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电力市场
2017年,全社会用电量增速将有所回落,装机容量继续保持较高增速,电力供需进一步宽松,直接交易规模与降价幅度继续扩大,煤电全行业亏损风险加大。
从需求看,全社会用电量增速将回落至3%左右。2017年,预计工业生产基本平稳,第二产业用电量保持1%-2%的微弱增长,按其占比推算,将拉动全社会用电量增长0.7-1.5个百分点;第三产业和居民用电增速将回落至6%-10%左右,按其占比推算,将拉动全社会用电量增长1.5-2.5个百分点。综合考虑日历天数等其他因素后,预计全年全社会用电量增速在3%左右,与汇总各地区对当地用电形势分析判断的结果基本一致。
从供给看,新增装机容量将超过历史高点。2017年,预计新增发电装机在1.3亿千瓦以上,超过2015年的历史高点,年底全国发电装机将达到17.8亿千瓦以上。分电源结构看,虽然国家放缓火电建设节奏,但由于工程建设惯性,还将新投7000万千瓦以上火电装机,折合期末平均容量3200万千瓦,与2016年新投装机结转容量合计6900万千瓦,同比增长7%,大幅高于火电发电量预计增速;此外,水电、核电将分别新增900和640万千瓦以上装机。
从供需形势看,总体宽松程度继续加大,部分地区过剩程度加剧。预计全国发电设备和火电设备利用小时数继续下降200-250小时左右,分别降至3600和3900小时左右。部分地区受到火电、核电投产规模较大,特高压送电通道陆续投运以及2016年新投机组释放发电能力等因素影响,火电利用小时下降较多。其中,京津唐统调公用煤机利用小时下降900小时以上,江苏、浙江下降600小时左右,广东下降400小时以上,山东、蒙西下降300小时左右;山西、福建、陕西、宁夏等地降幅均将超过300小时。
综合华能系统各区域公司对当地交易电量的研判,结合电网企业和各地已出台的有关政策,预计2017年全国交易电量规模同比将提高20%以上,超过13000亿千瓦时,电价降幅有进一步扩大趋势,在标杆电价基本保持平稳的情况下,煤电企业的平均结算电价将进一步降低。受利用小时下降、煤价居高难下、电价降幅扩大等不利因素影响,煤电全行业亏损风险加大。
煤炭市场
煤炭市场供需总体仍然偏紧,煤价或呈前高后低、逐步下行的走势。
从需求看,预计2017年煤炭消费量约为38.5亿吨,同比下降5000万吨,降幅1.3%。下降的主要原因是供给侧结构性改革措施在电力、钢铁、建材等主要用煤行业继续深入推进,抑制煤炭消费增长。
从供给看,理想情况下最高产量可达40亿吨。按276至330个工作日产能储备制度计算,在继续实施去产能的前提下,2017年同比最多可增产6亿吨。据此推算,如果产能储备制度执行到位,加上进口量作为补充,全年煤炭供需能够实现平衡。但需要注意的是,目前制约供应扩大的因素仍然很多。从中央经济工作会议传递的信号以及《煤炭工业发展“十三五”规划》部署来看,煤炭行业去产能工作还将深入推进,同时,不排除煤炭企业为避免利润下降和降低安全生产风险而不愿增加产量等行为。
2017年上半年,煤价仍将保持高位运行,下半年随着产能释放带来的产量增加,市场价格将逐步下行,预计环渤海地区现货全年均价在550元/吨左右。在冬夏季用煤高峰和运力紧张地区,煤价有可能出现阶段性反弹。
资金市场
货币政策将坚持稳健中性,资金价格有走高趋势,定向调控力度继续加大,人民币汇率延续波动贬值态势。
国内市场方面,从近期中央召开的一系列会议传递出的信号看,2017年货币政策边际上将适度收缩,资金市场流动性呈紧平衡状态,资金价格有所上升,利率波动幅度加大,7天回购利率中枢在2.5%-3.0%区间,较2016年小幅上行。
外汇市场方面,受美国进入加息周期、国内经济增速放缓等因素影响,2017年人民币对美元汇率或将延续贬值态势,预计贬值3%-5%至7.25左右,贬值幅度较2016年收窄,双向波动幅度或将进一步加大。外汇储备延续下降趋势,资金外流继续对国内资金面产生负面影响。
预计央行将重点通过灵活开展公开市场操作维持市场流动性合理充裕,资金投放更加精准,通过细化、深化、具体化政策组合,引导社会资金“脱虚向实”,更多投向国民经济重点领域和薄弱环节,钢铁、煤炭等产能过剩行业仍将面临较大的资金压力和信用风险。
小能人:
“脱虚向实”中的“实”指实体经济,即一切为满足人民各种物质、文化需求而进行的商品与服务的生产、流通工作。比如日常生活用品的生产和流通,是实业。
“虚”指虚拟经济,一般是指基于资产价格上涨来获利的经济投资行为,主要对象是金融工具、投资品、收藏品等。
希望大家有所收获
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