2014年电力市场形势简析及2015年展望

一、2014年形势简析

　　(一)宏观经济稳中有进。

　　2014 年，我国进一步推进深化改革，向改革创新要动力，着力发挥市场作用，结构调整稳中有进，转型升级势头良好，经济运行总体平稳。三季度以来，经济运行虽然出现波动，下行压力加大，但在就业情况良好的背景下，为保持经济整体平稳，政策虽有适度宽松，并没有放松对增长质量的要求，全年经济增长保持在合理区间，GDP 增长7.4%。

　　(二)电力供需总体宽松。

　　2014 年，全国用电需求增速回落，发电设备容量保持较快增长, 电力供需总体呈宽松态势，电源结构绿色转型速度加快，跨省区送电量快速增长。全社会用电量同比增长3.8%，比上年回落3.7 个百分点;年底全国发电设备容量达到13.6 亿千瓦，同比增长8.7% ;6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为4286 小时，同比下降235 小时，其中，火电4706 小时，同比下降314 小时。

　　全国新增发电设备容量10350 万千瓦，其中，非化石能源装机占54%，非化石能源装机在全部发电设备容量中占比达到32.7%。1-11 月份，全国跨省区送电完成10543 亿千瓦时，同比增长12.8%，从二季度起，随着发电机组和输电通道集中投运，西南水电基地送到上海、江苏、浙江的电量迅速增长，原有的就地供需平衡模式被打破。

　　(三)煤炭消费出现回落。

　　2014 年，我国煤炭消费出现十年来首次负增长，产能严重过剩，库存居高不下，价格大幅下降。国家对煤炭行业加大了调控力度，出台了消费总量控制、产业结构优化、推进市场化改革等政策措施。据煤炭工业协会快报数据，2014 年前11 个月，全国煤炭产量为35.2 亿吨，同比下降2.1%。预计全年产量为35.88 亿吨，同比减少2.5%。据海关总署统计，全年累计进口煤炭2.91 亿吨，同比下降10.95%。12 月末，全社会煤炭库存连续30 个月在3 亿吨以上。

　　2014 年，环渤海动力煤价格指数全年平均为523元/吨，累计下跌85元/吨，降幅14%;纽卡斯尔动力煤现货平均价格为70.8 美元/ 吨，累计下跌22 美元/ 吨，降幅25.7%。

　　(四)资本市场走势良好，资金市场总体平稳。

　　2014 年，美联储退出量化宽松政策，对国际资本市场产生重大影响，美元升值进而提高了美元资产的吸引力，大宗商品价格和新兴市场的资产价格出现大幅回落。2014 年5 月，国务院印发了《关于进一步促进资本市场健康发展的若干意见》，提出要围绕促进实体经济发展来发展资本市场，努力提高资本市场的市场化和法治化程度。下半年，以国企改革为代表的全面深化改革举措，激发了资本市场潜力，整体走势向好。2014 年以来，国家继续实施积极的财税政策和稳健的货币政策，坚持总量稳定、结构优化的取向，深入推进利率市场化改革。全年社会融资规模为16.46 万亿元，直接融资增长迅速，融资结构得到改善。2014 年11 月末，央行采取非对称方式下调贷款和存款基准利率，通过降低直接融资成本来刺激实体经济发展。

二、2015年展望

　　(一)宏观形势仍然复杂。

　　2015 年，我国经济增长仍面临复杂的国际环境。世界银行和国际货币基金组织近期发布的报告，一致认为2015 年美国经济恢复是一个亮点，欧洲经济尽管困难有所加大，但仍然会保持增长，新兴经济体正在进行结构调整，增速放缓但增长的稳定性提高，世界经济呈继续恢复态势。

　　2015 年是全面深化改革的关键之年，是推进依法治国的开局之年，也是全面完成“十二五”规划的收官之年，中央经济工作会议提出了明年经济工作的5 大任务，即努力保持经济稳定增长、积极发现培育新增长点、加快转变农业发展方式、优化经济发展空间格局和加强保障和改善民生工作。其中保持经济稳定增长首当其冲，这与2014 年以来反复提及的“保持经济运行在合理期间”相一致。预测GDP目标增速或下调至7%，宏观政策将继续坚持稳中求进的总基调，在稳增长和调结构之间保持平衡，将经济波动控制在较小范围内，以提高经济增长质量和效益为中心，以改革和创新等为动力，推动经济社会平稳健康可持续发展。

　　(二)电力供需仍然宽松。

　　预计全社会用电量增速在5% 左右，略高于2014 年。分地区看，西部地区继续承接东部地区高耗能产业转移，用电增速居各地区之首，可能达到8% 左右;华北地区节能减排压力较大，区内高耗能产业发展将受到限制，用电增速4% 左右;华东地区在皖江城市带、苏北及海西经济区建设带动下，有可能达到5% 的增速;华中地区受高耗能行业产能过剩，市场恢复缓慢影响，增速可能在4% 左右;东北地区受结构调整影响，继续保持3% 左右的低速增长;南方地区的广东、海南因2014 年基数较高，增速有可能回调，广西、云南和贵州保持稳定增长，全区同比增长5% 左右。

　　电力新增装机超过9000 万千瓦，与2014 年持平。2015 年发电装机容量将继续保持较快增长，水电、风电和太阳能发电投产规模继续保持高水平，并迎来核电和燃机投产高峰年。预计全年新增装机超过9000 万千瓦，同比增长7%左右。其中火电4200 万千瓦，水电1500 万千瓦，核电657 万千瓦，风电1800 万千瓦，太阳能发电1000 万千瓦。至2015 年底，全国全口径发电装机容量约14.4 亿千瓦左右。分地区看，华中新增装机最多，约2100 万千瓦;其次是华北，约1800 万千瓦;华东约1570 万千瓦，西北、南方分别约为1400 万千瓦，东北约为800 万千瓦。需要注意的是，受风电电价下调政策预期刺激，2015 年风电投产规模可能出现井喷，随后将快速回调到正常年份以下水平，开发逐步转入低风速地区和海上风电。

　　电力供需继续保持总体宽松，利用小时同比继续下降。由于装机容量增速超过用电量增速，利用小时数将继续下降，预计全国6000 千瓦以上发电设备利用小时为4200 小时，同比下降80 小时，火电设备利用小时为4550 小时，同比下降130 小时。分地区看，各地区呈现出“四富余、一平衡、一偏紧”的特点。东北电力富余较多，其中吉林、黑龙江严重富余，随着核电投产，辽宁市场消纳也将出现疲软态势;华东、华中、西北有一定富余，其中上海、浙江等省份富余较多，甘肃、陕西等省份相对富余;南方供需平衡，其中云南明显富余;华北相对偏紧，其中山东、蒙西相对平衡。随着西电东送力度继续加大，未来两年东部、中部地区电厂的竞争优势将进一步削弱，东部火电量增长空间萎缩，浙江、上海、山东、河南等省份受到的影响较大。

　　(三)煤炭供应继续过剩。

　　需求方面。预计全国煤炭需求保持2% -5% 低速增长，约在37.6-38.7 亿吨之间，其中电煤需求约在21.3 亿吨左右。经济步入新常态、能源结构调整和大气污染治理等，都是抑制煤炭需求增长的因素。据煤炭运销协会分析，2015 年房地产开发对煤炭需求的拉动力度加大，基础设施建设对煤炭需求的支撑力量不变，煤化工行业的消费将有一定增量，与非化石能源对煤炭的替代基本抵消。供给方面。从产能看，过剩压力还在加大,目前全国煤炭产能在40 亿吨左右，2014 年和2015 年每年新增产能4 亿吨/ 年左右。从运输看，2015 年的运力将大幅增长，中东部地区和西部煤炭产区不断有区域性铁路支线投运。从进口量看，2015 年进口煤有可能在2.5-3 亿吨之间，继续保持较高水平。从政策看，在开放的市场环境中，限产保价政策只能在短期内起作用。供求关系及价格。2015 年，国内煤炭市场仍将呈现供过于求的局面，环渤海地区煤炭价格有可能在480-530 元/ 吨的区间内波动。

　　(四)资本市场继续向好，资金市场可能出现波动。

　　中央经济工作会议强调维持积极的财政政策和稳健的货币政策，提出“积极的财政政策要有力度，货币政策要更加注重松紧适度”。有力度的积极财政政策意味着赤字率或将进一步调高，财政支出将继续加码，这与保持经济运行在合理期间相一致。而松紧适度的货币政策有助于在“新常态”中持续化解高杠杠和泡沫，货币宽松值得期待但空间不宜过度乐观，预计再次调降基准利率的可能性比较大，还有可能下调存款准备金率1-2 次。资本市场环境总体向好，IPO 注册制有可能实施，利率市场化进程可能快于预期，直接融资总量将随着资本市场的进一步发展而提升。在美元走强的大背景下，人民币汇率双向波动可能成为常态，汇率变化可能与利率市场化产生共振，不排除人民币阶段性贬值压力导致流动性紧张，加剧资金价格压力。