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2016年我国能源形势分析和2017年形势展望
2017-09-07 09:37:36 来源:能源研究所 作者: 【 】 浏览:20次 评论:0

2016年我国能源形势分析和2017年形势展望

肖新建,杨 光,田 磊,杨 晶,康晓文,李 际,高 虎,刘小丽

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京  100038)

摘要:2016年能源供需宽松,部分行业产能过剩问题依然突出。随着供给侧结构性改革等步伐加快,能源消费结构得到持续优化,非化石能源已成为能源增量主力。预计2017年仍为能源供大于需形势,煤炭、成品油及部分地区煤电的供应过剩压力仍较大,电力需求呈中低速增长,天然气消费持续回暖,非化石能源仍较快发展。

关键词:能源供需形势;供给侧结构性改革;非化石能源

中图分类号:F206 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)03-0005-08

Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.03.001

 

Abstract: In 2016, the energy supply was far greater than consumption, and the overcapacity problem was still very serious in some of our energy industries. With the acceleration of supply-side structural reform, the energy mix has continued to improve, non-fossil energy has become the biggest growth of energy. It is estimated that the oversupply situation of energy will exist in 2017, and the overcapacity problems will still prominent in the areas of coal energy, refined oil and coal power, the electricity demand will keep middle and low growth, natural gas consumption will continue to increase, and non-fossil energy will develop rapidly.

Key words: Energy Supply and Demand Situation; Supply-side Structural Reform; Non-fossil Energy

收稿日期: 2017-03-06

作者简介:肖新建,博士,副研究员,能源研究所能源经济与发展战略研究中心副主任,主要从事能源经济、能源战略和规划、能源政策研究工作。

12016年能源发展形势分析

2016年,我国能源供需形势总体比较宽松,能源领域供给侧结构性改革快速推进,能源结构调整持续取得进展,但煤炭、煤电、炼化等传统行业产能过剩仍十分明显,清洁能源发展面临较大困难。

1.1 能源消费小幅增长,能源结构调整取得显著进展

2016年,全国能源消费总量43.6亿tce,同比增加6000万tce、增长1.4%,增速比2015年略有提高,煤炭消费比重连续三年下降,非化石能源成为新增能源消费的主力。

一是煤炭消费大幅下降,散煤下降幅度更大。从总量上看,初步测算2016年全国全年煤炭消费量为37.8亿t,同比减少约1.85亿t、下降4.7%,是自2014年以来连续第三年下降,拉低了能源整体消费增幅。分行业消费看,1—11月,电力、钢铁、建材、化工及其他行业耗煤量同比分别下降0.4%、下降0.6%、基本持平、增长7.2%和下降10.7%,占同期煤炭消费总量的比重分别为47.9%、16.3%、13.8%、7.2%和14.9%,同比分别增加0.6、0.1、0.3、0.6个百分点和减少1.5个百分点。其他行业煤炭消费减少主要在于近两年治理大气污染政策,推动分散煤炭消费量下降。

二是电力消费增速企稳回升,第三产业及居民用电增幅较大。根据国家能源局数据,2016年全社会用电量为5.92万亿kWh,同比增加2825亿kWh,增长5.0%,其中第三产业、城乡居民电力消费增速分别为11.2%和10.8%,远远高于第二产业2.9%的增速,贡献了全社会电力消费增量的56%。自2009年以来,电力消费增速经历三次台阶式下滑变化,目前企稳回升。

三是成品油消费保持增长,汽油柴油消费分化严重。2016年我国经济结构调整进程加快、消费结构继续升级,成品油消费保持增长态势。根据国家发展和改革委员会运行局数据,全国成品油消费量2.89亿t,同比增长5%。其中,受汽车消费提升拉动,汽油消费高速增长12.3%;受宏观经济形势和产业结构调整影响,柴油消费延续下滑,同比降低1.2%,但工业用柴油消费逐步回暖,呈现增长趋势;在民航需求拉动下,航空煤油消费增速继续保持高位,同比增长10.4%,但受高铁运输影响增速回落近7个百分点。受成品油消费拉动及原油大幅进口影响,全国石油表观消费量5.56亿t,同比增长5.5%。

四是天然气消费回暖,但在能源消费中的比重仍较低。2016年,天然气价格市场化改革加快推进,大气污染治理进程加快,多地煤改气工程陆续投产,主要行业天然气消费量显著回升。据国家统计局数据,全年天然气表观消费量2086亿m3;同比增加155亿m3,增长8.0%,同比增加4.6个百分点。但天然气在一次能源消费中占比仍然较低,约为6.3%,仅比21世纪初提高约4个百分点。

五是非化石能源消费大幅增加,占比显著提升。2016年,全部商品化非化石能源利用量约5.41亿tce,占全国能源消费总量的12.4%,再加上非商品化新能源部分,这一比重达到13.3%,比2015年增加了1.3个百分点,与2011年相比,上升了约5个百分点。初步估计一次电力消费量约17010亿kWh,同比增加1710亿kWh,增长11.2%,非化石能源消费增量近6000万tce,为增量的第一贡献来源。

1.2 能源生产较大幅度下降,清洁能源供应能力显著增强

2016年,我国一次能源生产总量约34.6亿tce,同比下降4.2%。煤炭、原油产量均出现大幅下降,天然气和一次电力生产略有增长。

全年煤炭生产量大幅下降,下半年有所回升。2016年全国原煤产量为34.1亿t,同比减少3.4亿t,下降9.0%,与过去三年煤炭消费量持续下滑趋势相同。从不同时段看,随着8月、9月份释放部分先进产能和安全高效产能,煤炭生产量在第四季度明显回升,对煤炭价格回稳起到了平衡作用。

原油产量明显下滑,原油加工量保持增长。2016年,受国际油价低位运行影响,国内原油生产企业进一步压减低效、无效产量。根据国家统计局数据,全年原油产量1.99亿t,同比下降6.9%,自2010年以来首次低于2亿t,年降幅也首次超过千万吨。受原油“双权”放开刺激,加之在汽车和航空需求拉动下,国内原油加工量较快增长,达到5.41亿t,同比增长3.6%。其中,地方炼油企业集中的山东原油加工量达到1.01亿t,成为首个突破亿吨的地区。全国成品油产量估计为3.45亿t,增长2.4%。

天然气产量小幅增加,页岩气高速增长。2016年,受国内天然气需求增速下降、进口量大幅增长影响,常规天然气产量1369亿m3,同比小幅增长1.7%,增速继续回落。页岩气生产延续了良好发展势头,全年产量70亿m3,同比增长52.2%。煤层气发展缓慢,地面抽采量45亿m3,同比微增1.7%,利用量42亿m3。煤制气产量16亿m3,同比增长14.3%。

电力装机规模进一步增大,非化石能源占比提高。据中电联数据,截至2016年底,全国发电装机容量16.5亿kW,当年新增装机1.2亿kW,其中火电4836万kW、风电1930万kW、光伏发电3454万kW、水电1170万kW、核电720万kW,新增非化石能源装机占新增发电装机的60%,连续四年超过一半以上,电源结构继续优化。全年发电量5.99万亿kWh,非化石能源发电占比达到28.4%,同比增加1.5个百分点,新增发电量相当于两个三峡水电站全年的发电量,非化石能源已成为主力新增电源。

1.3 化石能源价格触底反弹,电力价格继续下调

2016年,国际能源市场供大于求的局面有所缓解,国内能源供给侧改革不断推进。受此影响,主要能源品种价格触底后反弹,但出现分化。

煤价上半年小幅上涨,第三季度大幅上扬,年底基本平稳。2016年上半年,煤炭价格小幅反弹,至6月底,环渤海5500kcal/kg动力煤价格指数达到401元/t,较年初增加30元/t。7—10月,煤炭价格进入快速增长通道,至10月底,煤炭价格超过600元/t,较年初增加236元/t。第三季度末开始,国家陆续投放了一批先进产能,中间商也陆续释放囤煤,市场供应大量增加,11—12月煤价基本处于缓慢下行走势,年底煤碳价格比全年最高点下降了14元/t,煤炭市场趋于稳定(图5)。

国际油价触底后震荡上升,国内成品油价格相应上调。布伦特原油和WTI价格在2016年初跌至27.88美元/桶和26.21美元/桶的年内最低点,随后逐步回升,年底涨升一倍,均超过50美元/桶(图5)。但市场供需宽松,基本面再平衡慢于预期,此外,美国页岩油成本降低、效率提高等也制约了油价上涨空间。2016年国内成品油全年25个调价周期中,仅5次下调、10次上调,其余10次未作调整。全年来看,汽油累计上涨1015元/t,柴油累计上涨975元/t。

国际天然气价格持续走低,进口天然气价格明显下降。2016年全球气价整体下跌,北美亨利港、英国NBP和日本LNG进口年均价格分别为2.49美元/Mbtu、4.64美元/Mbtu和6.8美元/Mbtu,分别同比下跌5%、30%和36%,三地差价明显缩窄。根据海关总署统计,我国全年天然气进口平均价格为305美元/t,比2015年下降了27%。其中,进口管道气均价270美元/t,同比下降31%;进口LNG均价343美元/t,同比下降24%。

电力价格继续下调,有效降低了实体经济成本。2016年1月实施了煤电价格联动,下调燃煤机组上网电价3分/kWh,并同幅度降低了一般工商业销售电价,减少企业用电支出约225亿元。下调可再生能源发电上网电价,一、二、三类资源区陆上风电上网标杆电价每千瓦时降低3分、四类资源区降低1分;一、二类资源区光伏发电标杆电价每千瓦时降低10分、三类资源区降低2分,减轻新能源补贴资金增长压力。输配电价改革试点通过严格的成本监审,减少输配成本16.3%。

1.4 主要能源品种进口快速增长,油气对外依存度均创新高

在国际能源低价环境背景下,2016年,我国煤炭、原油、天然气等进口快速增长,增幅均超过10%,拉动油气对外依存度快速提升,成品油出口也迅猛增加。

国内煤价强势反弹带动煤炭进口强劲回升。受石油等大宗能源商品价格影响,国际煤价涨幅有限,且海运价格相对便宜,导致东南沿海地区进口煤炭具有价格优势,推动煤炭进口强劲回升。尤其自5月份以来煤炭进口持续处于高位,全年累计进口2.56亿t,同比增长25.2%,出口878万t,净进口2.47亿t,同比增加4800万t,增长24.2%。

原油进口大幅增长,对外依存度再创新高。2016年,受放开原油进口权和补充石油储备影响,全年原油进口大幅增长,进口量3.81亿t,已与美国基本持平,同比增加超过4500万t,增速达13.6%。受原油进口大幅增长拉动,我国石油对外依存度已达到64.4%(图6),同比增加3.9个百分点。

成品油出口迅猛增加,成为亚太地区第三大出口国。2016年,在国内需求增长有限的情况下,成品油出口增长较快,全年净出口成品油3255万t,同比增加1120万t。出口量占全国原油加工总量的10.7%,占亚太国家当年油品净出口总量的17.9%,同比提升5.2个百分点,仅次于日本和韩国。

天然气进口恢复高速增长,对外依存度大幅攀升。2016年,随着国际天然气市场价格走低、国内市场消费回暖、很多长协合同进入执行期,天然气进口恢复增长,但值得指出的是,这是以压减国内气田产量为代价的。根据国家统计局数据,2016年全年天然气进口量约745亿m3,同比增长21.9%,尤其是LNG进口大幅增加了110亿m3。天然气对外依存度达到34.2%(图6),同比增加3.1个百分点。

1.5 能源企业利润差异化明显,石化及电力行业可持续发展压力较大

2016年,受主要能源品种价格走势影响,各类能源企业经营业绩差异较大,煤炭企业经营状况大幅改善,电力企业利润下滑,油气企业上游出现亏损、中游持续盈利。

煤炭企业状况大幅改善,经营压力有所减小。2016年上半年,煤炭价格小幅度恢复性上涨,带动煤炭企业经营状况有所改善。1—4月,煤炭开采和洗选业实现利润总额9.6亿元,同比下降92%。但自5月份开始,逐月同比大幅增长(图7)。全年累计利润总额为1090.9亿元,同比增长223.6%。与同期采矿业利润总额同比下降27.5%相比,全年煤炭采选业利润总额占采矿业利润总额的60%,煤炭企业经营形势大为好转。

油气企业经营业绩表现各异,勘探开发出现亏损,炼化板块大幅盈利。根据中国石油经济技术研究院数据,受国际油价低位徘徊影响,2016年上游勘探开发业务比重较大的中国石油利润同比大幅下降94.34%;同样以上游业务为主的中国海洋石油,上半年大幅亏损77.35亿元;受惠于国家成品油价格政策调整,炼化业务占比较高的中国石化则实现利润增长11.2%。在低油价环境下,国内外石油企业业绩普遍呈现不同程度下降,实施削减投资、降低成本、提高运营效率等是石油企业的共同选择。

煤电企业利润空间降低。2016年,受上网电价连续多次下调、电煤价格上涨、市场交易电价大幅下降、发电设备利用率降低等多重因素影响,煤电企业利润空间受到明显挤压。根据中电联统计,2016年1—11月,五大发电集团共实现利润542亿元,同比下降45%,其中煤电板块利润下降67.4%。分项来看,初步测算上网电价下调、煤炭价格上涨和发电小时数下降分别导致全国煤电行业利润减少1100亿元、70亿元和74亿元。

受消纳困难影响,非化石能源企业损失较大。2016年,非化石能源发电上网受限问题突出,全年约有1500亿kWh的清洁能源电量无法有效利用,而被白白浪费,相当于减少约600~800亿元的营业额,非化石能源企业利润明显受到影响。此外,新能源补贴拖欠也给企业带来了较大的财务损失,初步估算2016年可再生能源补贴缺口已超过600亿元。

22016年能源改革与政策进展

2.1 煤炭领域供给侧结构性改革政策密集出台,加速推动去产能

一是政策密集出台,明确煤炭行业去产能方向。2016年2月初国务院7号文出台,确定了产能退出目标,3月至7月间,相关部门分别从职工安置、奖补资金管理、新增产能用地用矿、环境保护约束等方面,陆续出台了8项配套改革政策,明确了政策支持方向。

二是煤炭产能退出取得重大进展,完成“十三五”期间任务的近六成。在国家文件及其配套政策支持下,通过严格治理不安全生产、严格控制超能力生产、严格治理违法违规建设,以及实施配套奖补措施等方式,2016年退出煤炭产能累计约2.9亿t,完成“十三五”期间退出产能任务近60%。

三是煤炭产能减量重组进展有限。2016年,全年减量重组煤炭产能进展不大,初步估计规模不到1000万t。主要原因:一是被兼并企业历史包袱较重、工人就业保障困难,通常选择直接退出,来获取国家奖补资金;二是重组方上半年资金缺乏,下半年虽有重组资金支持,但额度与预期相差较大,重组进程缓慢。

2.2 电力体制改革各项任务全面铺开,取得明显进展

一是初步形成覆盖全国(除西藏外)的多模式试点格局。其中,21个省份开展了电力体制改革综合试点,9个省份和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点,3个省份开展了可再生能源就近消纳试点。

二是输配电价改革实现了省级电网全覆盖。2016年出台了输配电定价成本监审办法,核减电网企业不相关资产、不合理成本,建立了对电网企业的激励和约束机制。公布了12个省级电网输配电价,电网历史成本平均核减比例为16.3%。

三是有序放开发用电计划。2016年,基本完成了交易机构组建,在28个省区市建立了中长期电力交易机制,开展跨区跨省直接交易试点,组织电力用户与发电企业直接交易,建立优先发电、优先购电制度。2016年全国大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等市场交易电量突破10000亿kWh,约占全社会用电量的19%。

此外,建立了市场主体准入退出机制和新型监管制度,开展了增量配电业务改革试点,并将燃煤自备电厂纳入监管范畴。

2.3 石油改革“全面推进、重点突破、先行试点”

一是试点推进油气矿权管理改革。在2015年新疆试点常规油气区块勘查公开招标基础上,2016年10月确定新疆为能源综合改革试点省份,重点推进放宽油气领域市场准入。

二是原油“双权”改革进一步深入。2016年获得原油非国营贸易进口资格和进口原油使用资格的企业数量进一步增加,进口原油配额大幅提升。针对改革中出现配额倒卖等违规问题,在原油非国营贸易进口允许量总额不变情况下,明确了分批下达、追加调整以及严格考核的新分配原则,有效保证了进口原油资源合理配置,维护了市场健康发展。

三是炼化“去产能”政策加码,加快油品质量升级。2016年,国家发布《关于石化产业调结构促转型增效益的指导意见》、《石化和化学工业发展规划(2016—2020年)》等多项政策,推进解决炼化产能绝对过剩与结构性过剩并存问题。出台税收优惠政策,鼓励加大成品油出口力度,化解当前国内成品油产量难以消化问题。油品质量升级加快推进,2016年东部地区11省市已全面供应国V标准车用汽、柴油,2017年将进一步推广至全国。

四是根据市场发展完善成品油定价机制。2016年,针对国际原油价格大幅下跌、国内油气生产遭遇一定困难的局面,对成品油定价机制作出调整,设定国内成品油价格调控下限,有利于防止今后油价上涨带来的潜在风险。

五是石油国企改革加速,鼓励社会资本进入。2016年,中国石油将工程建设业务重组上市,中国石化推动石油工程服务区域化重组,中国海油将自身炼化企业进行了整合。石油国企还积极引入社会资本发展混合所有制,如中国石化将川气东送天然气管道有限公司50%的股权转让。

2.4 天然气领域的改革工作加快推进,成效显著

一是天然气价格市场化改革取得新进展。在2015年完成国内天然气价格改革“三步走”的基础上,2016年天然气价格改革继续深入推进,明确储气设施定价政策,推进化肥用气价格市场化,开展福建省天然气门站价格改革试点。除少量涉及民生的居民用气外,占全国天然气消费总量80%以上的非居民用气门站价格已实现主要由供需双方自主协商决定。市场化定价推动天然气价格相应下降,有效减轻了企业用气负担。

二是稳步推进加强天然气输配价格监管工作。按照“放开两头、管住中间”的改革思路,2016年在天然气输配监管工作方面先后出台了多项政策,包括制定了天然气管道运输价格和定价成本监审管理办法,要求跨省输气管道经营企业必须在2017年6月1日前实现财务独立核算;出台了规范地方天然气输配价格监管办法,引导各地纷纷出台配套政策,主动降低终端用气价格。

2.5 出台了促进可再生能源发展的重大政策,建立了量化考核机制

一是出台了可再生能源开发利用目标引导制度。2016年,第一次对国家非化石能源比重指标做了定量分解,明确了各地发展和消纳可再生能源的量化要求,建立了衡量各省市可再生能源消纳规模的量化标准和依据。

二是建立了风电、光伏发电全额保障性收购管理制度。2016年,发布了可再生能源发电全额保障性收购管理办法,公布了分区域风电、光伏发电的保障性收购年利用小时数,这是落实法律及电力体制改革要求的一项重要制度设计,也将是解决新能源消纳及新能源未来参与电力市场的重要制度依据。

三是提出了可再生能源绿色证书及交易制度。将绿色证书作为各供(售)电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。随着电力体制改革不断推进,以及碳交易市场的建立,绿色证书交易制度的市场环境逐步改善,绿证也会成为风电等可再生能源项目新的资金来源的一个渠道。

32017年面临的挑战及形势判断

从宏观形势上看,我国经济触底态势基本形成,并有望实现稳中向好,利于我国能源消费进一步增长。但受产业结构调整、部分高耗能行业增速下降、节能技术进步等影响,全国能源消费将继续保持低增速,能源供大于需的格局不变,去产能任务也依然较重。

3.1 煤炭产能仍大于需求,去产能政策要有序推进

从供需基本面看,“十三五”时期,全国煤炭年需求量约为37~39亿t,若产能退出不畅,全国产能仍将超过50亿t,产能远大于需求的局面不会根本改变,煤炭行业供给侧结构性改革仍然任重道远。

一方面,从需求侧来看,2017年,全国煤炭消费总体与2016年持平。一是2017年我国宏观经济有望保持平稳运行,经济增速预期6.5%左右,难以支撑煤炭消费快速反弹。二是考虑到大气污染治理要求,控制煤炭、其他电力对煤电的替代增强等宏观政策因素,电力、钢铁、建材行业的煤炭消费极有可能呈下降趋势,化工行业增长有限,难以根本改变煤炭消费稳中略降趋势。三是碳排放交易制度的推行对煤炭利用也将有明显的抑制作用,预计2017年全国煤炭消费约
38亿t左右。

另一方面,从供应基本面看,考虑到2015年底全国煤炭产能57亿t,其中已停产产能3.1亿t,违法违规产能8亿t,2016年全国已退出产能约2.9亿t,若2017年再退出1.5亿t产能,进口煤炭1.5亿t左右,则2017年全国煤炭供应仍会超过需求,煤炭产能依然过剩。由于违法违规产能8亿t中的80%为先进高效的产能,通过整改措施可在“十三五”期间部分释放,将更加加剧供大于需的态势。因此2017年要把握好去产能政策,有序整改和释放这部分产能。

3.2 电力需求保持中低速增长态势,电力供需格局持续宽松

从需求上看,国家稳增长以及大力实施电能替代等政策有效促进电力需求增长,考虑产业转型升级加速、气温等因素影响,2017年全社会用电量增速将低于2016年,净增电量小于2800亿kWh。

从供应上看,2017年预计新增发电装机规模将接近或略超过1亿kW,其中火电新增装机有望控制在5000万kW以内。新增发电量将大于电力需求增量,电力过剩格局难以根本改变,预计煤电、核电发电利用小时数或将继续走低。

此外,2017年将集中投产7条特高压输电线路,输电容量6600万kW,跨区电力协调问题突出。预计2017年电煤价格相对平稳,基本维持在当前价格水平高位运行,由于煤电标杆上网电价未做调整,当前电煤价格已高于盈亏平衡点,发电成本难以疏导,煤电企业利润进一步被压缩,亏损面进一步扩大。加之燃煤发电利用小时数下降、电力市场化交易量扩大,燃煤发电企业经营风险加剧。

3.3 成品油供应过剩压力进一步增大,对外依存度将再创新高

成品油消费方面,汽车市场基本面向好趋势不变,汽油需求继续保持平稳较快增长;建筑用油等继续下滑,工矿用油回暖,柴油需求降幅收窄;航空业继续较高速发展,煤油需求保持较高增长水平,预计2017年成品油需求量将达到3亿t。

成品油供应方面,随着新建炼厂投产以及部分炼厂小幅扩能,国内成品油产量将继续增加,增速预计达到7%左右,仍将显著高于消费增幅。受此影响,成品油过剩压力将进一步增大,柴油是主要贡献品种。

受成品油消费带动,我国原油需求也将小幅增加,但增速将放缓。供应方面,国内原油生产受限于国际油价,预计将继续下滑,但低效、无效产量已基本被挤出市场,下滑幅度将显著缩小;在地方炼油企业需求和国储原油收储工作带动下,原油进口量将继续增长,推动对外依存度继续增加。

3.4 天然气消费将持续回暖,国内生产低速增长,进口量稳定增加

需求方面,随着多地煤改气进程加速和2016年一系列改革政策的红利释放,预计2017年全国天然气需求将延续回暖态势,消费量保持较快增长,可达2200亿m3,同比增长7%以上。

生产方面,受国内天然气市场总体延续供大于求局面影响,预计夏季国内产量将受到进口气抑制,全年总产量仅有小幅增长,有望达到1400亿m3增长2%左右。

进口方面,国际天然气市场供大于求态势仍将持续,预计2017年天然气进口量将保持快速增长,全年有望达到810亿m3,同比增长约18%以上,对外依存度进一步上升。

3.5 可再生能源新增装机继续增大,并网受限问题短期内难以根本消除

一是新能源发电新增装机比重继续增大,项目布局进一步优化。2017年,考虑到我国经济进入新常态后,电力供需形势持续宽松,部分地区已呈现明显的电力过剩局面。随着国家对防范煤电过剩风险力度不断加大,煤电建设步伐将明显放缓,新增电力投资将持续向清洁电力领域倾斜,新能源发电装机比重将继续增大。同时,随着国家加快在中东部及南方地区布局低风速风电,以及大力倡导分布式光伏发电发展,2017年新能源的建设重点将明显向中东部地区转移。

二是弃风、弃光矛盾会有所缓解,但短期内难以根本消除。预计2017年,新能源发电量将继续增加,在国家积极提高电力系统灵活性、推行节能低碳电力调度、调整新能源布局等综合措施基础上,新能源的消纳矛盾会进一步缓解。但由于有效调节各类电源之间利益冲突的市场运行机制尚未建立,短期内资源丰富地区的电力供应过剩形势难以发生显著改变,预计重点地区大规模弃风、弃光现象难以根本消除。

4相关政策建议

以能源领域供给侧结构性改革为主线,加速化解过剩产能,着力推进油气和电力体制改革,建议在以下方面开展具体工作。

4.1 加大关停整改违法违规煤矿,推进企业兼并重组,全面化解煤炭行业过剩产能

一是加大关停整改力度,推动违法违规的8亿t煤矿产能有序整改,有序释放部分产能,确保如期完成全年1.5亿t产能退出任务,在此基础上,可全面放开330天工作日正常生产政策,退出276日工作制。二是支持煤炭企业兼并重组、转型升级。加大对国有先进的大型煤炭企业财税、基金等政策支持力度,鼓励这些煤炭企业通过资产重组、联营等形式,兼并重组,在化解过剩产能的同时,提高行业集中度。

4.2 全方位严控煤电发展节奏,提升煤电发展质量

严格执行国家节能、环保、安全等政策,加快淘汰落后产能。继续挖掘燃煤机组调峰潜力,提升火电运行灵活性,促进煤电转型升级、提质增效。加强监督和新增煤电项目管理,严控煤电核准和开工步伐,强化通过跨省区资源配置方式满足资源不足地区电力需求增量,谨防政策限制范围外建设煤电项目,尤其要加强对新增热电联产机组监管,鼓励采取更高效方式供热,避免加重电力过剩矛盾。

4.3 全面推进油气领域改革,化解炼油产能过剩,扩大天然气消费

2017年,深化油气体制改革的意见将指引改革和政策方向,而相关的实施细则和配套政策将成为政府工作重点。在全面推进行业改革的同时,结合当前发展面临的关键问题,在化解炼油产能过剩、扩大天然气消费、常规油气放宽准入和国企改革等方面重点推进。

一是以推进油品质量升级为契机,加快淘汰炼油落后产能。应进一步完善炼油项目产业政策,严格行业准入管理,推进企业兼并重组,提高产业集中度,加快推进淘汰落后产能,给出量化的落后产能淘汰目标。

二是多措并举,扩大天然气消费。加大财税政策扶持力度,继续推进“煤改气”;进一步扩大天然气发电利用,根据不同情况鼓励东部沿海地区、大气污染重点防控区、可再生能源发电集中区建设天然气调峰电厂、发展天然气热电联产项目等;尽快出台可中断气价,促进可中断供气用户发展。

三是推进常规油气准入放开,在新疆第一轮试点的基础上,尽快推动第二轮试点,扩大矿业权竞争性出让,进一步开放油气开发市场。

四是加速国有企业改革,进一步推进业务整合及专业化重组,完善企业法人治理结构、压缩管理层级、推动企业办社会职能移交地方。

4.5 进一步深化电力体制改革,促进电力行业可持续发展

进一步有序放开发用电计划,扩大市场交易规模,完善交易机制,发挥市场优化配置资源的作用,缓解产能过剩矛盾。结合电能替代,有序开展增量配电业务试点,完善电力辅助服务运营规则、扩大电力辅助服务试点范围,制定调峰、辅助服务电价机制,推进节能低碳电力调度办法尽快出台,早日实施节能低碳调度,促进燃煤发电转型升级。完善可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制,多方面解决可再生能源补贴不足及消纳问题。

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本文发表于《中国能源》2017年第3

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