报告显示，截至2016年底，我国电源装机及电网规模多项指标位列世界第一。全国发电装机容量达16.46亿千瓦，其中水电3.32亿千瓦（含抽水蓄能0.27亿千瓦），风电1.49亿千瓦，太阳能发电0.77亿千瓦，核电0.34亿千瓦，火电10.54亿千瓦。2016年，全国电力工程建设投资合计8855亿元，同比增长3.3%。其中，电网建设投资5426亿元，同比增长16.9%。
非化石能源装机比重持续提升。2016年，风电规模达14864万千瓦，占比提高9%，稳居我国第三大电源；光伏发电规模7742万千瓦，占比提高至5%，跃升为第四大电源。
同时，火电机组结构持续优化，煤耗水平持续降低。超临界、超超临界机组比例明显提高，单机30万千瓦及以上机组比重上升到79%。2016年，全国火电机组平均供电标准煤耗率降至312克/千瓦时，比上年度下降3克/千瓦时，达到世界先进水平。
但近年来，电力转型发展也出现了一系列新问题。“风电、光伏发电等新能源电源集中在三北地区，适应新能源消纳的电力市场体系尚未建立，弃风、弃光问题严重。”电力规划设计总院副院长杜忠明说：“与此同时，部分水电基地开发与外送不协调、水电开发外送政策机制不完善、云南四川两省用电增速低于预期，西南地区弃水问题加剧。”
杜忠明表示，我国电力设备利用效率与国际先进水平相比仍有差距，电网利用效率有待进一步提高。记者还了解到，随着我国电力资源大范围配置规模的不断扩大，多回交直流并列运行的大电网安全稳定运行风险增多，广东及华东等受端电网多直流馈入问题凸显。
杜忠明建议：第一，持续推进电源结构优化调整，解决弃水、弃风、弃光问题，化解煤电过剩风险。第二，推进“发—输—配—用”传统电力系统向“源—网—荷”互动的新型电力系统转变。第三，逐步建立电力现货市场，充分发挥水电、风电、光伏发电等电源在现货交易中的优势，持续完善适应能源变革的体制机制。
