本文從電力市場、煤炭市場、資金市場入手，結合目前的能源環境政策，對當前的電力形勢作預判分析。

按能源局最新發布的通知中提出的設想測算，預計全年交易電量有可能超過1 萬億千瓦時;而隨著環境保護稅列入“十三五”立法計劃，火電企業稅費有可能進一步提高。

一、經濟形勢

(一)主要指標。

一季度，國內生產總值同比增長6.7% ;規模以上工業增加值同比增長5.8% ;固定資產投資同比增長10.7% ;社會消費品零售總額同比增長10.3% ;進出口總額同比下降5.9% ;居民消費價格(CPI)同比上漲2.1% ;工業生產者出廠價格(PPI)同比下降4.8%。

(二)主要特點。

經濟運行中出現向好跡象。從已發布數據看，幾乎所有指標都有所回升，出現這些向好跡象的原因，除了貨幣環境相對寬松、穩增長政策效應逐步顯現外，還有一季度日歷天數多一天，以及今年春節假期比去年早，工業企業開工情況較好等因素。

(三)近期走勢。

宏觀政策將繼續保持“穩增長、調結構、促改革”的基調。當前經濟運行中仍存在較多不確定性因素，傳統行業去產能、去庫存任重道遠，勞動力、房地產、金融等市場蘊藏局部風險，經濟增長是否能夠持續改善還需要進一步觀察。從近期中央召開的主要會議看，以下幾方面的政策支持力度會加大：一是繼續增加財政支出和政府投資，并通過減稅、推動債轉股等手段進一步降低企業成本。二是積極發展新經濟，在河南、山東、遼寧新設國家自主創新示范區。三是在電力、石油、天然氣等領域推進國企混合所有制改革，深化金融機構改革和資本市場改革。

二、電力市場

(一)主要指標。

一季度，全國規模以上發電企業發電量同比增長1.8%。比去年第四季度提高4.1 個百分點。其中水電同比增長17.5%，火電同比下降2.2%。

一季度全社會用電量同比增長3.2%，比去年第四季度提高3.9 個百分點。其中三個產業及居民用電分別同比增長7.8%、0.2%、10.9% 和10.8%。

(二)主要特點。

電量增長未超出預期范圍。一季度全國發、用電量表觀增速有所加快。但按日歷天數計算，一季度多出的一天對電量增速的影響在1.1 個百分點左右，全國發、用電量日均分別同比增長0.7% 和2.1%，占全社會用電量七成左右的第二產業用電量日均同比下降1%，仍呈負增長態勢�？傮w來看，一季度電量增長形勢與年初預期保持一致。

(三)近期走勢。

預計二季度走勢與一季度基本一致。大部分省份仍處在經濟結構調整和工業轉型升級進程中，預計二季度全社會用電量增速仍維持在1% ～ 2% 的水平。夏季和冬季用電高峰期間，厄爾尼諾現象有可能在長江流域和江南地區引發洪澇災害，并在北方帶來低溫，不利于第三產業和居民用電量增長。

發電裝機容量快速增長，特高壓送電規模繼續提高。繼2015 年全國新增裝機容量1.3 億千瓦，超過各方預期近3000 萬千瓦，一季度又新增裝機2815 萬千瓦，其中火電1746 萬千瓦，繼續保持高速增長勢頭。2015 年底建成投產的西南水電基地、皖電東送項目投運后，一季度，安徽、湖北、新疆、云南等省份的外送電量同比增長超過20%，再加上年內還將投運淮南- 南京- 上海、寧夏- 紹興、錫盟- 山東特高壓通道，將進一步擠占河南、山東、上海、浙江、江蘇、廣東等省份的煤電空間。

發電設備特別是火電設備利用小時下降幅度超預期。一季度，全國發電設備和火電設備利用小時分別同比下降超過74 小時和108 小時。按當前的電量和裝機增長情況測算，預計全年發電設備和火電設備利用小時下降幅度將接近300 小時和500 小時。利用小時下降幅度超預期的原因主要有以下幾方面：一是用電量增速與裝機容量增速不匹配;二是去年和今年一季度新增的非煤發電產能釋放，以及外地送入電量，擠占本地煤電空間;三是個別省份(例如江西)電量雖有一定增長，但裝機更多，拉低了利用小時。

三、煤炭市場

(一)主要指標。

庫存：4 月14 日，秦皇島港存442 萬噸，比上月同期回升79 萬噸。

價格：4 月13 日，環渤海動力煤綜合平均價格389 元/ 噸;4 月14 日，澳大利亞紐卡斯爾港動力煤現貨價50.5美元/ 噸;動力煤期貨1609 合約收盤價388.4 元/ 噸。

進口：一季度，累計進口煤炭4846 萬噸，同比下降1.2%，比去年第四季度收窄28.9 個百分點。

指數：4 月14 日，波羅的海干散貨指數(BDI)為597 點，比3 月末上漲39%。4 月12 日，海運煤炭運價指數(OCFI)為482 點，比3 月末下降1.2%。

(二)主要特點。

港口庫存逐步回升，國內煤價趨穩。近期全球大宗商品價格及市場活躍度均有所回升，國際航運市場好轉，帶動BDI 指數上漲。

(三)近期走勢。

煤炭市場將維持“漲缺動力、跌有支撐”的局面，發電企業燃料成本基本保持穩定。

四、資金市場

(一)主要指標。

國內市場：一季度人民幣貸款增加4.61 萬億元，同比多增9301億元。一年期貸款基準利率維持4.35%不變。銀行間同業拆借利率較年初上升12 個基點。

外匯市場：一季度，人民幣對美元平均匯率貶值0.91%，4 月15 日，人民幣對美元平均匯率為6.49。

(二)主要特點。

資金市場流動性充裕，資金價格相對穩定。一季度，人民銀行通過公開市場操作、常備借貸便利、降準等多種方式釋放流動性，新增貸款規模創歷史新高，利率水平處于歷史低位。

(三)近期走勢。

外匯市場企穩回升，稅收改革持續推進。近期經濟運行中出現向好跡象，CPI 也小幅上升，二季度降息可能性不大，但為了穩增長和穩匯率，降準可能性較大。由于國內貨幣超發，預計一段時期內，人民幣對美元匯率仍然存在貶值壓力。

五、能源環境政策

(一)電改配套措施出臺和落地有加速趨勢。

一季度，配套措施密集出臺，并在各領域全面推進。多個省份通過擴大直接交易的方式，來加速放開發用電計劃;輸配電價改革試點擴大到18 個省級和1 個區域電網，北京和廣州兩個國家級交易中心成立，多個省份甚至省會城市的交易中心準備工作已基本就緒;云南、貴州和山西成為電改綜合試點省份;重慶和廣東推進售電側改革試點。

發用電計劃加速放開大幅降低了基數電量。一季度，全國直接交易電量超過2000 億千瓦時，按年初各地政府部門所做計劃測算，全年超過7000 億千瓦時，按能源局最新發布的通知中提出的設想測算，預計全年交易電量有可能超過1 萬億千瓦時，大幅超過年初預期。

輸配電價核定工作為“放開兩頭”掃除障礙，電價下降的區域和幅度都有擴大趨勢。18 個省份和1 個區域的輸配電價將在10 月底前報批，2017 年輸配電價改革將擴大至全國，為進一步放開發用電計劃提供了條件。

交易中心將不斷成立并開展業務，跨區送電將形成以價換量趨勢。各省級電網公司內部的交易中心籌建工作已基本完成，電網企業將對交易中心繼續保持較強控制力。從北京交易中心成立后銀東直流首次交易情況看，發電企業平均讓利6 分/ 千瓦時，以價換量信號明顯。

售電側改革試點具有較強的示范效應。廣東交易中售電公司開始試水業務，首次交易發電企業平均降價幅度達到12.5 分/ 千瓦時。這次交易有可能進一步提高用戶的降價預期，帶來很強的示范效應。

(二)煤炭行業化解過剩產能相關政策出臺。

兩會后，煤炭行業供給側改革政策正在逐步落地，提出用3 至5 年時間，退出煤炭產能5 億噸、減量重組5億噸左右。多省市陸續出臺或規劃煤炭去產能政策、目標或計劃。如果去產能政策能夠逐步落實，煤炭行業產能過剩問題有望得到解決，將對中長期煤炭價格形成支撐，但這將是一個漸進的過程，短期內不會產生太大影響。

(三)可再生能源政策出現新動向。

從國家能源局和國家發改委分別發布《可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》和《可再生發電全額保障性收購管理辦法》初步分析：一是對可再生能源的補貼將逐步縮減甚至取消，對可再生能源的收購有可能向“保量不保價”方向發展;二是將建立可再生能源電力綠色證書交易機制，限制煤電發展，引導新能源發展進一步向中東部地區布局。

(四)積極推進“營改增”和環境保護稅。

“營改增”即將在建筑、金融等行業全面推開，預期利好金融業發展，并有望降低包括電源項目在內的建設稅費。

環境保護稅已列入“十三五”立法計劃，預計稅率設定將高于現行排污費征收標準，火電企業稅費有可能進一步提高。