今年以來，隨著供給側結構性改革的深入推進，宏觀經(jīng)濟運行延續(xù)穩(wěn)中向好態(tài)勢，企穩(wěn)的積極因素不斷增加。經(jīng)濟運行中的新情況、新問題帶動能源領域出現(xiàn)了一些新變化、新特征。能源產(chǎn)業(yè)政策陸續(xù)發(fā)布，深化改革工作持續(xù)推進，取得了新進展。

　　上半年，能源行業(yè)總體平穩(wěn)，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(chǎn)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(fā)電企業(yè)經(jīng)營形勢嚴峻等問題。

　　下半年宏觀經(jīng)濟走勢將取決于外需回暖能否持續(xù)、房地產(chǎn)和基建投資下行幅度等，黨的十九大即將召開也有利于促進經(jīng)濟保持平穩(wěn)，但是經(jīng)濟穩(wěn)中向好的基礎還不牢固，穩(wěn)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(jié)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(tài)勢，價格基本平穩(wěn)。

受火電需求旺盛及下游行業(yè)回暖影響，煤炭消費低速增長。初步統(tǒng)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(fā)電用煤需求顯著增加。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，1~6月全國火力發(fā)電量同比增加7.1%，比上年同期增加10.2個百分點，發(fā)電用煤約9.3億噸，同比增長8.2%。

　　煤炭產(chǎn)量較快增長、生產(chǎn)集中度提高，進口量進一步增加。1~6月，全國規(guī)模以上企業(yè)原煤累計產(chǎn)量17.1億噸，同比增長5.0%，其中國有重點煤礦累計產(chǎn)量8.73億噸，同比增加6.6%，晉陜蒙三大煤炭主產(chǎn)區(qū)煤炭生產(chǎn)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12788萬噸，同比增加2461萬噸，增長23.8%，比上年同期增加15.6個百分點。

　　去產(chǎn)能喜中有優(yōu)，退出產(chǎn)能成效顯著，但減量重組推進困難。1~6月，全國退出煤炭產(chǎn)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(chǎn)能4.01億噸，已完成“退出產(chǎn)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(chǎn)能置換落實困難，優(yōu)質產(chǎn)能釋放緩慢。

　　電力消費增速企穩(wěn)回升，電力供需寬松。工業(yè)和三產(chǎn)加速增長，帶動電力消費中速增長。1~6月工業(yè)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(yè)帶動工業(yè)用電明顯回暖。此外，新型制造業(yè)用電比重明顯提高，成為電力消費結構調整的亮點。

　　火電發(fā)電小時數(shù)微增，但電力供需總體依然寬松。1~6月，主要受洪澇災害的影響，水電發(fā)電量大幅降低，發(fā)電小時數(shù)比去年同期降低144小時。受此影響，火電發(fā)電量同比增長7.1%，增速同比提高10.2個百分點，發(fā)電利用小時數(shù)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(chǎn)能過剩問題突出，部分地區(qū)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(qū)電力優(yōu)化調度運行以及提高電力系統(tǒng)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(fā)電企業(yè)經(jīng)營形勢嚴峻。今年以來，受電煤價格高位運行的影響，發(fā)電企業(yè)一直在盈虧平衡之下經(jīng)營，企業(yè)效益受到擠壓。加之煤電機組利用小時數(shù)處于低位，且計劃外市場交易電量快速增加、節(jié)能環(huán)保改造投入持續(xù)擴大等多重因素，造成煤電企業(yè)經(jīng)營困難，虧損面不斷擴大。

　　石油市場趨勢延續(xù)，成品油拉開價格戰(zhàn)。受進口擠壓國內(nèi)原油產(chǎn)量繼續(xù)下降。今年以來，國際原油價格持續(xù)低于國內(nèi)油田開采成本，同時地方煉廠繼續(xù)加大進口，拉動原油進口量持續(xù)快速增長。據(jù)海關統(tǒng)計，1~6月，原油進口2.12億噸，同比增長13.8%。原油進口持續(xù)增長擠壓了國產(chǎn)原油的市場空間。1~6月，國內(nèi)原油產(chǎn)量9584萬噸，同比下降4.6%，已連續(xù)15個月下降。

　　國內(nèi)成品油拉開價格戰(zhàn)，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(nèi)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(xù)寬松，民營煉油企業(yè)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。與此同時，產(chǎn)業(yè)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(fā)。

　　天然氣需求大幅增加。受大氣污染防治行動計劃及北方地區(qū)清潔能源供暖在京津冀及周邊地區(qū)的有效實施，以及宏觀經(jīng)濟持續(xù)改善、電力消費較快增長、化工產(chǎn)品價格走高、LNG汽車市場回暖的影響，發(fā)電、化工、工業(yè)燃料和重型卡車用氣需求顯著增加，在傳統(tǒng)淡季天然氣消費出現(xiàn)了大幅增長。據(jù)國家發(fā)展改革委統(tǒng)計，1~6月，全國天然氣消費量1146億立方米，同比增長15.2%。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。

預計下半年煤炭供應充足穩(wěn)定。目前，政策鼓勵具備擴能條件的優(yōu)質產(chǎn)能煤礦盡快開展生產(chǎn)能力核增和產(chǎn)能指標置換工作，預計優(yōu)質產(chǎn)能煤礦會盡快釋放產(chǎn)能;上半年煤炭主產(chǎn)區(qū)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(nèi)煤炭生產(chǎn)和運輸能力會相應提高;煤炭進口也延續(xù)增長態(tài)勢。總的來看，預計全年煤炭供應充足穩(wěn)定。

　　煤炭消費增長動力不足。盡管主要耗煤產(chǎn)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(fā)電會保持增長態(tài)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(yè)煤炭消費增量。因此，預計全年煤炭消費呈溫和增長態(tài)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(wěn)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(wěn)定或小幅下降。

　　煤炭退出產(chǎn)能目標基本實現(xiàn)。綜合考慮上半年煤炭產(chǎn)能退出進展，預計全年退出產(chǎn)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(chǎn)能將達到4.7億噸左右，基本完成“退出產(chǎn)能5億噸”目標。

　　預計天然氣供需平穩(wěn)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(xù)快速增長趨勢。受各省和地區(qū)“煤改氣”工作持續(xù)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(xiàn)，預計下半年天然氣市場需求將延續(xù)快速增長態(tài)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(xiàn)緊平衡。受需求快速增長的影響，國內(nèi)氣田產(chǎn)量預計將較快增加，達到1500億立方米左右。如果遇到冷冬，天然氣需求驟增，“氣荒”現(xiàn)象可能再次出現(xiàn)。

　　預計成品油價格戰(zhàn)仍將持續(xù)。考慮到下半年成品油供需形勢，預計價格戰(zhàn)仍將持續(xù)。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(yè)生產(chǎn)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消費繼續(xù)快速增長。從生產(chǎn)來看，受到原油使用權配額暫停發(fā)放影響，地方煉廠可能難以大幅增加成品油供應。

　　電力需求增速可能放緩。雖然今年夏季北方持續(xù)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(jīng)濟要素存在較大不確定性，以及去年高基數(shù)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(yè)經(jīng)營困境。隨著取消向發(fā)電企業(yè)征收工業(yè)企業(yè)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(wǎng)電價，可能在一定程度上有助于緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困境。

聚焦能源行業(yè)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(yè)減量兼并重組和優(yōu)質產(chǎn)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(yè)轉型升級，重視發(fā)電企業(yè)經(jīng)營風險、保障電力供應安全。

　　進一步聚焦煤炭去產(chǎn)能政策重點，推進煤炭減量兼并重組。考慮到退出產(chǎn)能目標在年底將基本實現(xiàn)，而煤炭行業(yè)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(chǎn)能工作及加快優(yōu)質產(chǎn)能置換和釋放的同時，更要做好推動煤炭行業(yè)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(yè)減量兼并重組打下堅實基礎。

　　提前應對下半年可能出現(xiàn)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(xiàn)貨采購規(guī)模。二是盡快完善基礎設施公平開放實施細則，并發(fā)揮交易中心的作用，落實第三方準入，提高現(xiàn)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(wǎng)互聯(lián)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(jié)高峰期用氣負荷。

　　（作者：國家發(fā)展和改革委員會能源研究所張有生 高虎等）

　　來源：中國工業(yè)報