下半年我国能源市场将保持供需宽松态势

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。

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问题。

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，党的十九大即将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。

煤炭去产能喜中有忧

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%。

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12788万吨，同比增加2461万吨，增长23.8%，比上年同期增加15.6个百分点。

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。

电力消费增速企稳回升，电力供需宽松。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。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。

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。

石油市场趋势延续，成品油拉开价格战。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。

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。与此同时，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。

天然气需求大幅增加。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%。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。

天然气市场需求平稳增长

预计下半年煤炭供应充足稳定。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。

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。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。

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。

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。

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