2017年上半年能源形勢及下半年展望

2017-08-11 16:12:54 能源研究俱樂部　點擊量：評論 (0)

今年以來，隨著供給側結構性改革的深入推進，宏觀經濟運行延續穩中向好態勢，企穩的積極因素不斷增加。經濟運行中的新情況、新問題帶動能源領域出現了一些新變化、新特征。能源產業政策陸續發布，深化改革工作持

今年以來，隨著供給側結構性改革的深入推進，宏觀經濟運行延續穩中向好態勢，企穩的積極因素不斷增加。經濟運行中的新情況、新問題帶動能源領域出現了一些新變化、新特征。能源產業政策陸續發布，深化改革工作持續推進，取得了新進展。

上半年能源形勢變化

上半年，能源行業總體平穩，市場供需基本平衡，能源價格波動不大。需要關注的是煤炭去產能喜中有憂、天然氣消費大幅增長、成品油市場競爭激烈、燃煤發電企業經營形勢嚴峻等焦點問題。

(一)煤炭供需基本穩定，價格高位盤整，去產能喜中有憂

受火電需求旺盛及下游行業回暖影響，煤炭消費低速增長。初步統計，1~6月全國煤炭表觀消費量18.78億噸左右，同比增加約4000萬噸、同比增長約2.2%。其中，由于水電出力不足，火電需求旺盛，帶動發電用煤需求顯著增加。據中電聯統計，1~6月全國火力發電量同比增加7.1%，比上年同期增加10.2個百分點，發電用煤約9.3億噸，同比增長8.2%。此外，下游耗煤行業全面回暖，粗鋼、十種有色金屬、平板玻璃和焦炭產量分別增長4.6%、7.2%、5.8%和2.5%，比去年同期分別提高5.7、7.1、4.8和6.9個百分點，拉動了煤炭消費。

煤炭產量較快增長、生產集中度提高，進口量進一步增加。1~6月，全國規模以上企業原煤累計產量17.1億噸，同比增長5.0%，其中國有重點煤礦累計產量8.73億噸，同比增加6.6%，晉陜蒙三大煤炭主產區煤炭生產占全國比重較年初提升約3個百分點。1~6月，累計凈進口煤炭12788，同比增加2461萬噸，增長23.8%，比上年同期增加15.6個百分點。

圖1 煤炭日均產量及增速(2017年1月至6月)

(數據來源：國家統計局)

全社會煤炭庫存減少，市場總體平穩，價格高位盤整。初步統計，6月末，全社會煤炭庫存同比減少4000萬噸。上半年，由于市場供需總體平穩，煤炭價格持續在560~610元/噸的區間波動。年初隨著供暖用煤高峰的結束，煤炭消費進入傳統淡季，價格持續下降。一季度末，由于南方來水偏枯，發電用煤增多，煤炭價格短期小幅抬頭。4、5月延續消費淡季影響，煤炭價格連續數周下跌，至6月7日下降至562元/噸，比3月高值降低44元/噸、下降7.3%。但是，6月中下旬以來，受全國氣溫屢創新高的影響，煤炭消費增加，價格再度抬頭，至6月底達到578元/噸，比月初增加16元/噸(見圖 2)。

圖2 環渤海動力煤價格指數BSPI(2016年6月至2017年6月)

(數據來源：秦皇島煤炭網)

去產能喜中有優，退出產能成效顯著，但減量重組推進困難。1~6月，全國退出煤炭產能1.11億噸，完成全年任務的74%。自2016年2月以來，累計完成退出煤炭產能4.01億噸，已完成“退出產能5億噸”目標的80.2%，成效顯著。但是，“減量重組5億噸”的目標進展較慢，產能置換落實困難，優質產能釋放緩慢。

(二)天然氣需求大幅增加，帶動國內產量回升、進口持續增長

一是天然氣消費“淡季不淡”，逆勢大增。受大氣污染防治行動計劃及北方地區清潔能源供暖在京津冀及周邊地區的有效實施，以及宏觀經濟持續改善、電力消費較快增長、化工產品價格走高、LNG汽車市場回暖的影響，發電、化工、工業燃料和重型卡車用氣需求顯著增加，在傳統淡季天然氣消費出現了大幅增長。據國家發展改革委統計，1~6月，全國天然氣消費量1146億立方米，同比增長15.2%，自2014年以來首次出現兩位數增長。上半年消費量同比增加151億立方米，已超過2016年的全年增量。分地區來看，江蘇、山東、河南、河北、浙江、天津、四川等七省(市)天然氣消費增量合計90億立方米，占全國增量的60%。其中，江蘇受發電用氣拉升的影響增幅最大，約24億立方米;山東、河南、河北受“煤改氣”推進影響，增量合計為40億立方米。

圖3 我國天然氣消費量(2015年1月至2017年6月)

(數據來源：國家發展改革委運行局)

二是市場回暖帶動國內天然氣產量回升，頁巖氣持續上產。據發改委統計，1~6月，國內天然氣產量743億立方米，同比增長10.1%，提高7.2個百分點。與往年同期產量增速逐月下降不同，今年呈現出逐月回升態勢(見圖 4)，且顯著高于往年。其中2~6月均為兩位數增長，表明國內產能正在逐步釋放。此外，頁巖氣商業化開發穩步推進。截至2017年5月，中石化涪陵頁巖氣田累計供氣超過100億立方米，中石油長寧—威遠國家級頁巖氣示范區累計產氣量突破40億立方米，云南昭通頁巖氣示范區建成首個日產百萬立方米的生產平臺。但值得注意的是，天然氣儲備調峰能力并未有效提升，上半年地下儲氣庫注氣量和采氣量基本相當，工作氣量接近零增長。

圖4 我國天然氣生產情況(2015年1月至2017年6月)

(數據來源：國家發展改革委運行局)

三是天然氣進口價格小幅升高，進口量增速下降。受油價回升、美元升值等因素影響，天然氣進口平均價格小幅上漲，進口量增速同比下降。1~6月，天然氣進口419億立方米，同比增長17.9%，增速同比下降3.3個百分點。其中，LNG進口量不斷擴大，進口方式從以管道為主、LNG為輔變為管道和LNG各占一半。隨著進口規模不斷擴大，天然氣對外依存度升至36.6%，同比增加1個百分點。

四是天然氣產業政策持續發力。7月，國家發布了《加快推進天然氣利用的意見》，重申將天然氣在一次能源結構中的比重從當前的6%提高至2020年的10%和2030年的15%，實施城鎮燃氣、天然氣發電、工業燃料升級、交通燃料升級等四項重大工程，并從嚴格環保政策、完善價格機制、健全市場體系、完善產業政策、強化財政和投融資支持、加大科技創新、推進試點示范等方面提出了有力的保障措施。

(三)石油市場趨勢延續，成品油拉開價格戰，行業政策密集出臺

一是受進口擠壓國內原油產量繼續下降。今年以來，國際原油價格持續低于國內油田開采成本，同時地方煉廠繼續加大進口，拉動原油進口量持續快速增長。據海關統計，1~6月，原油進口2.12億噸，同比增長13.8%。原油進口持續增長擠壓了國產原油的市場空間。1~6月，國內原油產量9584萬噸，同比下降4.6%，已連續15個月下降。

二是成品油消費保持平穩，原油加工量持續增長，但煉廠開工率逆向變化。1~6月，成品油消費量1.50億噸，同比增長5.7%，比上年同期提高0.5個百分點。其中，汽油、柴油和航空煤油消費分別增長9.2%、1.8%和11.5%。此外，原油加工量2.75億噸，同比增長7.4%;成品油產量1.69億噸，同比增長6.0%。主營煉廠和地方煉廠開工率逆向變化，主營煉廠開工率持續下降至78%左右，山東地區地方煉廠常減壓開工率不斷提高至56%左右。

三是國內成品油拉開價格戰，導致價格水平大幅下降。1~6月，與國際原油價格掛鉤的國內汽、柴油最高零售限價每升累計下調0.39元、0.03元，但是由于供需持續寬松，民營煉油企業和“兩桶油”激烈爭奪市場份額，實際銷售價格大幅下行。自4月起，市場掀起汽、柴油“降價潮”，降價幅度較大，約每升1~1.5元。

四是產業政策密集出臺。《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》印發。明確了深化石油天然氣體制改革的指導思想、基本原則、總體思路和主要任務。出臺了停止地煉進口原油使用配額發放的政策。國家發展改革委印發《關于有關原油加工企業申報使用進口原油問題的通知》，自2017年5月5日起停止接收有關原油加工企業使用進口原油的申報材料，這意味著運行近三年的地煉企業申報、獲取進口原油使用配額暫時停止。截至5月，國內26家地煉獲進口原油使用權配額，共計獲得配額8985萬噸。積極籌備原油期貨交易。作為國內首個對外開放的期貨品種，上海國際能源交易中心正在積極開展原油期貨上市前的各項準備工作，計劃年內推出。

(四)電力消費增速企穩回升，電力供需寬松，但煤電形勢嚴峻

工業和三產加速增長，帶動電力消費中速增長。1~6月工業用電增長6.1%，同比提高5.6個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率達到67.3%。其中，四大高載能行業帶動工業用電明顯回暖。1~6月，除化工外，四大高載能行業用電增速明顯反彈，合計同比增長6.3%，同比提高9.6個百分點，其中黑色和有色金屬冶煉行業用電增速同比分別提高12.1和18.3個百分點。此外，新型制造業用電比重明顯提高，成為電力消費結構調整的亮點。值得注意的是，第三產業用電保持9.3%的快速增長態勢，對全社會用電量增長的貢獻率為19.6%。城鄉居民生活用電同比增長4.5%，增速同比回落3.2個百分點。總體來看，全社會用電量增速比上年明顯回升，呈中速增長態勢，同比增長6.3%，比上年同期提高3.6個百分點。

電力新增裝機規模回落，煤電去產能政策取得一定效果。1~6月，全國基建新增發電裝機5056萬千瓦，比去年同期少投產643萬千瓦，其中，火電、核電比上年同期分別少投產1290萬千瓦和109萬千瓦，水電、風電和太陽能發電分別多投產126、27和602萬千瓦，非化石能源發電在新增裝機中的比重提高到71.9%，電源結構調整步伐繼續加快。

火電發電小時數微增，但電力供需總體依然寬松。1~6月，主要受來水減少和洪澇災害的影響，水電發電量大幅降低，發電小時數比去年同期降低144小時。受此影響，火電發電量同比增長7.1%，增速同比提高10.2個百分點，發電利用小時數同比小幅增加46小時，但仍處于歷史低位。總體來看，電力供需形勢依舊寬松，煤電產能過剩問題突出，部分地區電力嚴重過剩的局面沒有根本扭轉。通過電力輔助服務市場建設、跨省跨區電力優化調度運行以及提高電力系統靈活性等一系列措施，全國棄風量和棄風率均有明顯下降。

發電企業經營形勢嚴峻。今年以來，受電煤價格高位運行的影響，發電企業一直在盈虧平衡之下經營，企業效益受到擠壓。加之煤電機組利用小時數處于低位，且計劃外市場交易電量快速增加、節能環保改造投入持續擴大等多重因素，造成煤電企業經營困難，虧損面不斷擴大。

下半年能源形勢展望

下半年宏觀經濟走勢將取決于外需回暖能否持續、房地產和基建投資下行幅度等，黨的十九大召開也有利于促進經濟保持平穩，但是經濟穩中向好的基礎還不牢固，穩中趨緩的風險因素正在不斷累積。全國能源需求增長缺乏強有力支撐，考慮到季節性天氣的不確定性影響，預計下半年能源市場整體將保持供需寬松態勢，價格基本平穩。

(一)預計煤炭供需基本平衡，價格上漲空間有限

煤炭供應充足穩定。目前，政策鼓勵具備擴能條件的優質產能煤礦盡快開展生產能力核增和產能指標置換工作，預計優質產能煤礦會盡快釋放產能;上半年煤炭主產區安全檢查工作結束、鐵路煤炭運力檢修工作也已完成，預計下半年國內煤炭生產和運輸能力會相應提高;煤炭進口也延續增長態勢。總的來看，預計全年煤炭供應充足穩定。

煤炭消費增長動力不足。盡管主要耗煤產品市場回暖會帶動煤炭消費增長，但是作用有限。今年夏季北方高溫氣候較早來臨，預計火力發電會保持增長態勢，帶動電煤需求增加，但由于二季度南方降水較多，蓄水形勢較好，預計下半年水電將有明顯增長。加之全國風電、核電等非化石電力仍較快增長，預期火電增速可能回落，拉低電力行業煤炭消費增量。因此，預計全年煤炭消費呈溫和增長態勢。

煤炭價格上漲空間有限。盡管全國煤炭價格自2016年11月以來的8個月間相對高位盤整，但考慮到煤炭市場供應基本穩定、消費增長動力不足，以及主要港口和電廠的煤炭庫存逐漸回升，預計下半年煤炭價格可能保持基本穩定或小幅下降。

煤炭退出產能目標基本實現。綜合考慮上半年煤炭產能退出進展，預計全年退出產能可達到1.8億噸左右，超過全年1.5億噸的目標。至年底，全國累計退出產能將達到4.7億噸左右，基本完成“退出產能5億噸”目標。

(二)預計天然氣供需平穩快速增長，改革政策或將密集出臺

預計下半年天然氣消費延續快速增長趨勢。受各省和地區“煤改氣”工作持續深入推進的影響，同時考慮《關于加快推進天然氣利用的意見》和價格改革等政策實施效果逐步顯現，預計下半年天然氣市場需求將延續快速增長態勢，全年天然氣消費量大約2400億立方米，同比增長16%左右。

預計下半年市場供需可能出現緊平衡。受需求快速增長的影響，國內氣田產量預計將較快增加，達到1500億立方米左右。但由于上半年儲氣庫工作氣量接近零增長，若下半年延續這種趨勢，今年冬季保供壓力巨大。如果遇到冷冬，天然氣需求驟增，“氣荒”現象可能再次出現。

預計進口量仍將快速增長。受國際天然氣市場持續供大于求，以及天然氣價格改革、交易中心建設進程加快等因素影響，預計天然氣進口量仍將保持快速增長，達到880億立方米左右，對外依存度或將繼續增加。

(三)預計成品油價格戰仍將持續

考慮到下半年成品油供需形勢，預計價格戰仍將持續。受夏季出行高峰及車用空調耗油的影響，汽油消費將進入旺季。考慮到下半年工業生產放緩趨勢不利于柴油消費，柴油需求可能小幅回落，但暑期出行旺季有利于航煤消費繼續快速增長。從生產來看，受到原油使用權配額暫停發放影響，地方煉廠可能難以大幅增加成品油供應。如中石油昆明煉廠1300萬噸/年、中海油惠州二期1000萬噸/年8月如期投產，主營煉廠產能將進一步增加。總體來看，預計下半年成品油市場供需保持寬松，國營煉廠與地方煉廠之間的價格戰或將持續。

(四)預計電力需求增速略有放緩，政策落地有助于緩解煤電企業經營困境

電力需求增速可能放緩。雖然今年夏季北方持續高溫、南方降雨受災嚴重，可能有助于電力需求增長，但是考慮到支撐電力需求快速增長的宏觀經濟要素存在較大不確定性，以及去年高基數影響，預計下半年電力需求增速可能略有放緩，全年電力需求增速會略低于去年。

政策落地有助于緩解煤電企業經營困境。隨著取消向發電企業征收工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網電價，可能在一定程度上有助于緩解煤電企業經營困境。

政策建議

聚焦能源行業的熱點問題和潛在性、苗頭性、傾向性問題，建議重點推進煤炭行業減量兼并重組和優質產能釋放，提前應對天然氣市場緊平衡風險，加快推進煉油行業轉型升級，重視發電企業經營風險、保障電力供應安全。

(一)進一步聚焦煤炭去產能政策重點，推進煤炭減量兼并重組

考慮到退出產能目標在年底將基本實現，而煤炭行業減量兼并重組任務尚十分艱巨。因此，建議下半年，在堅持做好退出產能工作及加快優質產能置換和釋放的同時，更要做好推動煤炭行業減量兼并重組的系列政策儲備，為接下來的“十三五”后三年推動煤炭行業減量兼并重組打下堅實基礎。

(二)提前應對下半年可能出現的天然氣緊平衡風險

今年天然氣消費量的超預期增長對供應保障提出了更高的要求，建議下半年應重點應對供需緊平衡風險，解決冬季“氣荒”問題。一是提前研究謀劃，在三季度或冬季采暖期到來前多方面開拓氣源，加快陜京四線、天津LNG接收站等基礎設施建設速度，抓緊提高現貨采購規模。二是盡快完善基礎設施公平開放實施細則，并發揮交易中心的作用，落實第三方準入，提高現有LNG接收站等基礎設施利用率。三是加快推動公司間天然氣管網互聯互通，形成互相保障機制。四是充分利用價格等市場化手段，進行需求側管理，適度調節高峰期用氣負荷。

(三)加快推進煉油行業轉型升級，緩解市場供需矛盾

一是建議加快煉油行業轉型升級，著力打造石化產業基地，促進煉油行業向產業化、規模化、專業化、集約化的方向發展;二是推動降本提質增效，提高煉油行業的生存能力，化解過剩產能、鼓勵高效產能;三是企業加快轉型，推動產業逐步從“燃料型”向“化工型”轉變，提高基礎化工原料產品比例，帶動煉油行業轉型升級、延伸產業鏈。四是鼓勵走出去尋求突破，借助“一帶一路”建設，探索成品油資源走出去，加快成品油資源服務沿線國家的步伐。

(四)重視發電企業經營風險，保障電力安全穩定供應

建議采取多種有效措施積極應對發電企業經營風險。一是全方位嚴控煤電發展，通過總量控制、優化布局、調整機組結構、優化存量等多種方式，加快淘汰落后產能。二是推動煤電雙方形成雙贏的長效機制，加大煤電合同監管，建立合同兌現考評機制和企業誠信監督體系。三是盡快落實國家取消和下調專項資金政策，上調燃煤電廠標桿上網電價，適時啟動煤電聯動。四是加快輸電通道建設的同時，打破省間壁壘，積極促進省間交易，盡快完善市場交易規則。五是加快推進輸配電價改革，全面完成輸配電價核定工作，積極推進跨省跨區專項輸電工程成本監審和輸電價格復核工作。