2017年上半年能源形势及下半年展望

　　今年以来，随着供给侧结构性改革的深入推进，宏观经济运行延续稳中向好态势，企稳的积极因素不断增加。经济运行中的新情况、新问题带动能源领域出现了一些新变化、新特征。能源产业政策陆续发布，深化改革工作持续推进，取得了新进展。

　　1上半年能源形势变化

　　上半年，能源行业总体平稳，市场供需基本平衡，能源价格波动不大。需要关注的是煤炭去产能喜中有忧、天然气消费大幅增长、成品油市场竞争激烈、燃煤发电企业经营形势严峻等焦点问题。

　　(一)煤炭供需基本稳定，价格高位盘整，去产能喜中有忧

　　受火电需求旺盛及下游行业回暖影响，煤炭消费低速增长。初步统计，1~6月全国煤炭表观消费量18.78亿吨左右，同比增加约4000万吨、同比增长约2.2%。其中，由于水电出力不足，火电需求旺盛，带动发电用煤需求显著增加。据中电联统计，1~6月全国火力发电量同比增加7.1%，比上年同期增加10.2个百分点，发电用煤约9.3亿吨，同比增长8.2%。此外，下游耗煤行业全面回暖，粗钢、十种有色金属、平板玻璃和焦炭产量分别增长4.6%、7.2%、5.8%和2.5%，比去年同期分别提高5.7、7.1、4.8和6.9个百分点，拉动了煤炭消费。

　　煤炭产量较快增长、生产集中度提高，进口量进一步增加。1~6月，全国规模以上企业原煤累计产量17.1亿吨，同比增长5.0%，其中国有重点煤矿累计产量8.73亿吨，同比增加6.6%，晋陕蒙三大煤炭主产区煤炭生产占全国比重较年初提升约3个百分点。1~6月，累计净进口煤炭12788，同比增加2461万吨，增长23.8%，比上年同期增加15.6个百分点。

图1 煤炭日均产量及增速(2017年1月至6月)

　　全社会煤炭库存减少，市场总体平稳，价格高位盘整。初步统计，6月末，全社会煤炭库存同比减少4000万吨。上半年，由于市场供需总体平稳，煤炭价格持续在560~610元/吨的区间波动。年初随着供暖用煤高峰的结束，煤炭消费进入传统淡季，价格持续下降。一季度末，由于南方来水偏枯，发电用煤增多，煤炭价格短期小幅抬头。4、5月延续消费淡季影响，煤炭价格连续数周下跌，至6月7日下降至562元/吨，比3月高值降低44元/吨、下降7.3%。但是，6月中下旬以来，受全国气温屡创新高的影响，煤炭消费增加，价格再度抬头，至6月底达到578元/吨，比月初增加16元/吨(见图 2)。

图2 环渤海动力煤价格指数BSPI(2016年6月至2017年6月)

　　去产能喜中有优，退出产能成效显著，但减量重组推进困难。1~6月，全国退出煤炭产能1.11亿吨，完成全年任务的74%。自2016年2月以来，累计完成退出煤炭产能4.01亿吨，已完成“退出产能5亿吨”目标的80.2%，成效显著。但是，“减量重组5亿吨”的目标进展较慢，产能置换落实困难，优质产能释放缓慢。

　　(二)天然气需求大幅增加，带动国内产量回升、进口持续增长

　　一是天然气消费“淡季不淡”，逆势大增。受大气污染防治行动计划及北方地区清洁能源供暖在京津冀及周边地区的有效实施，以及宏观经济持续改善、电力消费较快增长、化工产品价格走高、LNG汽车市场回暖的影响，发电、化工、工业燃料和重型卡车用气需求显著增加，在传统淡季天然气消费出现了大幅增长。据国家发展改革委统计，1~6月，全国天然气消费量1146亿立方米，同比增长15.2%，自2014年以来首次出现两位数增长。上半年消费量同比增加151亿立方米，已超过2016年的全年增量。分地区来看，江苏、山东、河南、河北、浙江、天津、四川等七省(市)天然气消费增量合计90亿立方米，占全国增量的60%。其中，江苏受发电用气拉升的影响增幅最大，约24亿立方米;山东、河南、河北受“煤改气”推进影响，增量合计为40亿立方米。

图3 我国天然气消费量(2015年1月至2017年6月)

　　二是市场回暖带动国内天然气产量回升，页岩气持续上产。据发改委统计，1~6月，国内天然气产量743亿立方米，同比增长10.1%，提高7.2个百分点。与往年同期产量增速逐月下降不同，今年呈现出逐月回升态势(见图 4)，且显著高于往年。其中2~6月均为两位数增长，表明国内产能正在逐步释放。此外，页岩气商业化开发稳步推进。截至2017年5月，中石化涪陵页岩气田累计供气超过100亿立方米，中石油长宁—威远国家级页岩气示范区累计产气量突破40亿立方米，云南昭通页岩气示范区建成首个日产百万立方米的生产平台。但值得注意的是，天然气储备调峰能力并未有效提升，上半年地下储气库注气量和采气量基本相当，工作气量接近零增长。

图4 我国天然气生产情况(2015年1月至2017年6月)

　　三是天然气进口价格小幅升高，进口量增速下降。受油价回升、美元升值等因素影响，天然气进口平均价格小幅上涨，进口量增速同比下降。1~6月，天然气进口419亿立方米，同比增长17.9%，增速同比下降3.3个百分点。其中，LNG进口量不断扩大，进口方式从以管道为主、LNG为辅变为管道和LNG各占一半。随着进口规模不断扩大，天然气对外依存度升至36.6%，同比增加1个百分点。

　　四是天然气产业政策持续发力。7月，国家发布了《加快推进天然气利用的意见》，重申将天然气在一次能源结构中的比重从当前的6%提高至2020年的10%和2030年的15%，实施城镇燃气、天然气发电、工业燃料升级、交通燃料升级等四项重大工程，并从严格环保政策、完善价格机制、健全市场体系、完善产业政策、强化财政和投融资支持、加大科技创新、推进试点示范等方面提出了有力的保障措施。

　　(三)石油市场趋势延续，成品油拉开价格战，行业政策密集出台

　　一是受进口挤压国内原油产量继续下降。今年以来，国际原油价格持续低于国内油田开采成本，同时地方炼厂继续加大进口，拉动原油进口量持续快速增长。据海关统计，1~6月，原油进口2.12亿吨，同比增长13.8%。原油进口持续增长挤压了国产原油的市场空间。1~6月，国内原油产量9584万吨，同比下降4.6%，已连续15个月下降。

　　二是成品油消费保持平稳，原油加工量持续增长，但炼厂开工率逆向变化。1~6月，成品油消费量1.50亿吨，同比增长5.7%，比上年同期提高0.5个百分点。其中，汽油、柴油和航空煤油消费分别增长9.2%、1.8%和11.5%。此外，原油加工量2.75亿吨，同比增长7.4%;成品油产量1.69亿吨，同比增长6.0%。主营炼厂和地方炼厂开工率逆向变化，主营炼厂开工率持续下降至78%左右，山东地区地方炼厂常减压开工率不断提高至56%左右。

　　三是国内成品油拉开价格战，导致价格水平大幅下降。1~6月，与国际原油价格挂钩的国内汽、柴油最高零售限价每升累计下调0.39元、0.03元，但是由于供需持续宽松，民营炼油企业和“两桶油”激烈争夺市场份额，实际销售价格大幅下行。自4月起，市场掀起汽、柴油“降价潮”，降价幅度较大，约每升1~1.5元。

　　四是产业政策密集出台。《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》印发。明确了深化石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务。出台了停止地炼进口原油使用配额发放的政策。国家发展改革委印发《关于有关原油加工企业申报使用进口原油问题的通知》，自2017年5月5日起停止接收有关原油加工企业使用进口原油的申报材料，这意味着运行近三年的地炼企业申报、获取进口原油使用配额暂时停止。截至5月，国内26家地炼获进口原油使用权配额，共计获得配额8985万吨。积极筹备原油期货交易。作为国内首个对外开放的期货品种，上海国际能源交易中心正在积极开展原油期货上市前的各项准备工作，计划年内推出。

　　(四)电力消费增速企稳回升，电力供需宽松，但煤电形势严峻

　　工业和三产加速增长，带动电力消费中速增长。1~6月工业用电增长6.1%，同比提高5.6个百分点，对全社会用电量增长的贡献率达到67.3%。其中，四大高载能行业带动工业用电明显回暖。1~6月，除化工外，四大高载能行业用电增速明显反弹，合计同比增长6.3%，同比提高9.6个百分点，其中黑色和有色金属冶炼行业用电增速同比分别提高12.1和18.3个百分点。此外，新型制造业用电比重明显提高，成为电力消费结构调整的亮点。值得注意的是，第三产业用电保持9.3%的快速增长态势，对全社会用电量增长的贡献率为19.6%。城乡居民生活用电同比增长4.5%，增速同比回落3.2个百分点。总体来看，全社会用电量增速比上年明显回升，呈中速增长态势，同比增长6.3%，比上年同期提高3.6个百分点。

　　电力新增装机规模回落，煤电去产能政策取得一定效果。1~6月，全国基建新增发电装机5056万千瓦，比去年同期少投产643万千瓦，其中，火电、核电比上年同期分别少投产1290万千瓦和109万千瓦，水电、风电和太阳能发电分别多投产126、27和602万千瓦，非化石能源发电在新增装机中的比重提高到71.9%，电源结构调整步伐继续加快。

　　火电发电小时数微增，但电力供需总体依然宽松。1~6月，主要受来水减少和洪涝灾害的影响，水电发电量大幅降低，发电小时数比去年同期降低144小时。受此影响，火电发电量同比增长7.1%，增速同比提高10.2个百分点，发电利用小时数同比小幅增加46小时，但仍处于历史低位。总体来看，电力供需形势依旧宽松，煤电产能过剩问题突出，部分地区电力严重过剩的局面没有根本扭转。通过电力辅助服务市场建设、跨省跨区电力优化调度运行以及提高电力系统灵活性等一系列措施，全国弃风量和弃风率均有明显下降。

　　发电企业经营形势严峻。今年以来，受电煤价格高位运行的影响，发电企业一直在盈亏平衡之下经营，企业效益受到挤压。加之煤电机组利用小时数处于低位，且计划外市场交易电量快速增加、节能环保改造投入持续扩大等多重因素，造成煤电企业经营困难，亏损面不断扩大。

　　2下半年能源形势展望

　　下半年宏观经济走势将取决于外需回暖能否持续、房地产和基建投资下行幅度等，党的十九大召开也有利于促进经济保持平稳，但是经济稳中向好的基础还不牢固，稳中趋缓的风险因素正在不断累积。全国能源需求增长缺乏强有力支撑，考虑到季节性天气的不确定性影响，预计下半年能源市场整体将保持供需宽松态势，价格基本平稳。

　　(一)预计煤炭供需基本平衡，价格上涨空间有限

　　煤炭供应充足稳定。目前，政策鼓励具备扩能条件的优质产能煤矿尽快开展生产能力核增和产能指标置换工作，预计优质产能煤矿会尽快释放产能;上半年煤炭主产区安全检查工作结束、铁路煤炭运力检修工作也已完成，预计下半年国内煤炭生产和运输能力会相应提高;煤炭进口也延续增长态势。总的来看，预计全年煤炭供应充足稳定。

　　煤炭消费增长动力不足。尽管主要耗煤产品市场回暖会带动煤炭消费增长，但是作用有限。今年夏季北方高温气候较早来临，预计火力发电会保持增长态势，带动电煤需求增加，但由于二季度南方降水较多，蓄水形势较好，预计下半年水电将有明显增长。加之全国风电、核电等非化石电力仍较快增长，预期火电增速可能回落，拉低电力行业煤炭消费增量。因此，预计全年煤炭消费呈温和增长态势。

　　煤炭价格上涨空间有限。尽管全国煤炭价格自2016年11月以来的8个月间相对高位盘整，但考虑到煤炭市场供应基本稳定、消费增长动力不足，以及主要港口和电厂的煤炭库存逐渐回升，预计下半年煤炭价格可能保持基本稳定或小幅下降。

　　煤炭退出产能目标基本实现。综合考虑上半年煤炭产能退出进展，预计全年退出产能可达到1.8亿吨左右，超过全年1.5亿吨的目标。至年底，全国累计退出产能将达到4.7亿吨左右，基本完成“退出产能5亿吨”目标。

　　(二)预计天然气供需平稳快速增长，改革政策或将密集出台

　　预计下半年天然气消费延续快速增长趋势。受各省和地区“煤改气”工作持续深入推进的影响，同时考虑《关于加快推进天然气利用的意见》和价格改革等政策实施效果逐步显现，预计下半年天然气市场需求将延续快速增长态势，全年天然气消费量大约2400亿立方米，同比增长16%左右。

　　预计下半年市场供需可能出现紧平衡。受需求快速增长的影响，国内气田产量预计将较快增加，达到1500亿立方米左右。但由于上半年储气库工作气量接近零增长，若下半年延续这种趋势，今年冬季保供压力巨大。如果遇到冷冬，天然气需求骤增，“气荒”现象可能再次出现。

　　预计进口量仍将快速增长。受国际天然气市场持续供大于求，以及天然气价格改革、交易中心建设进程加快等因素影响，预计天然气进口量仍将保持快速增长，达到880亿立方米左右，对外依存度或将继续增加。

　　(三)预计成品油价格战仍将持续

　　考虑到下半年成品油供需形势，预计价格战仍将持续。受夏季出行高峰及车用空调耗油的影响，汽油消费将进入旺季。考虑到下半年工业生产放缓趋势不利于柴油消费，柴油需求可能小幅回落，但暑期出行旺季有利于航煤消费继续快速增长。从生产来看，受到原油使用权配额暂停发放影响，地方炼厂可能难以大幅增加成品油供应。如中石油昆明炼厂1300万吨/年、中海油惠州二期1000万吨/年8月如期投产，主营炼厂产能将进一步增加。总体来看，预计下半年成品油市场供需保持宽松，国营炼厂与地方炼厂之间的价格战或将持续。

　　(四)预计电力需求增速略有放缓，政策落地有助于缓解煤电企业经营困境

　　电力需求增速可能放缓。虽然今年夏季北方持续高温、南方降雨受灾严重，可能有助于电力需求增长，但是考虑到支撑电力需求快速增长的宏观经济要素存在较大不确定性，以及去年高基数影响，预计下半年电力需求增速可能略有放缓，全年电力需求增速会略低于去年。

　　政策落地有助于缓解煤电企业经营困境。随着取消向发电企业征收工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，可能在一定程度上有助于缓解煤电企业经营困境。

　　3政策建议

　　聚焦能源行业的热点问题和潜在性、苗头性、倾向性问题，建议重点推进煤炭行业减量兼并重组和优质产能释放，提前应对天然气市场紧平衡风险，加快推进炼油行业转型升级，重视发电企业经营风险、保障电力供应安全。

　　(一)进一步聚焦煤炭去产能政策重点，推进煤炭减量兼并重组

　　考虑到退出产能目标在年底将基本实现，而煤炭行业减量兼并重组任务尚十分艰巨。因此，建议下半年，在坚持做好退出产能工作及加快优质产能置换和释放的同时，更要做好推动煤炭行业减量兼并重组的系列政策储备，为接下来的“十三五”后三年推动煤炭行业减量兼并重组打下坚实基础。

　　(二)提前应对下半年可能出现的天然气紧平衡风险

　　今年天然气消费量的超预期增长对供应保障提出了更高的要求，建议下半年应重点应对供需紧平衡风险，解决冬季“气荒”问题。一是提前研究谋划，在三季度或冬季采暖期到来前多方面开拓气源，加快陕京四线、天津LNG接收站等基础设施建设速度，抓紧提高现货采购规模。二是尽快完善基础设施公平开放实施细则，并发挥交易中心的作用，落实第三方准入，提高现有LNG接收站等基础设施利用率。三是加快推动公司间天然气管网互联互通，形成互相保障机制。四是充分利用价格等市场化手段，进行需求侧管理，适度调节高峰期用气负荷。

　　(三)加快推进炼油行业转型升级，缓解市场供需矛盾

　　一是建议加快炼油行业转型升级，着力打造石化产业基地，促进炼油行业向产业化、规模化、专业化、集约化的方向发展;二是推动降本提质增效，提高炼油行业的生存能力，化解过剩产能、鼓励高效产能;三是企业加快转型，推动产业逐步从“燃料型”向“化工型”转变，提高基础化工原料产品比例，带动炼油行业转型升级、延伸产业链。四是鼓励走出去寻求突破，借助“一带一路”建设，探索成品油资源走出去，加快成品油资源服务沿线国家的步伐。

　　(四)重视发电企业经营风险，保障电力安全稳定供应

　　建议采取多种有效措施积极应对发电企业经营风险。一是全方位严控煤电发展，通过总量控制、优化布局、调整机组结构、优化存量等多种方式，加快淘汰落后产能。二是推动煤电双方形成双赢的长效机制，加大煤电合同监管，建立合同兑现考评机制和企业诚信监督体系。三是尽快落实国家取消和下调专项资金政策，上调燃煤电厂标杆上网电价，适时启动煤电联动。四是加快输电通道建设的同时，打破省间壁垒，积极促进省间交易，尽快完善市场交易规则。五是加快推进输配电价改革，全面完成输配电价核定工作，积极推进跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。（作者｜张有生 高虎等）