2016年國內和國際經濟與能源形勢復雜而多變。在過去的一年中，全球經濟整體依然低迷，國際貨幣基金組織估計全球經濟總產出增長3.1%，略低于2015年（3.2%）。其中發(fā)達經濟體降速明顯，從2015年的增長2.1%下降到2016年的1.6%，美國GDP增速從2015年的2.6%下降到2016年的1.6%，歐元區(qū)增速從2015年的2.0%下降到2016年的1.7%，其中德國的經濟表現略好，增速從2015年的1.5%提高到2016年的1.7%，日本經濟增速從2015年的1.2%下降到2016年的0.9%。新興經濟體中，中國經濟增速從2015年的6.9%下降到2016年的6.7%；印度從7.6%下降到6.6%；巴西則繼續(xù)保持負增長，從2015年的-3.8%變?yōu)?016年的-3.5%；俄羅斯經濟趨穩(wěn)，與2015年的增長-3.7%相比，2016年基本持平（-0.6%），不過考慮到2016年油價比2015年有明顯上升，可以看出俄羅斯經濟本質上仍然相當于負增長；南非經濟增速從2015年的1.3%下滑到2016年的0.3%。

在世界經濟總體低迷的背景下，國際油氣供需“供給西進、需求東移”的趨勢更加明顯，持續(xù)增長的需求拉動了原油價格的回升，2016年11月限產協議的達成又進一步抬高了國際油價。但是限產之后，OPEC和俄羅斯等產油國對市場份額尤其是中國市場的爭奪更為激烈。

從國內來看，2016年化解煤炭產能過剩取得實效，煤炭產量有較大幅度下降，全年降幅9.4%。由于2016年下半年需求增加，下半年煤價出現短期暴漲。風電、光伏兩個產業(yè)在2016年發(fā)展迅速，新增和累計裝機容量均為全球第一?！赌茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》以及14個細分行業(yè)規(guī)劃的出臺，明確了未來五年甚至更長一段時間能源發(fā)展的基調和目標。

2017年是全面實施“十三五”規(guī)劃的重要一年。本文對國際國內能源形勢、能源需求、能源安全與政策等方面進行分析，提出2017年形勢判斷與政策建議。

一 國際能源市場分析與展望

2016年，國際能源市場多數時間仍處于供大于求的狀態(tài)，但隨著市場需求增長迅速，供給與需求之間的差額趨小。在消費的拉動下，原油價格從年初每桶30美元以下漲至年底的55美元以上，漲幅高于預期。其間，一系列意外事件的發(fā)生，直接或間接地影響著國際能源市場，造成國際原油價格的波動，如利比亞關閉兩大油田、英國脫歐、對美元加息的預期、加拿大森林大火、尼日利亞石油工人罷工、OPEC和俄羅斯等國減產協議的達成、美國特朗普政府上臺等。預計2017年國際能源市場依然是供大于求，但原油價格走勢取決于各方的博弈結果。

（一）國際原油價格在波動中上漲，但幅度有限

2016年國際原油價格整體呈現出波動上漲的走勢（見圖1）。2016年初，油價仍延續(xù)上一年底的低價位，在30美元/桶附近波動。Brent油價最低跌至26.01美元/桶，WTI油價最低為26.19美元/桶。在需求的拉動下，油價上升到50美元/桶。7月底，美國股市大幅下跌，加之庫存已連續(xù)數周走高，國際油價有所下跌。之后，油價在40～50美元/桶徘徊。11月OPEC和俄羅斯等國達成限產協議后，油價反彈上漲至55美元/桶附近。

圖1 2016年至今全球原油價格走勢

全球需求恢復是2016年油價回升的主要原因。2016年，全球液體能源消費從2016年1月的94.18MBPD（百萬桶/天）增長到2017年1月的96.15MBPD，增量為1.97MBPD，增長率為2.1%。特別是前三季度，需求快速增長。這導致部分OPEC和非OPEC產油國在10月提高自身的產量，爭奪市場份額，這也是OPEC和俄羅斯謀求限產的原因（見圖2）。

圖2 全球能源供給量與消費總量

OPEC達成了限產協議后，油價短期上漲。自2014年以來，國際能源需求仍然在上升，但是供給能力增長更快。國際原油市場長期處于供大于求的狀態(tài)，原油庫存也長期處于較高水平，造成油價低迷。持續(xù)的低油價已經傷及OPEC各成員國經濟，11月30日OPEC試圖通過減產提振油價，八年來首次達成限產協議，油價有所反彈。近期，由于美聯儲加息預期增強，油價再次下跌至50美元/桶左右。

2016年，美國和俄羅斯穩(wěn)居最大產油國前兩名的位置，而OPEC市場份額和影響力都在下降。近年來，美國大規(guī)模應用頁巖油氣、油砂、重油、致密油等新技術，搶占了部分中東、俄羅斯等傳統(tǒng)油氣生產地區(qū)的市場份額，形成了原油供給側三足鼎立之勢（見圖3）。以美國為代表的北美地區(qū)、俄羅斯周邊地區(qū)和以中東北非為主的OPEC組織（包括尼日利亞、委內瑞拉和印度尼西亞），這三個集團之間的力量消長，決定了國際石油市場的基本走勢。自限產協議實施以來，沙特等OPEC國家石油供給主動下降，俄羅斯卻乘機有所增產，美國鉆井數量和庫存也表現出持續(xù)增加。面對大量的市場份額被美國和俄羅斯奪走，OPEC處于進退兩難的境地。高油價將會進一步刺激美國非常規(guī)油氣開采，而低油價又會減少本國收入。

圖3 2016年美國、俄羅斯、沙特阿拉伯的石油供給量

（二）消費量平穩(wěn)上漲，“消費東移”的趨勢日漸明顯

2016年，全球液體能源消費從2016年1月的94.18MBPD增長到2017年1月的96.15MBPD，增量為1.97MBPD，增長率為2.1%。美國仍然是最大的消費國，其液體能源消費從2016年1月的19.06MBPD到2017年的19.02MBPD，基本沒有變化。歐盟OECD國家從2016年1月的13.00MBPD增長到2017年1月的13.53MBPD，增長了4.1%，但是從全年的過程來看，歐盟OECD國家的需求還是比較平穩(wěn)的；中國消費從2016年1月的12.40MBPD增長到2017年1月的12.82MBPD，增長了3.4%，同樣從全年看，增長也相對平穩(wěn)（見表1）。另據IEA統(tǒng)計，2016年印度石油需求量達到954.3萬桶/日，增長了約30萬桶，增長率為3.2%。

表1 全球液體能源消費增長

圖4 世界能源消費

美國需求量維持穩(wěn)定，但石油對外依存度下降迅速，美國能源獨立可能為期不遠。在非常規(guī)油氣技術支持下，美國石油對外依存度從2010年的60%降至2016年的27.5%（去除成品油出口因素），仍存在358萬桶/天的進口缺口，這相當于解除制裁后的伊朗產量的1.5倍，占全球石油消費量的4%。當前，美國對中東石油的依賴已經顯著下降，加拿大與墨西哥成為美國最大的石油進口來源。特朗普政府的能源政策將大大利好化石能源行業(yè)，其中石油受益最大，天然氣和煤炭次之，非常規(guī)油氣的開采成本將會進一步降低。并且，特朗普主張增加基礎建設投資，這將更加刺激石油需求增長。美國能源獨立將對世界經濟政治格局產生深遠的影響。

中國、印度等新興市場國家對于能源需求與日俱增，中東地區(qū)產油國和俄羅斯已將目光轉向亞洲市場。根據中國海關2017年1月的數據，2016年俄羅斯首次取代沙特阿拉伯，成為中國最大原油供應國。2016年俄羅斯對中國的原油出口增長近1/4，為105萬桶/日，沙特阿拉伯緊隨其后，名列第二，對中國原油出口量為102萬桶/日，較上年同期增長0.9%。然而，海關2月的數據顯示，2017年1月沙特阿拉伯對華原油出口量較上年同期增長18.9%至503萬噸，合118萬桶/日，重新奪回中國最大原油供應國的位置；安哥拉對華原油出口位居第二，較上年同期增長63.5%至495萬噸，為117萬桶/日；俄羅斯第三，較上年同期增36.5%至460萬噸，為108萬桶/日。當前，印度已成為全球第三大石油消費國。隨著生活水平的提高，印度國內的購車需求正在急劇攀升，為了滿足本國快速增長的燃油需求，印度原油進口量大幅增加。上年，由印度石油、印度國有石油有限公司和巴拉特石油資源有限公司組成的財團，已購買了俄羅斯國有的俄羅斯石油公司其子公司Vankorneft公司23.9%的股權和Taas-Yuryakh公司29.9%的股權。國有能源公司收購俄羅斯能源資產股權的計劃也獲得內閣批準。

（三）國際能源形勢展望

考慮到2016年第四季度北歐、俄羅斯、亞洲的需求增長強勁，IEA在2017年1月上調了2017年石油需求增長速度，預計增速保持在130萬桶/天；OPEC預測需求增長速度為116萬桶/天；而EIA預測為160桶/天。中國和印度仍將是非OECD國家石油消費增長的主要貢獻者，中國預計2017年平均增長30萬桶/天，印度平均增長20萬桶/天。

盡管普遍預期需求仍將快速增長，但原油供應過剩的局勢很難改變。限產協議實施兩個月以來，油價持續(xù)上漲一段時間，這吸引美國頁巖油企業(yè)鉆探更多油井。數據顯示，美國3月3日當周石油鉆井總數再度增加7座至609座，連續(xù)7周增加^[1]；同時美國原油庫存大增820萬桶，達到5.284億桶，再創(chuàng)歷史紀錄高位^[2]。此外，技術的快速進步大幅降低了生產成本，比如，二疊紀盆地部分頁巖油生產商的盈虧平衡成本已經低至30美元^[3]。限產協議抬升了油價，同時也刺激了美國鉆井數量的增長，美國以及來自巴西和加拿大的更多供應將可能抵消減產做出的努力。是否繼續(xù)執(zhí)行減產協議，將可能成為5月底OPEC會議上的焦點。但不論減產協議是否延期，國際原油價格上升空間有限。

天然氣將迎來一個快速發(fā)展的時期。特朗普一直以來是天然氣特別是頁巖氣開采的支持者。特朗普能源政策為頁巖氣開采減輕環(huán)境約束，并開放聯邦政府土地用于開采。這會刺激美國國內新建頁巖氣開采項目，將為國內勞動力帶來大量工作機會。此外，特朗普政策視天然氣為節(jié)能減排措施，存在很大可能性其將推廣天然氣交通。特朗普能源政策會延伸天然氣下游產業(yè)鏈，發(fā)展化工等相關產業(yè)。按照目前美國的天然氣價格，天然氣制烯烴等將具有顯著的國際競爭力，有望成為拉動就業(yè)和做強實體經濟的關鍵切入點。從2016年起，隨著天然氣管道的有序建成，我國進口能力正在增強。據統(tǒng)計，2016年中國-中亞天然氣管道向中國輸送天然氣341.7億標方，同比增長11.13%（海關總署數據）。天然氣也已得到我國能源政策關注，將成為我國油氣替代煤炭最為重要和現實的抓手。根據《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》目標，到2020年，我國天然氣綜合保供能力應達到3600億立方米以上，天然氣消費占一次能源消費的比例達到8.3%～10%。

2017年，風電、光伏市場依然樂觀。為了應對全球氣候變化，2016年4月，超過165個國家的代表簽署《巴黎協定》，目標是將全球氣溫升高的幅度限制在2攝氏度以內。該協定還制定了削減溫室氣體排放量以及遏制全球變暖影響的行動方針。進一步發(fā)展風電、光伏等可再生能源成為多數國家落實該協定的重要措施。傳統(tǒng)的風電大國、光伏大國可再生能源項目增速放緩，而拉丁美洲和非洲新興市場卻持續(xù)增長。數據顯示，巴西的風電裝機容量從2013年6月的2788MW飆升到2016年6月的9810MW^[4]。此外，中國“一帶一路”倡議對于沿線國家和地區(qū)可再生能源發(fā)展的意義重大。

二 2016年國內能源需求分析

在經濟增速換擋、資源環(huán)境約束趨緊的新常態(tài)下，2016年我國能源工作在煤炭去產能、非常規(guī)油氣開發(fā)、新能源開發(fā)利用、輸電能力提升、“一帶一路”能源合作等方面取得顯著成效。能源消費總量得到有效控制，油氣替代煤炭的進程加快，可再生能源占比進一步提升，能源結構改善明顯。

（一）消費總量得到有效控制，消費增長放緩

根據《2016年國民經濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報》初步核算，2016年全年能源消費總量43.6億噸標準煤，比上年（43億噸標準煤）增長1.4%。2012～2016年能源總量增長分別為3.9%、3.7%、2.1%、1.0%和1.4%。由圖5可見，能源消費總量已趨近峰值，消費總量增速放緩已成為經濟新常態(tài)下能源消費變化新趨勢。

2016年我國能源強度繼續(xù)下降。全國萬元國內生產總值能耗下降5.0%。工業(yè)企業(yè)噸粗銅綜合能耗下降9.45%，噸鋼綜合能耗下降0.08%，單位燒堿綜合能耗下降2.08%，噸水泥綜合能耗下降1.81%，每千瓦時火力發(fā)電標準煤耗下降0.97%^[5]。2012～2016年，全國萬元國內生產總值能耗下降速度逐步加快，分別為2.0%、3.7%、4.8%、5.6%和5.0%。

圖5 2010～2016年能源效率總量和增速

2016年固定資產投入同比增長迅速。六大高耗能行業(yè)投資66376億元，增長3.1%，占固定資產投資（不含農戶）的比重為11.1%；增加值增長5.2%，占規(guī)模以上工業(yè)增加值的比重為28.1%（見圖6）。

圖6 國內生產總值和固定資產投資同比增速

從房地產數據來看，2016年下半年，房地產開發(fā)恢復增長。據統(tǒng)計，2016年房屋新開工面積166928萬平方米，比上年增長8.1%，其中住宅新開工面積增長8.7%。全國商品房銷售面積157349萬平方米，比上年增長22.5%，其中住宅銷售面積增長22.4%^[6]。房地產經過十年的高速發(fā)展，當前呈現出大城市高房價、中小城市高庫存的局面。但整體而言，中國大規(guī)模的房地產開發(fā)已經接近尾聲。

工業(yè)一直是我國能源消費的主體，占到了總消費量的69.8%左右、電力消費的72.4%左右^[7]。在工業(yè)消費中，鋼鐵、有色、非金屬（以水泥、玻璃為主）是與房地產和大規(guī)?；A建設投資相關的三大行業(yè)。2016年新開工面積比上年略有增加，在一定程度上拉動了鋼鐵、有色、非金屬（以水泥、玻璃為主）三大行業(yè)能源需求。從工業(yè)產品產量能夠得到印證，2016年粗鋼產量8.1億噸，比上年增長0.6%；鋼材產量11.4億噸，比上年增長1.3%；原鋁3187.3萬噸，比上年增長1.5%；水泥產量24.1億噸，比上年增長2.3%（見圖7）。

圖7 粗鋼、水泥、十種有色金屬同比增長率

（二）能源結構調整初見成效，減煤成績顯著

從能源結構來看，2016年我國主體能源由油氣替代煤炭、非化石能源替代化石能源的雙重更替進程正在逐漸加快。2016年煤炭消費量下降4.7%，占一次能源消費比重由64%降至62%；石油消費略有增長，占一次能源消費比重約為18.3%；天然氣消費增長速度最快，增速為8.0%，占一次能源消費比重由5.7%提升至5.9%；水電、核電、風電等非化石能源增速最快，由11.3%提高到12.0%（見圖8、圖9）。

圖8 2010～2016年能源結構變化

圖9 2012～2016年主要能源消費量增速

2016年煤炭消費量下降4.7%，全國累計原煤產量33.6億噸，同比降9.4%，增速較上年下降5.9個百分點?；饷禾慨a能過剩是2016年能源工作的一項重點任務，成效顯著。2016年2月，國務院下發(fā)《關于煤炭行業(yè)化解過剩產能實現脫困發(fā)展的意見》，規(guī)定全年作業(yè)時間不超過276個工作日。隨著政策的實施，我國有序淘汰了一批資源枯竭、技術裝備落后、不具備安全生產條件、不符合煤炭產業(yè)政策的煤礦。4月起連續(xù)七個月原煤產量降幅超過10%，同時煤炭進口迅速增長。自6月起，月度煤炭進口量均在兩千萬噸以上。9月以來，由于煤炭產量大幅下降，煤炭供求關系扭轉，并導致煤價暴漲和多地煤炭供應緊張。隨后，相關部門啟動抑制煤價過快上漲預案，放寬276個工作日政策，煤炭價格有效地得到控制^[8]。

2016年石油消費量增加平穩(wěn)，增速為5.5%，增量來自汽油消費的增長。2016年國際原油價格低位徘徊，造成國內原油生產企業(yè)主動實施“以進頂產”，計劃性減產比較普遍。全年產量與進口量之比約為1∶2，原油產量19969萬噸，比上年下降6.9%，是2010年以來年產量首次低于2億噸；進口原油38101萬噸，增長13.6%^[9]。據運行快報統(tǒng)計，成品油消費量28948萬噸，同比增長5.0%，其中汽油同比增長12.3%，柴油同比下降1.2%^[10]。由于大宗商品運輸需求下降，貨運車輛增長速度已經逐步下降，由此導致柴油消費需求下降。另外，汽車保有量的增長拉動了汽油消費量的增長。2016年末我國民用汽車保有量19440萬輛（包括三輪汽車和低速貨車881萬輛），比上年末增長12.8%，其中私人汽車保有量16559萬輛，增長15.0%。民用轎車保有量10876萬輛，增長14.4%，其中私人轎車10152萬輛，增長15.5%^[11]。2010～2015年汽車和轎車的保有量增速連年下降，但2016年增長率趨穩(wěn)（見圖10）?？梢?，我國汽車發(fā)展仍具有一定空間，汽油需求仍將繼續(xù)上升。

圖10 2014～2016年汽車、轎車保有量及增長率

2016年天然氣消費量增長8.0%，是需求增長最快的能源。2016年，天然氣產量1369億立方米，同比增長1.7%；全年天然氣進口量5403萬噸，增長22.0%^[12]；天然氣消費量2058億立方米，同比增長6.6%^[13]。但人均天然氣消費量仍遠低于美國、歐盟、日本等發(fā)達國家和地區(qū)。天然氣不僅可以作為最清潔的化石能源，還可以成為新能源電力的調峰電力，未來具有很大的發(fā)展空間。

2016年，全社會用電量59198億千瓦時，同比增長5.0%^[14]。分產業(yè)看，第一產業(yè)用電量1075億千瓦時，同比增長5.3%；第二產業(yè)用電量42108億千瓦時，同比增長2.9%；第三產業(yè)用電量7961億千瓦時，同比增長11.2%；城鄉(xiāng)居民生活用電量8054億千瓦時，同比增長10.8%。2016年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設備累計平均利用小時為3785小時，同比減少203小時。其中，水電設備平均利用小時為3621小時，同比增加31小時；火電設備平均利用小時為4165小時，同比減少199小時。從電力生產月度數據來看，2016年下半年電力需求同比有所增長（見圖11）。從生產來看，2016年電力生產結構優(yōu)化明顯，非化石能源發(fā)電比重進一步提升，水電、風電、太陽能發(fā)電裝機容量世界第一。2016年，核能發(fā)電、風力發(fā)電、太陽能發(fā)電比重進一步提高，占全部發(fā)電量比重分別為3.5%、3.9%和1.0%，比上年分別提高0.5個、0.7個和0.3個百分點；水力發(fā)電占19.4%，與上年持平；火力發(fā)電占72.2%，比上年下降1.4個百分點^[15]。

圖11 月度發(fā)電量及增長率

2016年我國共投運7臺核電機組，全年核電累計發(fā)電量2105.19億千瓦時，約占全國累計發(fā)電量的3.56%，比2015年同期上升了25.07%。累計上網電量1965.68億千瓦時，比2015年同期上升了24.65%^[16]。截至2016年12月31日，我國已投入商業(yè)運行的核電機組共35臺，運行裝機容量為33632.16MWe（額定裝機容量），占全國電力裝機的比重約為2.04%。1～12月，各運行核電廠繼續(xù)保持安全、穩(wěn)定運行，僅出現1起運行事件。2016年9月寧德核電廠4號機組發(fā)生一起INES5 1級運行事件，造成放射性氣體非預期短時向環(huán)境排放，排放量占國家監(jiān)管部門批準排放年限值的0.002468%。

2016年，全國風電保持健康發(fā)展勢頭，全年新增風電裝機1930萬千瓦，累計并網裝機容量達到1.49億千瓦，占全部發(fā)電裝機容量的9%，風電發(fā)電量2410億千瓦時，占全部發(fā)電量的4%^[17]。2016年，全國風電平均利用小時數1742小時，同比增加14小時，全年棄風電量497億千瓦時，較2015年上漲46.6%。2013～2015年，棄風電量分別為162.31億、133.38億、339億千瓦時，2016年棄風電量接近500億千瓦時，這大致相當于北京市半年的用電量^[18]，造成的直接經濟損失逾百億元^[19]。全國棄風較為嚴重的地區(qū)是甘肅（棄風率43%、棄風電量104億千瓦時）、新疆（棄風率38%、棄風電量137億千瓦時）、吉林（棄風率30%、棄風電量29億千瓦時）、內蒙古（棄風率21%、棄風電量124億千瓦時）。

2016年，我國光伏發(fā)電新增裝機容量3454萬千瓦，累計裝機容量7742萬千瓦，新增和累計裝機容量均為全球第一^[20]。其中，光伏電站累計裝機容量6710萬千瓦，分布式累計裝機容量1032萬千瓦。全年發(fā)電量662億千瓦時，占我國全年總發(fā)電量的1%。2016年光伏發(fā)電分布還呈現出由西北地區(qū)向中東部轉移的趨勢，山東、河南、安徽、河北、江西、山西、浙江、湖北、江蘇新增裝機容量超過100萬千瓦。分布式光伏發(fā)電裝機容量發(fā)展提速，2016年新增裝機容量424萬千瓦，比2015年新增裝機容量增長200%。受“630”光伏上網電價下調政策影響，我國2016年上半年光伏迎來搶裝高潮。據國家能源局數據，2016年一季度，我國累計光伏發(fā)電裝機容量達到50.3吉瓦，同比增加52%。其中，光伏電站43.3吉瓦，分布式光伏7吉瓦。僅一季度全國裝機量7.14吉瓦，同比增加42%，接近2015年全年光伏裝機總量一半。西北地區(qū)的棄光問題嚴峻，2016年上半年棄光電量達到32.8億千瓦時，棄光率19.7%。其中，新疆、甘肅光伏發(fā)電運行較為困難，棄光率分別為32.4%和32.1%。2016年一季度，新疆棄光率甚至一度達到52%。整個2016年，西部地區(qū)平均棄光率達到20%。

三 2017年國內能源形勢展望

2017年1月，多家國際組織發(fā)布的全球經濟展望報告都看好2017年中國經濟增長前景。國際貨幣基金組織對中國2017年經濟增速預期，在2016年10月期《世界經濟展望》的基礎上，大幅上調0.3個百分點至6.5%；聯合國維持2017年中國經濟增速6.5%的預期不變；世界銀行下調2017年全球經濟增速預測0.1個百分點的同時，維持中國經濟增速6.5%的預期不變。此外，摩根大通、匯豐銀行、花旗銀行等多家外資機構也發(fā)布報告，預計2017年中國經濟將進一步企穩(wěn)。

受國家經濟刺激政策影響，2016年下半年與投資和基礎設施建設相關的行業(yè)已經開始擺脫低谷，恢復增長。2016年上半年，粗鋼產量增長率為-1.1%，而到年底時全年增長率已經為正的1.2%，11月達到5.0%的同比增長率；十種有色金屬上半年僅增長0.1%，而到年底則實現全年增長2.5%，12月的同比增長率更是高達9.2%。汽車產量1～6月累計增長6.0%，而1～12月累計增長達到13.1%。

從這些數據可以看出，目前經濟已經表現出強勁的復蘇勢頭。綜合這些走勢分析，如果國家繼續(xù)保持目前的經濟刺激措施，2017年中國經濟將開始擺脫低迷狀態(tài)，預計全年的經濟增長率有可能恢復到6.8%～6.9%。如果國際經濟形勢也好轉，中國經濟有可能實現7%的增長率。

國家能源局在《2017年能源工作指導意見》中提出全國能源消費總量控制在44億噸標準煤左右，非化石能源消費比重提高到14.3%左右，天然氣消費比重提高到6.8%左右，煤炭消費比重下降到60%左右，單位國內生產總值能耗同比下降5.0%以上等多項目標?；膺^剩產能仍是2017年的重點任務，全年力爭關閉落后煤礦500處以上，退出產能5000萬噸左右。2017年1月1日起，全國將全面供應國Ⅴ標準車用汽油（含E10乙醇汽油）、車用柴油（含B5生物柴油）。

根據對經濟形勢的判斷，預計2017年全年能源消費總量44億噸標準煤，比上年增長1.1%，達到440870.12萬噸標準煤（見圖12）。煤炭消費量下降2.2%，石油消費量增長3.8%，天然氣消費量增長9.2%，電力消費量增長6.2%。煤炭消費量占能源消費總量的60.0%，比上年下降2.0個百分點。之所以預測石油消費量增速低于2016年，是因為2016年石油進口增長有部分是由低油價導致的貸款換石油進口不正常增加，隨著2017年石油價格處于較高位置，這部分意外進口將會減少。

圖12 2006～2017年能源消費量

四 政策討論與建議

綜合以上分析，本報告提出以下政策建議。

（一）利用國際市場供大于求的有利時機，以油氣進口多元化提升能源安全水平

從全局來看，當前全球原油市場正從賣方市場轉變?yōu)楦偁幖ち业馁I方市場，資金充足、需求旺盛的中國買家成為各方積極爭取的對象。隨著中國地方煉油廠采購量的加大，沙特也開始關注中國地方煉油廠，并采取一些措施爭取地方煉油廠的采購。

國際能源研究機構普氏預測，未來5年內，中東原油占中國進口原油比例可能下降至50%以下。而俄羅斯將在中國獲得更多的市場份額。與此同時，拉美原油生產國將更加積極地把原油推銷至亞洲。預計到2020年拉美原油將占中國原油進口量的15%左右。

圖13 中國原油進口的三大進口來源

安哥拉的情況則比較特殊。這一西非國家與中國有石油換貸款協議。盡管具體協議內容外界不得而知，但是可以看出價格是隨行市而波動。石油價格下跌之后，安哥拉向中國發(fā)運的原油迅速增加。

從2016年2月開始，新一輪中國先期貸款償還導致安哥拉每月用于償還中國的船貨數量增加1倍還多。統(tǒng)治安哥拉近40年的安哥拉人民解放運動與中國簽署的協議為基礎設施獲得融資，并獲得新的出貨渠道，彌補因頁巖油革命導致的美國進口需求下降。但用石油作為抵押物的貸款預計已經達到250億美元（截至2016年3月）。

國際原油進口日益分散，成為今后中國進口石油市場的一大特點。從長遠來看，原油進口多元化符合我國原油進口策略，也更有利于保障我國原油進口安全。建議今后關注北美地區(qū)的石油進口來源。

（二）中國能源需求總體上已經達到峰值，能源供給革命的重點應轉向結構調整

在我國經濟發(fā)展的大部分時期，能源供給、煤電油運一直是經濟發(fā)展的瓶頸，受到國家政策的重點支持。十年前，限電還是每年夏季經常出現的現象。因此，很長時間以來中國的能源政策一直以保障供給為基本出發(fā)點，不斷建設大型能源、電力項目，為我國經濟發(fā)展提供了基礎條件。

然而，在經濟新常態(tài)下，經濟增長的主要驅動力已經從以大規(guī)模城市化和工業(yè)化為特征的數量型增長，轉向依賴技術進步與生活質量提升的質量型增長。與此相伴隨的是，商品需求的增長將從重化工業(yè)產品轉向以提升生活品質為目的的智能化和高質量商品，和與此相關的服務業(yè)。因此，經濟增長對能源需求的彈性將逐漸下降。由于與大規(guī)?；A建設相關的鋼鐵、建材、有色金屬產品的能源需求占到總體能源需求的大約1/3，隨著這些產品需求的下降，總體能源需求增長緩慢甚至負增長都是可以預見的。

能源需求增速放緩甚至總量負增長不僅表現在與這些產品相關的電力和煤炭需求上，而且這些大宗商品的運輸以往多依賴柴油動力的重型卡車和內河船運，因此也會引起對石油和成品油需求的減少，并引起成品油中汽柴比的變化。

這一轉折與以往的周期性電力過剩不同，隨著大規(guī)模城市和基礎設施的建設，現在可以說是整體性的能源、電力產能過剩。2014年以來，多地的電力機組運行小時數連續(xù)下降，尤以東北地區(qū)突出（見圖14）。同時，“十二五”以來建設的風電基地、光伏基地出現了日益嚴重的棄風、棄光問題。

圖14 2012～2016年火電、核電設備利用小時數及增長率統(tǒng)計

伴隨著經濟總量的擴張，我國的資源與環(huán)境約束日益顯現。大范圍、常態(tài)化的霧霾現象已經成為危害人民群眾身體健康的重要災害。調整能源供給與消費結構，減輕大氣污染，提高能源效率，已經成為刻不容緩的重要任務。今后的能源政策應從上項目、擴產能的供給性政策，轉向以控總量、調結構、清潔化、可持續(xù)為目標的結構性政策。政策主要導向包括有效降低煤炭消費與比重，實現清潔煤、清潔油，擴大天然氣應用和占比，發(fā)展可再生與低碳能源，提高能源消費效率。

（三）繼續(xù)推進煤炭行業(yè)去產能

我國是煤炭大國，長期以來我國能源消費以煤炭為主，煤炭消費占到能源消費總量的60%～70%。煤炭資源的開發(fā)和利用為我國經濟高速發(fā)展做出了巨大貢獻，同時也對我國生態(tài)、環(huán)境造成了嚴重的破壞。在煤炭開采過程中，礦井瓦斯以及矸石自然釋放的氣體會造成大氣污染；礦井水大量外抽，導致地下水位下降，甚至引起地表下沉；礦井排出的廢水和煤矸石未經處理，還會污染地面江河；煤炭開采還會對山體、森林、草地造成嚴重破壞。在“北煤南運，西煤東輸”的長距離運輸過程中，煤塵飛揚又會二次污染空氣。然而，與生產、運輸相比，煤炭在最終的燃燒環(huán)節(jié)對我國的環(huán)境影響更大。煤炭燃燒時會產生許多有害氣體，以二氧化硫為主，還有硫化氫、一氧化氮等。此外，經過30多年尤其是近十年的高強度開采，很多地區(qū)的煤炭資源都存在資源儲量少、賦存條件差、安全生產無保障、扭虧無望的僵尸煤礦。從我國長期能源發(fā)展來看，煤炭去產能勢在必行。

2016年是煤炭行業(yè)去產能的第一年，也是攻堅年，政府和煤炭企業(yè)對去產能的決心和力度十分大。2月，國務院《關于煤炭行業(yè)化解過剩產能實現脫困發(fā)展的意見》明確，從2016年開始用3～5年的時間，煤炭行業(yè)再退出產能5億噸左右、減量重組5億噸左右，較大幅度壓縮煤炭產能，適度減少煤礦數量，實現煤炭行業(yè)過剩產能得到有效化解、市場供需基本平衡、產業(yè)結構得到優(yōu)化、轉型升級取得實質性進展。隨后，《關于支持鋼鐵煤炭行業(yè)化解過剩產能實現脫困發(fā)展的意見》《關于支持鋼鐵煤炭行業(yè)化解過剩產能實現脫困發(fā)展的意見》《人力資源社會保障部國家發(fā)展改革委等七部門關于在化解鋼鐵煤炭行業(yè)過剩產能實現脫困發(fā)展過程中做好職工安置工作的意見》等配套文件相繼出臺，各地方政府積極響應，制定去產能方案，嚴控落實276天工作日，嚴抓超產。面對煤炭行業(yè)連年低迷、自身持續(xù)虧損，煤炭企業(yè)限產意愿也比較強，6月我國進入礦井關停的高潮期，并提前1個月完成了年度去產能2.5億噸的目標任務。

煤炭去產能不僅看數量，還應嚴控去產能的工作質量?！叭ァ辈皇侵笍U棄，而是尋求煤礦轉型之路、人員轉業(yè)之處。礦區(qū)往往占據大量的土地資源，擁有大批的技術資源和人才資源。所以，在礦井被關閉后，還要嚴防瓦斯煤塵爆炸、煤層自燃、礦井突水、煤巖動力災害等，統(tǒng)一管理存在安全隱患的大量閑置設備設施，及時修復已被嚴重破壞的水資源、土壤資源、地貌地形以及植被等生態(tài)環(huán)境，主動解決大批失業(yè)人員的安置難題。

去產能工作應作為一項長期工作，常抓不懈。煤炭短期內仍會是我國的主導能源，所以去產能工作應長期堅持做下去。淘汰過剩的、落后的、沒有經濟效益的產能，留下安全、高產、高效和綜合利用好的煤礦。淘汰、停建、緩建煤電項目，積極推進水電、核電、風電與火電互補的發(fā)電系統(tǒng)建設。更多地引進澳大利亞、印度尼西亞甚至美國的優(yōu)質煤炭，減少內陸地區(qū)煤炭開采帶來的生態(tài)破壞與環(huán)境污染。用五年、十年，甚至更久一些的時間，建設清潔低碳、安全高效的現代能源服務體系。

（四）穩(wěn)妥推進電力市場化改革，建設和完善電力交易市場

2017年的政府工作報告特別提出，“深化混合所有制改革，在電力、石油、天然氣、鐵路、民航、電信、軍工等領域邁出實質性步伐。抓好電力和石油天然氣體制改革，開放競爭性業(yè)務”。在2017年3月的電力體制改革座談會上^[21]，國家發(fā)展改革委和國家能源局提出下一步電力體制改革的主要任務是“四個有序加快、四個規(guī)范、四個加強”，即“有序加快放開發(fā)用電計劃、有序加快放開配售電業(yè)務、有序加快放開競爭性電價、有序加快放開交易機構交易業(yè)務范圍；加快規(guī)范輸配電價、加快規(guī)范優(yōu)先發(fā)電權優(yōu)先購電權計劃、加快規(guī)范自備電廠、加快規(guī)范局域網和增量配網；加強電力交易機構建設、加強電力行業(yè)綜合監(jiān)管、加強電力行業(yè)信用體系建設、加強電力市場信息共享”。

目前，我國電力體制改革試點已經覆蓋有條件開展的所有?。▍^(qū)、市），輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，交易機構組建工作基本完成，全國注冊成立的售電公司已有約6400家，首批105個增量配電項目開展改革試點，2016年全國市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。

在當前的國內外能源形勢下，電力體制改革面臨著一些新情況、新問題。當前國際油氣價格較低，天然氣發(fā)電具有一定價格優(yōu)勢，且較火電更為清潔；我國電力供應能力大于消費水平，窩電和缺電在個別地區(qū)依然存在；可再生能源發(fā)展迅速，但棄水、棄風、棄光現象嚴重；我國已全面放開用戶側分布式電源市場，支持企業(yè)、機構、社區(qū)和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統(tǒng)；售電公司的準入門檻和業(yè)務范圍仍有待規(guī)制，亟待修訂有關法律、法規(guī)、政策、標準，明晰發(fā)電企業(yè)和用戶之間市場交易范圍。結合上述形勢，本報告就電力體制改革提出以下三方面政策建議。

第一，發(fā)展直供電模式。直供電模式在售電側引入競爭機制，改變了電網單一購買者格局，是深入推進電力市場改革的重要措施之一。2002年電改“5號文”在關于競價上網實行電價新機制中，指出“在具備條件的地區(qū)，開展發(fā)電企業(yè)向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發(fā)電企業(yè)與用戶協商確定，并執(zhí)行國家規(guī)定的輸配電價”。2015年電改“9號文”進一步明確“構建體現市場主體意愿、長期穩(wěn)定的雙邊市場模式。直接交易雙方通過自主協商決定交易事項，依法依規(guī)簽訂電網企業(yè)參與的三方合同。鼓勵用戶與發(fā)電企業(yè)之間簽訂長期穩(wěn)定的合同，建立并完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制”。當前，我國個別地區(qū)已經在推進電力直供試點工作，為用戶購電帶來了真正的實惠。據《中國能源報》報道，華能邯峰電廠首次直供電交易成功^[22]。華能邯峰電廠共與6家大用戶確認達成交易，購電量總計6.35億千瓦時，售電量總計6.58億千瓦時，取得發(fā)電量指標7億千瓦時，增加利用530小時。此次交易是河北南網電力市場化改革后的首次大規(guī)模交易，19家發(fā)電企業(yè)和123家電力用戶共達成交易204筆，成交電量82.5億千瓦時，平均直接交易電價為325.58元/兆瓦時，降低用戶購電成本3.22億元。因此，建議盡快制定合理的過網費標準，核定各地區(qū)最低上網電價，以兩者之和作為直供電最低價格；按照電改深入進行的需要，未來需在更大范圍內，鼓勵對大用戶直供電。

第二，在沿海地區(qū)發(fā)展進口LNG電廠，允許大用戶自主或委托進口LNG。LNG燃燒后放出的熱量大，且對空氣污染非常小，已經被很多國家推廣采用。截至2015年底，全國干線管道總里程達到6.4萬公里，一次輸氣能力約2800億立方米/年，建成LNG接收站12座，LNG接收能力達到4380萬噸/年。天然氣發(fā)電裝機5700萬千瓦，建成壓縮天然氣/液化天然氣（CNG/LNG）加氣站6500座，船用LNG加注站13座^[23]。我國《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出“十三五”時期天然氣消費比重要力爭達到10%。與管道天然氣貿易相比，LNG貿易在供應方、采購方、采購合同等方面更具靈活性。當前國際油氣市場供應寬松，充分利用全球LNG資源價格處于較低的位置這一時機，在LNG接收站的基礎上，進一步在環(huán)渤海、長三角、東南沿海地區(qū)發(fā)展進口LNG電廠，就近供應附近地區(qū)的電力消費。這不僅能夠及時地填補火電去產能留出的供給空間，緩解大規(guī)?？稍偕茉床⒕W給電網帶來的調峰壓力，還將有助于減輕北方地區(qū)大范圍的霧霾。與之匹配，我國還應建立起合理的定價體系，允許大用戶自主或委托進口LNG，推動LNG產業(yè)逐步走向市場化。

第三，建立售電公司的規(guī)制體系。截至2016年底，全國已公示售電公司共計295家^[24]。其中廣東省210家，售電公司數量最多。廣東省在2016年3～5月的三次月度電力集中交易中，引入售電公司參與競價的成交電量占到總交易量的73%，電廠向需求方讓利的5.3億多元被售電企業(yè)獲得。售電公司得到超預期的盈利，引發(fā)了業(yè)內廣泛關注。3～9月的競價交易中，平均結算價已經由4月最多的0.148元/千瓦時下降到9月的0.037元/千瓦時，售電公司的利潤在迅速縮減。2016年10月底，廣東經信委公布了新的電力交易規(guī)則，規(guī)定電力用戶在同一時刻只能選擇一家售電公司購電（“長協+競價”），合約期內維持購售電關系不變；并且規(guī)定采取月結月清的方式結算偏差電量，超過偏差電量要進行懲罰。但統(tǒng)一價格出清方式以及廣東現有的偏差考核機制（正負罰兩倍，2%以內免考核）仍存在爭議。此外，在該制度下，能否簽訂長協合同，直接關系到售電公司未來一年的命運。因此，我國應加快研究和落實售電公司的長期盈利模式和市場交易規(guī)制，形成充分競爭的售電側市場主體，并建立相應的市場管理機制。

（五）完善可再生能源電價和補貼政策，政府引導和市場主導并重

我國自2009年起實施標桿上網電價政策，并適時下調上網電價。各地區(qū)還有不同的政府補貼政策。兩者曾有效地推動了風電和太陽能發(fā)電的發(fā)展。然而，隨著我國風電、太陽能發(fā)電規(guī)模的日益龐大，標桿上網電價政策和補貼政策暴露出一些問題。

其一，標桿上網電價政策直接刺激企業(yè)在期限來臨前盲目搶裝。當前，行業(yè)內出現一種怪現象：一邊是蜂擁而上的搶裝潮，另一邊卻是日益嚴重的棄風棄光。這不但形成了巨大的能源浪費，還給使企業(yè)難以實現項目可行性研究報告中的收益率，帶來巨大的經濟損失。例如，2016年的“630”下調光伏上網電價政策，“2016年以前備案并納入年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目但于2016年6月30日以前仍未全部投運的，執(zhí)行2016年上網標桿電價”。企業(yè)只要在“630”之前，就可以享受高一些的優(yōu)惠電價，這直接導致企業(yè)為了享受高一些的電價，搶著趕進度、上項目。類似的情況，同樣發(fā)生在風電行業(yè)。搶裝潮出現后，會造成短期內大型設備供應短缺，相關工業(yè)產品價格上漲，并且還可能會影響工程質量，而電網也未做好充足的接納準備。

其二，標桿上網電價政策未能激勵電網輸、配、消納，限電對電網收益影響較小。當前，我國風電、光伏產業(yè)仍以大規(guī)模開發(fā)為主，主要集中于資源較好的西北地區(qū)，發(fā)電主要面向電網，而非普通消費者。電網輸配可再生能源需要完善主網架結構，對重要送出斷面、風電匯集站、樞紐變電站進行補強和增容擴建，還需要合理安排常規(guī)煤電機組和供熱機組開機規(guī)模和發(fā)電計劃，優(yōu)化電網調度。標桿電價政策主要是對發(fā)電企業(yè)的電價優(yōu)惠，電網并未受到足夠的激勵去傳輸和消納風力發(fā)電和太陽能發(fā)電。對電網而言，輸、配、消納同等電量的火電更加容易。再有，當系統(tǒng)調峰能力不足，電網通知風電企業(yè)限電，何時限電、何時解除均由電網決定。限電也只是使發(fā)電企業(yè)受到巨大的經濟損失，未涉及電網?！犊稍偕茉捶ā芬髮稍偕茉磧?yōu)先并網，然而實際中電網收納可再生能源的積極性未能調動起來。2016年，部分省份具備完成最低保障性收購小時數的條件，但未能達到既定標準，對棄風率超過20%的省份暫停安排新建風電規(guī)模。這種懲戒只是暫時制止盲目的開發(fā)，但未能有效改善當地棄風現象。

其三，補貼資金缺口越來越大，企業(yè)未能及時獲得補貼。根據國家能源局數據，中國新能源補貼資金（風電、光伏的補貼資金總額）缺口已經從2015年底的400億元，擴大至2016年底的600億元。我國的可再生能源電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，由可再生能源發(fā)展基金予以補貼?！犊稍偕茉捶ā返?0條規(guī)定了可再生能源電價補貼資金來源于電價附加，但在第24條又規(guī)定了可再生能源發(fā)展基金來源既包括國家財政安排的專項資金，也包括電價附加。企業(yè)自備電廠常拖欠繳納，造成基金上繳長期不足，《可再生能源法》的補貼制度難以落實。而征收上來的資金主要用于補貼風電，留給光伏的補貼較少。由于審批手續(xù)復雜，光伏企業(yè)收到補貼通常需要兩年甚至更長的時間，給企業(yè)造成了很大的資金壓力。

因此，建議可再生能源上網電價和補貼政策引入市場機制，充分發(fā)揮市場拉動作用。經過近十年的高速發(fā)展，我國風電、太陽能發(fā)電等新能源規(guī)模已十分龐大，但并網電量在我國電源結構中所占比例仍然比較低，局部地區(qū)棄風棄光現象嚴重。適當引入市場競爭機制，如可再生能源配額制、綠色證書交易機制和競價上網機制，減少開發(fā)企業(yè)對補貼的依賴，建議逐步取消新能源財政專項資金補貼；鼓勵電網盡量多消納可再生能源，對超出完成最低保障性收購小時數的地區(qū)按一定比例進行補貼，并對未能完成最低保障性收購小時數的地區(qū)進行懲戒；同時，有效消納減少省際壁壘，為可再生能源消納提供保障。