国内经济将稳中向好
全球经济将继续疲软。展望 2016 年下半年，全球经济仍将维持疲软增长态势，美联储加息预计以及英国脱欧事件的继续发酵将对全球经济产生重大影响。在发达经济体中，美国经济复苏力度将有所放缓；欧洲经济在宽松政策的支持下，内需将继续保持稳健，复苏的范围将有所扩大，但英国经济将受脱欧等不确定因素影响小幅放缓；日本经济复苏或将有所增强，但日元升值、通缩压力和消费税上调推迟等因素仍将抑制其复苏力度和可持续性。在新兴经济体中，随着一些国家刺激经济力度的不断加大、大宗商品价格触底反弹和巴西等国政局动荡局面得到控制，经济复苏力度将趋于回升，但总体上仍将较为疲软。 国内经济有望稳中向好。从国内情况来看，当前，我国正处在结构调整的关键阶段，传统产业调整的阵痛在陆续释放，以新经济为代表的新生动力虽然加快孕育，但短期还难以对冲传统动力的衰减，我国经济下行压力仍然较大。但是，从基本面情况来看，随着我国工业化和城镇化的推进、中西部地区的持续发展、消费结构不断升级以及人才与制度改革红利的积累与释放，我国经济仍具有保持较长时间中高速增长的潜力和条件。展望 2016 年下半年，首先，随着我国各项改革政策进一步落实，居民收入稳步增加，消费市场总体将呈现稳中向好的态势。其次，受结构调整因素影响，投资较快增长面临挑战，但受新开工项目投资快速增长、投资到位资金好转以及企业投资能力增强等因素影响，投资增速将会出现一些积极的变化，持续下行的趋势或将逐步扭转。再次，在党中央五大发展理念指引下，在适度扩大总需求和供给侧结构性改革等一系列政策措施作用下，工业经济总体将继续保持总体平稳、稳中有进、稳中有好的发展态势。然而，美联储加息预期以及英国退欧事件的持续发酵将使我国外贸面临的压力和不确定性因素增加，出口增速将延续微幅下跌态势，进口增速可能出现反复，外贸整体仍呈疲弱态势。综合考虑，预计我国经济将保持稳中向好的发展态势，3季度和全年 GDP 增长均在 6.7%左右。 作为国民经济的基础产业和重要组成部分，电力行业的发展与宏观经济发展息息相关。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场运营现状调查与未来发展趋势预测报告》
总体来看，我国经济的平稳运行将有利于我国电力行业的稳定发展，并将促进电力行业发展方式转变及新电改持续深化。不过，全球经济继续复苏缓慢不利于我国外向型行业运行情况改善，进而对电力需求回升的带动作用也将进一步下降，并将对我国电力设备企业海外业务拓展带来不利影响。 全国电力供需总体将继续宽松
综合考虑宏观经济形势、政策环境以及气候变化等因素，预计 2016 年下半年，电力供应能力将进一步增强，用电形势将有所好转，全国电力供需总体仍将继续宽松。不过，随着气温的上升，“迎峰度夏”期间部分地区、部分时段电力供需总体平衡与供应偏紧将并存。 电力供应能力将进一步增强。首先，在非化石能源发电装机快速增长的带动下，我国新增发电装机规模将持续扩大。中国电力企业联合会最新发布的报告预计，2016 年全年全国基建新增发电装机将达到 1.2 亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机 7000 万千瓦左右，煤电 5000 万千瓦左右；另外，数据显示，2016 年上半年新增发电装机 5699 万千瓦，这意味着下半年将新增发电装机容量约 6300 万千瓦。其次，随着电网建设步伐加快，我国电力资源大范围资源配置能力以及电力供应的可靠性将继续提升。2016 年下半年，建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网，推动构建全球能源互联网，仍是国家电网发展的战略任务。与此同时，南方电网也将继续推进电网建设，按期推进主网重点工程建设，认真抓好配网建设，保质保量完成新一轮农网改造升级任务，加快智能电网建设，创造条件推进保底电网规划建设。 用电形势将有所好转。当前我国经济仍将处于结构调整阵痛期，在宏观经济增速继续放缓以及供给侧结构性改革加快推进等背景下，电力需求增长动力依旧欠佳。但电能替代工作的稳步推进将进一步扩大电力消费市场；第三产业、基础设施领域投资的逐步落实，将对全社会用电量增长起到一定支撑作用；工商业销售电价下调以及电力用户直接交易，降低了用电企业生产成本，将在一定程度上促进电力消费增长；此外，预计迎峰度夏期间全国大部分地区气温偏高，也将导致用电需求上升。综合来看，预计 2016 年下半年全社会用电量增速将保持低速增长，但用电形势将较上半年有所好转，全年增速在 2%-3%，略高于 2015 年。 新电改将加速推进
2016 年上半年，我国新一轮电力体制改革持续深化，电力体制改革综合试点以及输配电改革试点范围进一步扩大，北京和广州电力交易中心分别于两地同时挂牌成立，可再生能源发电配额制落地，电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作开展。
2016 年下半年，随着京津冀地区电力市场建设破局以及发用电计划放开进入具体操作层面，新电改将加速推进。 7 月 18 日，国家能源局综合司发布了《关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》，要求华北能源监管局会同北京、天津、河北省（市）发展改革委（能源局）和政府有关部门，按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及配套文件要求，在现有工作基础上完善京津冀电力市场建设方案；结合京津冀地区实际，按照股份制模式，以具备同步开展中长期和现货交易能力为基本要求，提出京津冀电力交易机构组建方案及章程。通知同时指出，京津冀电力市场建设方案及电力交易机构组建方案，经专家咨询论证并征求区域内主要电力企业及用户意见后，9 月底前报国家能源局。京津冀地区是国家电网的核心区域，此番京津冀电力市场建设启动标志着电改在国网地区取得突破。
此外，京津冀地区电力市场建设有望一步到位实现现货市场与中长期电力交易并举，也是改革超预期提速的重要标志。 另外，被视为电改核心任务之一的发用电计划放开终于有了实质性进展。国家发展改革委经济运行调节局近日下发征求意见函，对国家发改委、国家能源局制定的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》“简称《通知》”公开征求意见。《通知》内容包括：加快组织煤电企业与售电企业，用户签订发购电协议（合同）；加快缩减煤电机组非市场化电量；其他发电机组均可参与市场交易；引导电力用户参与市场交易；适时取消相关目录电价；不再安排新投产机组发电计划；推动新增用户进入市场；放开跨省跨区送受煤电计划；研究大型水电、核电等参与市场方式；合理确定优先购电、优先发电；加强部门协商配合。
《通知》比 2015 年底出台的《关于有序放开发用电计划的实施意见》更加具体、操作性更强，且仅时隔半年，便展开《通知》的公开征求意见工作，其推进速度超过了业内普遍预期。 火电企业盈利空间将被压缩
2016 年下半年，随着政策和环境约束愈加严格，同时在需求疲软、产能过剩、运行效率持续下滑、煤价上涨以及上网电价持续下调等因素影响下，预计火电企业收入水平将继续下降，而发电成本及运营成本将持续提升，盈利空间将继续被压缩。 从收入方面来看，首先，目前火电设备利用小时数已创十年来新低，后期电力需求整体依旧较为低迷，同时随着清洁能源消纳能力的提升，火电出力将继续受限，运行效率将持续下滑。其次，根据国家发展改革委 2015 年 12 月 30 日下发的《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，从 2016 年 1 月 1 日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约 3 分钱；此外，各地组织开展电力用户直接交易，也将进一步压低煤电上网电价。 从成本方面来看，首先，为确保今年煤炭行业去产能目标顺利完成，各地去产能进程有望持续推进，产地煤矿停产限产将成为常态，煤炭市场供应或将维持低位。然而，经济基本面对煤炭需求拉动力度将继续增强，“迎峰度夏”期间煤炭需求将呈现季节性回升。在需求增多及供给偏紧的情形下，煤炭市场供需格局将继续改善，预计煤价或存进一步上涨空间，火电发电成本压力将继续加大。其次，国家能源局本周与环保部联合印发了《2016 年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务》，要求全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，确保按期完成 2016 年各项目标任务，这意味着火电企业环保成本仍将继续增加。
资料来源：中国电力企业联合会，观研天下整理，转载请注明出处。
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