从各电源类型新增装机情况来看，2016年火电、风电、水电以及核电均出现不同程度的下降。其中火电新增设备容量4,836.00万千瓦，同比下降27.60%，火电效益持续减弱，新增容量减少;因2015年西北等地区弃风限电状况突出，国家能源局暂不安排该等地区新增项目建设，导致2016年风电新增设备容量大幅下降;近年西南地区弃水现象严重，水电投资和新增设备容量连年收缩。值得注意的是，2016年太阳能新增发电设备容量达3,459.00万千瓦，同比增长150.60%，一方面，光伏扶贫指标、追加指标等政策刺激力度较大;另一方面，受“6˙30”政策影响，2016年以前备案入年度规模管理的光伏发电项目，如果未能于2016年6月30日前完成并网发电，将执行下调的新电价标准。2017年1-8月，火电、核电新增发电设备容量较往年继续减少，水电、风电有所回升，光伏继续大幅增加，已超过上年全年水平，不同电源新增装机容量状况差异较大，总体新增规模依然较大。
近年我国电源基本建设投资完成额呈现先升后降特点，其中2015年达到近年峰值3,936.00亿元。产能快速扩张，过剩状况加剧，2016年我国电源基本建设投资完成额开始收缩，全年电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%，其中水电、风电和核电投资完成额均有所下降，火电投资完成额增速仅为0.9%。2017年以来国家取消、推迟及停建一批燃煤发电机组，2017年1-8月火电电源基本建设投资完成额迅速缩减至423.68亿元，其他电源基本建设投资完成额亦存在不同程度的下降。2016年以来，在去产能、环保政策等因素影响下，新增投资下降，落后产能去化，电力生产行业整体产能扩张速度有望放缓。
火电、核电平均利用小时数持续下降，全国发电设备平均运行时间创近年新低;且火电经营压力骤增，叠加政策影响，火电企业经营效益开始分化;此外，西北、东北地区弃风弃光现象依然严重，风电、光伏新增装机容量快速向中东部转移
发电设备运行方面，受发电设备容量不断增加，下游用电需求增速缓慢影响，近年发电平均利用小时数逐渐下降。2016年全国发电设备平均利用小时下降至3,785小时，较上年下降203小时，创近年以来新低。分电源类型来看，火电及核电平均利用小时数下降较多，水电和风电则相对平稳。在优先保证清洁能源并网发电政策下，火电、核电平均运行时间受到一定挤压，火电企业运营压力加大。
我国电力供需存在严重的区域不平衡状况，受配电输送等条件的制约，西南、西北和东北地区(三北地区)电力外送不畅，发电设备平均利用小时整体偏低。2016年新疆、甘肃、青海、云南、重庆、吉林、黑龙江等省、自治区发电设备平均利用小时数均低于3,500小时，明显低于全国平均水平。
电力生产行业具有明显的资金和技术密集型特征以及较强的政府管制特性，央企和地方国有企业竞争优势较大。2014年以前，电力生产行业整体处于成长期，大型央企和地方国有企业快速进入市场，行业企业数量和规模增长较快，市场集中程度相对不高。2016年国内前五大发电集团华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、国投电力全年累计发电量合计9,935.50亿千瓦时，同比增长3.07%，CR5市场占有率约为16.81%。随着市场趋于饱和，2016年装机容量增速开始放缓，行业市场化加速，并购整合将逐渐频繁，市场集中度有望提升。
2016年以来，受煤炭价格大幅回升、上网电价变动较小等因素影响，火电利润空间收窄。同时，电力过剩加剧了火电和清洁能源之间的竞争，在国家鼓励清洁能源发展的情况下，火电企业的竞争能力进一步下降。成本大幅上升以及清洁能源的挤出效应将加剧火电的竞争，在全社会用电量低速增长的情况下，火电的发电份额面临水电、风电、核电和光伏电站的激烈竞争，上网电价和直接交易电价面临下行压力，优质的火电企业可以凭借其低成本和经营管理优势增强其竞争能力，保持一定的盈利能力，而经营不善的老旧火电机组将被淘汰。
近年风电、光伏发展较快，装机容量快速增加，2015年之前新增的风电、光伏装机容量主要集中在内蒙古、青海、甘肃、新疆、宁夏等西北和东北地区。该等地区电力外送困难，存在明显的弃风和弃光现象，其中甘肃、新疆、黑龙江、吉林、内蒙弃风状况较重，2015-2016年该等地区弃风率均未低于20%;新疆、甘肃弃光现象较重，2016年弃光率均超过30%。受上述因素影响，2016年新增光伏和风电发电装机容量向中东部转移，其中西北以外地区新增光伏装机容量占全国的72%，新增风电发电装机容量占全国的比重由62%上升至74%。
