(一)四季度全社会用电量增速环比回落，全年增速高于上年
四季度，预计气温因素对用电的影响比三季度有所减弱，预计全社会用电量增速将比三季度有所回落；预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右，其中气温因素拉高全年增速2个百分点左右、明显超过预期，也导致全年用电增速明显超过预期。
(二)火电新增装机少于上年，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1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，火电5000万千瓦、比上年减少1600万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中，非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。
(三)电力供需的外部影响因素诸多，不确定性增加
一是迎峰度冬期间部分地区电煤供应将可能偏紧甚至紧张，个别地区部分时段天然气发电供气预计将受到一定影响。
二是电煤价格急剧上涨，加剧发电企业经营困难局面,将可能影响到电力热力供应。
三是气象部门初步预计迎峰度冬期间我国气温呈北冷南暖的特征，低温天气将加剧吉林等东北地区电煤供需紧张局面。
四是全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。
(四)全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩
预计四季度全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3800小时左右，其中火电设备利用小时将降至4150小时左右。
有关建议
(一)坚持多措并举，保障电煤市场稳定供应
随着一系列煤炭去产能政策的相继落实，煤炭供给侧结构性改革取得了一定成效，但也出现了电煤价格急剧上涨、部分地区电煤供应紧张等新情况，应密切关注出现的新形势、新问题，及时采取有效措施，避免煤炭市场大起大落反复出现。
一是督促各地严格贯彻落实《关于适度增加部分先进产能投放保障今冬明春煤炭稳定供应的通知》（发改电〔2016〕605号）等文件要求。尽快加大释放安全高效先进煤矿产量，加快回补各环节煤炭库存，满足冬储煤的实际需要，以保障电煤稳定供应，并尽快抑制煤价上涨趋势。
二是协调解决好煤炭运输环节问题。国家有关政府部门及单位积极协调铁路运输部门，保障电煤运力，尤其及时向华中等远距离跨区调运的电煤低库存地区增调铁路运力，确保电厂库存的有效提升，特别是迎峰度冬、迎峰度夏、全国“两会”等关键时期和重要节假日的电煤供应和运输。
三是鼓励煤炭企业与发电企业签订中长期合同。促进煤电双方形成 “利益共享，风险共担”的长期良性合作机制，规避因电煤市场价格大起大落给煤、电双方经营带来的风险；加大对煤、电双方履行中长期合同的事中事后监管，建立煤炭购销诚信保障监督体系，提高合同兑现率。
四是逐步培养合理有效的市场机制。尽快制定并完善各项长效措施，科学统筹当期问题与长远发展，保障市场稳定，避免因煤炭产量和价格大起大落冲击相关产业及经济发展，实现上下游各行业的多赢发展。
(二)统筹推进电力改革与行业发展，避免行业风险聚集
当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增长放缓、电力交易价格下降、燃料成本大幅上涨、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧等多重矛盾交织叠加的特殊时期，企业面临严峻的经营压力和困境，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。
一是要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等多重改革与行业发展，完善相关调控政策。充分考虑改革对象的承受能力，坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营困难。