%，增速比上年提高3.1個百分點。在制造業行業中，用電負增長的黑色金屬冶煉行業，以及低速增長的化工、有色金屬冶煉行業排在制造業用電增速倒數后三位，建材行業排在倒數第六位。除高耗能行業外，其它大部分制造業保持一定增長水平，其中裝備制造、新興技術及大眾消費品業增長勢頭較好，反映出當前制造業中產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現。

　　二是第三產業及其各行業用電快速增長。與服務業增加值保持較快增長相對應，第三產業用電量同比增長11.2%。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長15.0%，延續近年來的快速增長勢頭；交通運輸、倉儲、郵政業用電增長11.3%，比上年提高6.3個百分點，其中城市公共交通用電量增長22.3%，電氣化鐵路用電量增長12.5%，體現出交通運輸業領域電能替代成效明顯。

　　三是城鄉居民生活用電量快速增長。全年用電量同比增長10.8%，比上年提高5.8個百分點，受氣溫因素拉動較大，其中，三季度增速為18.4%，創10年來城鄉居民生活用電量季度增速新高；此外，隨著我國城鎮化率以及居民電氣化水平逐步提高，居民家庭用電量也在穩步增加。

　　四是電力消費增長動力持續轉換、消費結構繼續調整。從用電增長動力看，2016年，第二產業、第三產業和城鄉居民生活用電量分別拉動全社會用電量增長2.1、1.4和1.4個百分點；第二產業中的四大高耗能行業對全社會用電量增長拉動為零，當前，全社會用電量增長主要動力從前些年的傳統高耗能行業，持續向服務業、生活用電、新興技術行業及大眾消費品業轉換。

　　從電力消費結構看，2016年，一、二、三產及城鄉居民生活用電量占全社會用電量的比重分別為1.8%、71.1%、13.4%和13.6%。與上年相比，第三產業和城鄉居民生活用電量占比均提高0.7個百分點；第二產業占比降低1.5個百分點，其中四大高耗能行業占全社會用電量比重降低1.5個百分點，可見，第二產業用電占比下降全部因高耗能行業下降所致。

　　五是東、中部地區用電增速領先并呈前低后高走勢。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，東、中部地區用電形勢相對較好，是全國用電增長的主要拉動力。各地區分季度用電走勢均呈現前低后高的趨勢，下半年以來各地區用電均實現較為明顯的提高。

　　（二）發電裝機容量快速增長，電力供應能力總體富余

　　2016年，全國主要電力企業合計完成投資同比增長3.3%。在國家配電網建設改造行動計劃及新一輪農村電網改造升級等政策引導下，電網投資同比增長16.9%，其中占電網總投資58%的110千伏及以下電網投資同比增長35.6%；在國家促進燃煤發電有序發展等一系列政策措施影響下，電源投資同比下降12.9%。

　　2016年，全國凈增發電裝機容量1.2億千瓦、比上年減少2186萬千瓦，其中凈增非化石能源發電裝機7200萬千瓦、接近上年水平，而煤電凈增規模同比減少1154萬千瓦，電力行業控制投資節奏、優化投資結構的效果開始顯現。截至2016年底，全國全口徑發電裝機容量16.5億千瓦，同比增長8.2%,其中非化石能源6.0億千瓦,占總發電裝機容量的比重較上年提高1.7個百分點。全年全國全口徑發電量5.99萬億千瓦時、同比增長5.2%；發電設備利用小時3785小時、同比降低203小時。

　　電力供應主要特點有：

　　一是火電凈增裝機容量比上年明顯減少，設備利用小時創1964年以來年度新低。2016年，火電投資同比增長0.9%，其中煤電投資同比下降4.7%，扭轉了前兩年煤電投資持續快速增長的勢頭；凈增火電裝機5338萬千瓦、同比減少1983萬千瓦，其中煤電凈增4753萬千瓦、同比減少1154萬千瓦，煤電投資下降和凈增規模減少反映國家出臺的促進煤電有序發展系列政策措施效果明顯。2016年底，全國全口徑火電裝機10.5億千瓦、同比增長5.3%，全口徑火電發電量同比增長2.4%，自2013年以來首次實現正增長。設備利用小時4165小時、比上年降低199小時。

　　二是水電投資連續四年下降，設備利用小時保持較高水平。水電投資同比下降22.4%，已連續四年下降；凈增水電裝機1259萬千瓦，其中抽水蓄能電站366萬千瓦。2016年底，全國全口徑水電裝機3.3億千瓦、同比增長3.9%。全國全口徑水電發電量同比增長6.2%，受來水形勢變化等因素影響，全年水電生產呈現前高后低的特征。設備利用小時3621小時，比上年提高31小時，為近20年來的年度第三高水平。

　　三是風電投資理性回落，東、中部地區凈增裝機占半數。風電投資下降25.3%，首次出現下降,下降的地區為西部和東北地區，同比分別下降49.7%和46.8%，而東、中部地區同比分別增長35.1%和13.1%，東、中部地區風電投資比重比上年大幅提高22.0個百分點；全年凈增并網風電裝機1743萬千瓦，比上年減少1684萬千瓦，其中東、中部比重過半，較前幾年明顯提高。風電投資和投產減少，布局優化，反映出國家及時調整風電發展思路，企業投資逐步回歸理性，更加重視質量和效益。年底全國并網風電裝機1.5億千瓦、同比增長13.2%，占總裝機容量比重為9.0%；并網風電發電量同比增長30.1%，設備利用小時1742小時、同比提高18小時,但西北、東北等地區棄風情況仍然突出。

　　四是并網太陽能發電裝機容量及發電量高速增長，設備利用小時比上年下降。受光伏發電上網電價限期下調等政策影響，全年凈增并網太陽能發電裝機3479萬千瓦、同比增加一倍，在國家相關規劃及政策引導下，超半數凈增裝機位于中、東部各省。年底并網太陽能發電裝機容量7742萬千瓦（絕大部分為光伏發電），同比增長81.6%；并網太陽能發電量662億千瓦時、同比增長72.0%；并網太陽能發電設備利用小時1125小時、同比下降99小時，降幅比上年擴大88小時，西北地區部分省份棄光情況較為突出。

　　五是核電裝機及發電量快速增長，設備利用小時持續下降。核電投資同比下降10.5%；年底全國核電裝機3364萬千瓦、同比增長23.8%，發電量同比增長24.4%；設備利用小時7042小時、同比下降361小時，已連續3年下降，其中，遼寧核電設備利用小時為4982小時，主要是因東北地區電力過剩、加之近兩年多臺核電機組陸續投產，導致部分核電機組降負荷運行甚至停機備用。

　　六是跨區、跨省送電增速均同比提高。跨區送電量增長6.9%，比上年提高4.1個百分點，跨區送電量的增長主要是電網公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電。跨省輸出電量增長4.8%，較上年提高5.9個百分點，南方電網區域西電東送電量同比增長3.3%。

　　七是全國電煤供需形勢由寬松轉為偏緊，發電用天然氣供應總體平穩。受煤炭去產能控產量政策影響，煤炭產量降幅明顯超過消費量降幅，導致電煤供需失衡，電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區緊張，電煤價格急劇上漲，加劇煤電企業經營困難局面。一季度，全國天然氣需求明顯回升，個別地區部分時段天然氣發電供氣受到一定影響，后幾個季度發電用天然氣供應總體平穩。

　　（三）全國電力供需進一步寬松，部分地區過剩

　　2016年，全國電力供需進一步寬松、部分地區過剩。分區域看，華北區域電力供需總體平衡，華東、華中、南方區域供需總體寬松，東北和西北區域電力供應能力過剩。

　　二、2017年全國電力供需形勢預測

　　（一）全社會用電量增速低于2016年

　　綜合考慮宏觀經濟形勢、服務業和居民用電發展趨勢、電能替代、房地產及汽車行業政策調整、2016年夏季高溫天氣等因素，在常年氣溫水平情況下，預計2017年全國全社會用電量同比增長3%左右。若夏季或冬季出現極端氣候將可能導致全社會用電量上下波動1個百分點左右；另外，各級政府穩增長政策措施力度調整將可能導致全社會用電量上下波動0.5個百分點左右。

　　（二）新增裝機容量繼續略超1億千瓦，非化石能源占比進一步提高

　　預計全年全國基建新增發電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機6000萬千瓦左右。預計2017年底全國發電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。

　　（三）全國電力供應能力總體富余，火電設備利用小時進一步降低

　　預計全年全國電力供應能力總體富余，其中，華北電網區域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網區域電力供需總體寬松,東北、西北電網區域電力供應能力過剩較多。預計全年全國發電設備利用小時3600小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4000小時左右。

　　三、有關建議

　　（一）堅持電力規劃引導指導，推進落實電力“十三五”發展目標

　　近期，我國“十三五”能源規劃和電力規劃等專項規劃相繼發布，2017年是認真落實各類規劃的關鍵年，抓好組織實施至關重要。

　　一是提高規劃的嚴肅性、權威性，確保電力發展“十三五”規劃落地。規劃是“十三五”能源與電力發展的行動綱領和編制相關專項規劃的指導文件、布局重大項目的依據。建議立足電力行業全局，加強電力規劃與能源綜合規劃、其它各專項規劃的銜接，加強電力國家規劃與省級規劃的協調銜接，堅持以規劃指導項目，以項目落實規劃，提高規劃權威性。

　　二是提高規劃的科學性、指導性，及時開展規劃滾動修訂。規劃落實期間，各種影響因素復雜多變。建議加強規劃執行過程管理，完善并落實規劃中期評估機制，及時開展相關調研工作，做好規劃的滾動修訂。根據“十三五”規劃綱要等，科學設置2020年、2030年能源消費總量和結構目標，適當保持電力增長的合理區間和彈性。

　　三是提高規劃的整體性、協同性，加強國家有關部門對地方規劃工作的指導監督。目前，省級能源（電力）規劃編制與實施由各省（區、市）負責。建議加大省級電力規劃與涉及全國布局、總量控制，以及跨省輸送的區域電力規劃銜接，并建立行之有效的監督約束機制，抑制地方政府不合理的投資沖動，從嚴控制煤電發展規模，緩解電力供需矛盾。

　　（二）完善預測預警體制機制，保障經濟發展新常態下的電力平穩運行

　　當前，我國經濟發展進入新常態，外部環境條件和內部動因變化，交織疊加、相互作用，給電力發展帶來很多不確定性，需要以問題導向、目標導向為原則，抓住重點和難點，提前預警、合理引導、及時行動，確保電力平穩運行。

　　一是加強調查研究，及時分析新情況新問題。“十三五”期間，電力發展環境錯綜復雜、變動頻繁，尤其是隨著簡政放權、電力市場化改革推進，項目審批、電力運行等工作重心下沉。建議國家有關部門加強基層調研、一線指導，及時掌握和分析電力規劃落實和運行中存在的新情況、新問題。

　　二是健全預測預警機制，及時化解風險。當前顯現的電力供應能力富余、煤電過剩風險加劇，尤其是2016年下半年突發的電煤價格暴漲，都說明電力運行風險仍然存在。建議健全完善預測預警機制和指標體系，及時發布預警級別等相關信息，有效引導行業投資方向，科學指導企業投資行為，推動布局優化，提高發展效益，化解風險，保障發展。

　　三是完善政策“工具包”，及時出臺措施。在錯綜復雜的形勢下，一旦市場機制失靈，迫切需要政府及時干預，但任何政策的出臺都要經過調研、分析和論證。建議針對電力運行可能發生的情形和問題，提前研究和謀劃，形成一系列備選政策，根據市場狀況隨時“出牌”，及時應對自然災害突發事件和類似電煤價格暴漲等突發問題，切實提高調控的效率和效果。

　　（三）應對安全運行新問題，確保電力系統安全穩定運行和電力可靠供應

　　在電力需求持續下降情況下，發電機組低位運行，火電機組深度調峰、頻繁啟停，甚至核電機組參與調峰，機組運行工況發生很大變化，給電力系統安全運行帶來嚴峻考驗，亟需采取措施應對。

　　一是推進主網架和聯網工程建設，優化網架結構。建議盡快解決“強直弱交”問題，構建分層分區、科學合理的堅強網架結構。對我國未來電網發展目標和總體格局進行前瞻性、系統性設計，形成目標清晰、布局科學、結構合理、便于實施的中長期網架規劃，避免大量重復建設和技術改造。

　　二是加強網源協調管理，強化技術監督和指導。電力改革“廠網分離”后網源協調管理弱化，建議國家能源管理部門組織制定和完善涉網安全管理專項規定，加強安全生產管理，明確監督管理和實施主體責任；充分發揮行業組織和中介機構的作用，強化技術監督和指導。

　　三加強質量監督管理，提高電力主設備安全可靠性。建議加強電力設備壽命周期全過程安全管理，完善設備質量、運維、檢測等環節標準。加強重點輸電通道節點設備、重載輸變電設施、低負荷機組運行監控，及時落實整改措施消除隱患。關注低負荷機組運行特性研究，強化設備設計選型，嚴把設備入網質量關。

　　（四）破解新能源消納難題，減少不合理棄風棄光棄水

　　近年來，我國新能源發電持續快速發展，電源結構不斷優化，但新能源發展過快、過集中、網源不協調等矛盾突出，棄能問題日益嚴重，成為電力轉型升級瓶頸，亟需破解難題。

　　一是轉變新能源發電發展思路，提高發展質量。建議加強新能源各項發展政策間的協調，堅持分布開發與集中開發并舉的方針，根據各地資源情況和消納能力制定差異化的發展政策，優化開發布局，抑制無序發展，保證棄水、棄風、棄光率控制在合理水平。

　　二是加強外送通道建設，增強資源配置能力。建議采取有效措施，充分利用現有跨省區輸電通道；以規劃為指導、以解決當前的存量問題作為重要出發點，加快當前外送通道建設，擴大新能源的消納范圍和配置能力。

　　三是全面提升系統的靈活性，提高電力系統綜合調峰能力。一方面，通過加快抽水蓄能電站、調峰氣電建設，推進煤電靈活性改造等措施，提高系統調峰能力；另一方面，進一步優化電力調度運行，提高電力需求側響應能力，加快輔助服務市場、峰谷電價等一系列配套政策的出臺和落地，提高調峰積極性。

　　四是加強協調、打破壁壘，拓展新能源電力消納市場。加強風電、光伏發電保障性收購有關政策的執行督導，完善優先調度機制，打破省間壁壘，建立有利于新能源跨區消納的市場化機制；推進可再生能源與火電發電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發電，積極推廣電采暖等多種形式的電能替代，促進可再生能源就近消納；推進落實可再生能源發電全額保障性收購制度，并相應建立電力運行監測評估制度。

　　（五）加大政策扶持力度，降低電力企業經營負擔和風險

　　當前，電力市場需求增長放緩、交易價格不斷下降、燃料成本大幅上漲、產能過剩風險加劇、節能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業經營面臨嚴峻壓力和困境，亟需加大政策扶持力度，營造企業發展良好氛圍。

　　一是進一步完善煤電聯動機制，合理疏導煤電企業大幅上漲的燃料成本。2015年以來已兩次下調全國煤電上網標桿電價，電力直接交易進一步降低上網電價，而燃料成本、環保成本大幅上漲、煤電利用小時持續下降導致發電邊際成本也在上漲，煤電企業抗成本波動能力明顯弱化。建議完善煤電聯動機制，重新調整聯動周期、價格計算機制等關鍵環節，以合理疏導煤電企業成本。

　　二是進一步完善煤電環保補貼機制，及時足額發放可再生能源補貼。建議將煤電環保電價補貼調整為“價外補貼”，在市場競爭電價之外按照度電標準給予補貼，保障參與市場競爭的發電量也可以得到應有的環保補貼收入；加快解決可再生能源電價附加補助資金歷史欠賬問題，擴大補貼資金來源渠道，簡化可再生能源補貼申報、撥付流程，確保可再生能源補貼及時足額發放到位，完善可再生能源發電補貼定價機制及相關政策。

　　三是盡快出臺針對電力“僵尸企業”職工分流、減免銀行債務等方面的針對性政策。建議幫助電力企業進行低效無效資產清理處置和虧損企業治理工作，并給予一定的財政補助。

　　四是提高有關政策的嚴肅性、協調性和穩定性。建議統籌做好政府定價政策與國有資本保值增值、國有企業經營業績考核相關政策的相互銜接；加強節能環保低碳政策的制定的統籌協調性，注重頂層設計，充分發揮多行業作用，加大市場機制的引導作用，降低行政成本、減輕企業負擔。

　　五是積極引導促進電能替代。堅持政府主導，國家在產業政策制定、規劃編制、電價政策及財政補貼等多方面積極推進電能替代，促進低碳清潔發展，提高電能在終端能源消費的比重，同時促進電力企業增供擴銷，緩解電力供需矛盾。

　　（六）統籌改革與發展關系，促進電力行業可持續發展

　　中發〔2015〕9 號文的印發，極大地調動了各方參與改革的積極性，但在配套制度不完善、機制不健全的情況下，過快放開市場交易電量，容易造成惡性競爭，不利于市場良性發育和改革有序推進，需要協調好各方關系，積極穩妥推進改革。

　　一是統籌協調電力體制改革、國企改革、國有資產監督管理體制改革等多重改革與行業發展，完善相關調控政策。建議堅持在保證行業企業運行在合理區間和健康發展的大前提下，推進行業改革和產業調控，有序放開市場交易電量，避免各類不利因素疊加造成的風險快速聚集，引發企業大面積經營虧損。

　　二是進一步完善市場體系。建議堅持問題導向和目標導向，認真總結部分地區電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易機制，進一步規范市場準入、輸配電價核定、電力交易機構設置等關鍵環節，健全電力市場主體信用體系建設，建立守信激勵和失信懲戒機制，加強直接交易合同約束力，保障合同有效執行。

　　三是加強省級電力市場交易工作的指導和監管。建議國家有關部門在市場準入規則、市場交易規則、清潔能源消納、輸配電價核定等方面加強指導和監督，及時糾正帶有地方保護色彩的不合理政策，維護市場秩序，保證電力市場化改革的有效推進。

　　四是規范自備電廠管理，營造公平競爭的市場環境。建議盡快完善自備電廠管理政策法規，將自備電廠政府性基金、附加及交叉補貼征收到位，有效推動政策性交叉補貼電價的落實，同時建立健全對自備電廠的有效監管機制。