今年以來，隨著供給側(cè)結(jié)構(gòu)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(lǐng)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(guān)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(chǔ)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(yù)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)。
煤炭去產(chǎn)能喜中有憂
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(wù)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(zhì)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(jié)構(gòu)調(diào)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(zāi)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?？傮w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(zhuǎn)。通過電力輔助服務(wù)市場建設(shè)、跨省跨區(qū)電力優(yōu)化調(diào)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(guān)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(dǎo)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(diào)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。
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。
天然氣市場需求平穩(wěn)增長
預(yù)計下半年煤炭供應(yīng)充足穩(wěn)定。目前，政策鼓勵具備擴能條件的優(yōu)質(zhì)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(yù)計優(yōu)質(zhì)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(jié)束、鐵路煤炭運力檢修工作也已完成，預(yù)計下半年國內(nèi)煤炭生產(chǎn)和運輸能力會相應(yīng)提高；煤炭進口也延續(xù)增長態(tài)勢。總的來看，預(yù)計全年煤炭供應(yīng)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(yù)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(yù)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(yù)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(yù)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(yīng)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(yù)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(yù)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(yù)計天然氣供需平穩(wěn)快速增長，改革政策或?qū)⒚芗雠_。預(yù)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(guān)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(yù)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(yù)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(yù)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(yù)計成品油價格戰(zhàn)仍將持續(xù)?？紤]到下半年成品油供需形勢，預(yù)計價格戰(zhàn)仍將持續(xù)。受夏季出行高峰及車用空調(diào)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(quán)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(yīng)。
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(zāi)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(yù)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(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，將國家重大水利工程建設(shè)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。
政策建議
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(zhì)產(chǎn)能釋放，提前應(yīng)對天然氣市場緊平衡風險，加快推進煉油行業(yè)轉(zhuǎn)型升級，重視發(fā)電企業(yè)經(jīng)營風險、保障電力供應(yīng)安全。
一、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?？紤]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(wù)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(zhì)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(chǔ)。
二、提前應(yīng)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(yù)期增長對供應(yīng)保障提出了更高的要求，建議下半年應(yīng)重點應(yīng)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(chǔ)設(shè)施建設(shè)速度，抓緊提高現(xiàn)貨采購規(guī)模。二是盡快完善基礎(chǔ)設(shè)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(chǔ)設(shè)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(cè)管理，適度調(diào)節(jié)高峰期用氣負荷。
三、加快推進煉油行業(yè)轉(zhuǎn)型升級，緩解市場供需矛盾。一是建議加快煉油行業(yè)轉(zhuǎn)型升級，著力打造石化產(chǎn)業(yè)基地，促進煉油行業(yè)向產(chǎn)業(yè)化、規(guī)模化、專業(yè)化、集約化的方向發(fā)展；二是推動降本提質(zhì)增效，提高煉油行業(yè)的生存能力，化解過剩產(chǎn)能、鼓勵高效產(chǎn)能；三是企業(yè)加快轉(zhuǎn)型，推動產(chǎn)業(yè)逐步從“燃料型”向“化工型”轉(zhuǎn)變，提高基礎(chǔ)化工原料產(chǎn)品比例，帶動煉油行業(yè)轉(zhuǎn)型升級、延伸產(chǎn)業(yè)鏈；四是鼓勵走出去尋求突破，借助“一帶一路”建設(shè)，探索成品油資源走出去，加快成品油資源服務(wù)沿線國家的步伐。
四、重視發(fā)電企業(yè)經(jīng)營風險，保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)。建議采取多種有效措施積極應(yīng)對發(fā)電企業(yè)經(jīng)營風險。一是全方位嚴控煤電發(fā)展，通過總量控制、優(yōu)化布局、調(diào)整機組結(jié)構(gòu)、優(yōu)化存量等多種方式，加快淘汰落后產(chǎn)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(jiān)管，建立合同兌現(xiàn)考評機制和企業(yè)誠信監(jiān)督體系。三是盡快落實國家取消和下調(diào)專項資金政策，上調(diào)燃煤電廠標桿上網(wǎng)電價，適時啟動煤電聯(lián)動。四是加快輸電通道建設(shè)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(guī)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(qū)專項輸電工程成本監(jiān)審和輸電價格復(fù)核工作。（國家發(fā)展和改革委員會能源研究所 張有生 高虎）
轉(zhuǎn)自：中國工業(yè)報
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