一、中国能源总体形势分析
1、煤炭行业产量、消费量分析
2017年1-12月份，全国规模以上企业原煤累计产量34.5万吨，同比增加1.08亿吨，同比增长3.2%1;其中1-11月份国有重点煤矿产量累计完成16.08亿吨，同比增加9800万吨，增长6.5%。从逐月产量来看，4-9月累计生产17.84亿吨，比2016年同期增加1.5亿吨、增长9.2%，这一时期是2017年煤炭产量净增的集中期。我国煤炭消费在2014-2016年的3年连降后，2017年消费同比增加7000万t左右，同比增长约1.9%，
2016-2017年我国煤炭逐月日均产量
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2011年以来我国煤炭消费量及增量变化
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从煤炭消费行业看，2017年1~11月，火力发电、粗钢、10种有色金属分别同比增长4.7%、5.7%和2.5%，分别比2016年增加2.2、4.6和1.2个百分点，表明电力、钢铁、有色行业对煤炭消费增长的支持作用。1~11月水泥和平板玻璃分别同比增长-0.2%和3.9%，分别比2016年下降2.9和1.0个百分点，显示建材行业的煤炭消费低迷情况。尽管2017年煤炭消费受火力发电、粗钢、有色等行业支持，但这些行业2017年同比增速较前些年有时高达两位数的增速相比，仍处于相对较低增长水平，因此，从煤炭消费行业总体上看，煤炭消费增长的动力仍十分弱。
2、成品油行业发展现状
2017年，我国石油市场发展出现众多新态势。汽油、柴油、煤油消费均呈现增长态势，但汽油消费增速有所下滑;受国际油价低位震荡影响，国内原油产量继续下滑;在地方炼油企业需求驱动下，原油进口大幅增长，致使原油对外依存度再创新高;国内炼化产能继续扩大，成品油净出口持续增加。
成品油消费保持增长，汽柴煤消费均呈增长态势。经济形势向好拉动成品油消费增长，2017年前11个月，成品油表观消费量2.82亿t，同比增长6.7%，增速继续回升。其中，汽油消费增长有所放缓，主要是受替代能源发展、出行方式变化以及混合芳烃等燃料增长影响;在工业需求拉动下，柴油消费实现正增长;受益于航空市场增长，煤油消费继续保持较高速度增长。其他产品中，液化气消费非常可观，前10个月累计消费超过4400万t，增速超过10%。
2016—2017年我国成品油逐月日均消费量和石油日均表观消费量
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国内原油产量继续下滑。受国际油价低位震荡影响，2017年国内原油产量整体上仍呈下滑趋势。2017年前11个月，原油产量1.75亿t，同比下降3.2%。但值得指出的是，受年末国际油价震荡上行驱动影响，国内产量已出现回升态势。
2016—2017年我国国内原油逐月日均产量
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原油进口大幅增长，对外依存度增加。受原油进口资质放开影响，2017年前11个月原油进口大幅增长，进口量3.82亿t，同比增加近4000万t，增幅超过11%。受原油进口大幅增长影响，初步测算显示我国石油对外依存度已超过67%。
原油加工量较快增长，成品油净出口持续增加。国内炼化产能仍在继续增长，加之受原油进口权和使用权落地驱动，2017年前11个月，国内原油加工量达到5.14亿t，同比增长7.7%;成品油产量3.17亿t，增长7.3%。在国内需求增长有限的情况下，成品油出口继续增长。前11个月，出口成品油4506万t，同比增加超过300万t，增长7.3%。其中，汽油出口933万t，柴油出口1525万t，煤油出口1150万t。
2016—2017年我国逐月原油和石油净进口量
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2016—2017年我国原油加工和成品油产量及出口量
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国际油价震荡下行后出现反弹，国内成品油价格上涨。2017年一季度，国际油价基本延续了2016年石油输出国组织(OPEC)限产带来的涨势，WTI、Brent油价分别在53美元/桶、55美元/桶左右窄幅震荡;进入3月份后，供应增加导致供需基本面恶化，油价开始震荡下行;8月份后，全球需求和供应齐增，需求略高，市场基本面开始转向平衡，油价开始出现反弹。11月30日OPEC减产大会结束后，油价又呈现出盘整期并有小幅回落。进入12月后，受多个油田生产事故以及伊朗局势影响，油价持续上涨，WTI油价突破60美元/桶。在Brent与WTI价差方面，8月份以前，价差基本在2~3美元/桶之间徘徊，其后WTI原油价格增幅受到了美国原油产量增加的打压，价差扩大至7美元/桶左右。
国内成品油价格方面，随着国际油价变化，2017年全年25个调价周期中，油价有11次上调，其余6次下调、8次未做调整。全年来看，汽油累计上涨435元/t，柴油累计上涨420元/t。
2017年国际油价变化
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2018年1-4月中国汽油产量为4629.9万吨，同比增长7.2%;2017年1-12月中国汽油产量为13276.2万吨，同比增长3.0%。
2014-2018年中国汽油产量及增速
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截止至2018年5月中旬，汽油(92#国Ⅴ)价格为7619.2元/吨，环比5月上旬价格上涨160.2元/吨，涨幅为2.1%;汽油(92#国Ⅴ)市场价格亦在此时达到目前为止最高值。1月上旬，汽油(92#国Ⅴ)价格呈现最低值，为6920元/吨，环比2017年12月下旬上涨81.9元/吨，涨幅为1.2%。最高值与最低值相差699.2元/吨。
2018年中国汽油(92#国Ⅴ)价格走势图
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截止至2018年5月中旬，汽油(95#国Ⅴ)价格为8119.3元/吨，环比5月上旬价格上涨132元/吨，涨幅为1.7%;汽油(95#国Ⅴ)市场价格亦在此时达到目前为止最高值。1月上旬，汽油(95#国Ⅴ)价格呈现最低值，为7320.6元/吨，环比2017年12月下旬上涨73元/吨，涨幅为1%。最高值与最低值相差798.7元/吨。
2018年中国汽油(95#国Ⅴ)价格走势图
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截止至2018年5月中旬，柴油价格为6712.4元/吨，环比5月上旬价格上涨281.9元/吨，涨幅为4.4%;柴油市场价格亦在此时达到目前为止本年度最高值。3月上旬，柴油价格呈现最低值，为6001.4元/吨，环比2月下旬下跌56.3元/吨，跌幅为0.9%。最高值与最低值相差711元/吨。
2018年中国柴油(0#国Ⅴ)价格走势图
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三、天然气产量、消费量及价格走势
在全国天然气需求井喷式增长的刺激下，2017年中国天然气产量增速一改连续3年下跌的颓势，强劲上扬。2017年共生产天然气1474.2亿立方米，比2016年净增116亿立方米，增幅为8.5%。
2006-2017年中国天然气产量及增速
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进入2017年后，在欧佩克原油限产协议的推动下，国际油价一直稳定在50～60美元/bbl，年末冲上60美元/bbl关口，年均价较2016年上涨约10美元/bbl。油价上行带动国际天然气市场价格(包括长协价和现货价)上扬，也推升了2017年中国天然气进口价格，2017年进口均价同比上涨13.9%。特别是从9月起，LNG现货进口均价从5.63美元/MMb吨u陡升至12月的10.48美元/MMb吨u。
2015-2017年现货LNG到岸价走势图(美元/MMb吨u)
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在国民经济形势稳中向好和“煤改气”政策的引领下，2017年工业用气、天然气发电、天然气化工和城市燃气、交通运输等用气领域的天然气需求无一例外全面回升，再现2013年之前的双位数增长步幅。全年天然气表观消费量(国内生产+进口-出口，不含储存和损耗)达到2398.6亿立方米，同比净增量达到318亿立方米，创历年最高纪录，增幅从2016年的8.1%升至15.3%，几乎翻了一番。天然气在我国一次能源消费结构中的占比也由上年6.2%增至约7.2%。
2006年以来中国天然气消费量的发展变化图
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除去向港澳地区的出口量，2017年中国天然气净进口量约924.4亿立方米。2017年中国天然气消费的对外依存度由上年的34.7%增至38.5%。同时，2017年的进口天然气净增量(202亿立方米)占内陆天然气供应净增量(318亿立方米)的63.5%。从2011年到2017年，短短的7年间，中国天然气需求的进口依存度增长了80%。从中国天然气供需前景看，对外依存度预期还将大幅增加。因此，有关各方应重视和关注中国天然气供应安全并制定相关应对策略。
2007年以来中国天然气进口量与对外依存度的发展变化图
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4、全社会电力消费增速回升
2017年，受经济增速回升、电能替代步伐加快、夏季气温偏高等因素影响，全社会用电量增速回升。2017年1~11月份全社会用电量5.73万亿kWh，同比增长6.5%，比2016年同期提高1.5个百分点。
宏观经济稳中向好态势持续，基础设施投资加大，传统产业生产恢复，第二产业发展回暖，是带动全社会电力消费增速回升的主要驱动力。2017年1~11月，第二产业用电量同比增长5.5%，比2016年同期提高2.9个百分点，对全社会用电量增长贡献达到60%。其中，四大高载能行业对全社会用电量增长的贡献率为19.7%。
随着电能替代政策的不断推进以及夏季高温天气等因素影响，第三产业和城乡居民生活用电继续保持平稳增长态势。2017年1~11月，第三产业用电量同比增长10.5%，比2016年同期回落1.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为21.9%。城乡居民生活用电同比增长7.7%，比2016年同期回落3.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为16.3%。
2015—2017年我国全社会电力消费增速走势图
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2013年以来我国分部门用电量增长贡献率
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预计2017年我国全社会用电量达到6.3万亿kWh，增量预计超过3800亿kWh，高于2016年。
2015—2017年我国全社会分月用电量趋势图
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发电装机规模稳步提升。2017年1~11月，全国基建新增发电能力11286万kW，比2016年同期多投产2729万kW。除核电项目推迟投产、比2016年同期少投产503万kW外，水电、火电、风电和太阳能发电分别比2016年同期多投产130万kW、580万kW、50万kW和2472万kW。国家防范化解煤电产能过剩风险深入推进，有效抑制了煤电产能规模扩张，同期新增火电3925万kW。至2017年8月我国全口径发电装机规模已突破17亿kW。
2014年以来我国新增发电装机规模
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二、2017年能源政策回顾
1、矿业权制度改革加速推进，能源资源勘查开采体制有序放开
中国矿产资源的所有权性质以全民所有制为主，由国家代为行使各项权能。尽管很多矿产资源的转让已经随着社会主义市场经济体制的建立而纳入市场交易的轨道，但是，由于沿袭制度的惯性，仍有多种矿产资源的出让采取的是登记制和协议方式，例如石油和天然气。这种运作模式的结果是国家矿产资源权益得不到保证，公平竞争的矿业市场环境难以形成，出现“圈而不探”和“探而不采”等现象，市场配置资源的功能不能正常发挥作用，矿产资源的经济价值不能得到较好体现，因此，推进中国矿产资源管理体制的改革势在必行。自2016年底，国家先后出台《关于全民所有自然资源资产有偿使用制度改革的指导意见》(国发〔2016〕82号)、《矿业权出让制度改革方案》(厅字〔2017〕12号)、《矿产资源权益金制度改革方案》(国发〔2017〕29号)、《矿业权出让收益征收管理暂行办法》(财综〔2017〕35号)、《关于加快建设绿色矿山的实施意见》(国土资规〔2017〕4号)等政策，推进矿业权竞争出让，提高占有成本，加快矿权流转，促进矿权开发，调整优惠政策，倒逼技术进步，将矿山治理恢复的资金使用权交还企业，加强矿业领域生态文明建设，加快矿业转型和绿色发展。同时，政策着重调整了中央和地方在矿业权益上的分配关系。
在矿山环境治理恢复环节，将矿山环境治理恢复保证金调整为矿山环境治理恢复基金，强化环境治理。2017年11月，财政部、国土资源部、环境保护部联合发布《关于取消矿山地质环境治理恢复保证金建立矿山地质环境治理恢复基金的指导意见》(财建〔2017〕638号)。建立基金制度后，企业可根据矿山地质环境保护确定的经费预算等自主使用，更为便利。在绿色矿山建设上，采取多种政策支持，包括用矿优先、用地保障、财税倾斜奖励、提供绿色信贷及融资等。
2、油气体制改革顶层设计方案出台，改革步伐加快
石油在目前的能源体系中居于主导地位，无论是价格波动还是供给数量变化，都对国民经济的健康运行有着举足轻重的影响，保障国家能源安全和促进油气资源高效利用一直是政策的核心目标。为向这一目标持续迈进，解决制约中国油气行业发展中的深层次矛盾问题，2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，强调要坚持问题导向和市场化方向，发挥好市场和政府两个作用，深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价体制改革和国有油气企业改革，释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力、国际国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。
3、深化电力市场建设，加快新能源发展
在启动新一轮电力体制改革以前，中国电力买卖实行“统购统销”模式，计划性强，竞争性不足，资源配置效率低，价格不能准确反映供需关系。2017年，北京和广州两地国家级电力交易中心的成立是中国深化电力体制改革、加快电力市场建设迈出的关键一步。两个交易中心负责跨区、跨省电力市场的建设和运营，既调剂余缺，又促进清洁能源消纳，标志着中国电力放开竞争性环节、实现市场化交易进入全面实施阶段。为深化电力体制改革，2017年3月，国家发展改革委、国家能源局联合出台《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294号)，逐步缩减发电计划和政府定价的覆盖范围，鼓励无议价能力用户以外的电力用户参与市场交易，优先支持已实行市场交易电量，引导发电侧规模与需求侧相匹配;优先保障风电、太阳能、核电等新能源发电。8月，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)，争取为市场提供反映成本和市场供需状况的价格信号，这是新一轮电改启动后电力市场建设的突破性进展，有助于加快输配电市场发展，推进分布式新能源发电等市场建设，有利于随机性大、波动性大的清洁能源(例如风能、光能)进入市场，从而解决弃风、弃光问题。
在清洁能源的生产和消纳上，2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》(发改能源〔2017〕132号)，建立了可再生能源绿色电力证书认购体系，明确了“绿证”的核发认购规则，同时完善了风力发电的补贴机制。针对目前光伏发电建设成本高、竞争力缺乏的突出问题，9月，国家能源局发布《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕54号)，明确“十三五”期间领跑基地建设的目标是推动技术进步，促进成本下降，减少补贴依赖，实现2020年用电侧平价上网。对于可行性高且具有竞争力的清洁能源——地热，1月，国家发展改革委、国家能源局、国土资源部联合发布《地热能开发利用“十三五”规划》(发改能源〔2017〕158号)，提出了2020年地热能年利用量7000万吨标准煤、地热能供暖年利用量4000万吨标准煤的目标。
在利用方式上，鼓励分布式发电就近利用清洁能源资源，提高能源利用率。目前，中国分布式发电已取得较大进展，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。为加快推进分布式能源发展，2017年10月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)，分布式发电项目单位(含个人)可通过配电网内就近符合交易条件的电力用户进行电力交易，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同。为提高分散式风能资源的利用效率，2017年6月，国家能源局发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕3号)，提出分散式接入风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的总体原则推进。生物质能供热是绿色低碳清洁经济的可再生能源供热方式，是替代县域及农村燃煤供热的重要措施。12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于印发促进生物质能供热发展指导意见的通知》(发改能源〔2017〕2123号)，明确将生物质能供热作为应对大气污染的重要措施，加快生物质能供热在区域民用供暖和中小型工业园区供热中的应用，构建分布式绿色低碳清洁环保供热体系。
4、能源价格形成机制改革继续深入，成本下降显著
2017年是中国价格机制改革的攻坚年，能源领域仍是改革重点。2017年，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，中国在天然气管输领域推出天然气长输管道成本监审等多项改革举措。2017年6月，国家发展改革委发布《关于加强配气价格监管的指导意见》(发改价格〔2017〕1171号)，准许内部收益率不超过7%，充分体现了燃气行业属于公用事业的特点。在电力领域，8月，国家发展改革委发布《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》(发改办价格〔2017〕1407号)，要求加快华北区域电网输电价格核定工作，于2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作，华东、华中、东北、西北等区域于2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作;加快核定新投产跨省跨区专项输电工程输电价格;组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。8月，国家发展改革委发布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》(发改价格规〔2017〕1554号)，进一步要求按照“准确核定成本、科学确定利润、严格进行监管”的思路，建立健全以“准许成本+合理收益”为核心的约束与激励相结合的垄断行业定价制度，重点抓好严格成本监审、健全定价机制、规范定价程序、推进信息公开、强化定价执行5个方面的重点任务，围绕输配电、天然气管道运输等重点领域，加快建立健全成本监审办法和价格形成机制。2017年，中国推进输配电成本监审，全面完成全国省级电网输配电价改革，核减成本比例达14.5%，降低企业用电成本480亿元，电力市场化交易比重提高到23%;完成首次天然气跨省管道运输成本监审，核减成本比例达16%，并降低非居民用气价格每立方米0.1元，减轻企业用气支出160亿元;加强地方天然气管输价格监管，减轻企业用气支出40亿元。
5、化解产能过剩，能源投融资体制改革迈出实质性步伐
受经济增速放缓、能源领域供需形势变化等因素影响，2017年中国煤炭、煤电、石油炼化等行业发展形势不容乐观，化解产能过剩继续成为政策关注焦点。2017年4月，国家发展改革委等多部门联合发布《关于做好2017年钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展工作的意见》(发改运行〔2017〕691号)，提出退出煤炭产能1.5亿吨以上，2017年政府工作报告提出煤电行业去产能5000万千瓦。截至2017年底，煤炭行业和煤电行业的去产能年度目标任务均已超额完成。7月，国家发展改革委等部门发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》(发改能源〔2017〕1404号)，为煤电行业防范化解产能过剩风险、转型升级发展提供了行动指南。提出“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上;提出从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新增产能规模、加快机组改造提升、规范自备电厂管理、保障电力安全供应6项主要任务。
能源行业属于资本密集型行业，技术壁垒高，行业风险较大，融资困难，需要加快能源行业投融资体制改革，为企业提供更加便利的融资环境。2017年3月，国家能源局发布《关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见》(国能法改〔2017〕88号)，提出充分激发社会资本参与能源投资的动力和活力，确定能源企业的投资主体地位;同时提出实行能源投资项目管理负面清单制度、能源投资项目管理权力清单制度和能源投资项目管理责任清单制度。
三、2018年能源需求预测分析
1、电力消费预计高位回落
2017年因全国大范围持续高温天气以及工业经济回暖的影响，全年全社会用电量增速将达到6%，2018年随着气温逐步回归正常，对电力需求的影响将明显减弱;另一方面，目前我国经济处于探底的过程中，2018年我国经济或遭遇二次探底，二产增速将在6%左右的底部前行，用电增速难以快速提高。此外，2017年的高基数也将影响2018年的增速。综合来看，预计2018年全年用电增速将保持在4%～5%范围，增速要低于2017年。
2、煤炭消费增速大幅回落
由于电力需求增速有所放缓，加之水电恢复正常供应，核电及并网风电、太阳能发电等替代能源继续快速推进，煤电的市场空间将进一步被压缩，预计发电用煤增速将大幅回落。与此同时，随着供给侧结构性改革推进及大气污染治理力度加大，钢铁、建材及其他行业散煤消耗将持续减少，而现代煤化工用煤有望继续保持稳定增长。综合来看，预计2018年全年煤炭消费增速将大幅回落。
3、成品油消费平稳增长，汽煤柴油走势依然分化
我国正步入“汽车进入家庭”的发展阶段，越来越多的家庭计划购买汽车，带动汽油消费持续较快增长，但共享出行不断替代汽车出行在一定程度上降低了汽油消费，预计汽油消费总体仍将保持6%～8%的增速。2018年，受房地产投资下行、地方基建投资高速增长难以持续等因素影响，柴油消费增速将有所回落。但同时，工业经济将保持6%的速度平稳增长，大宗商品生产和需求形势基本稳定，继续拉动交通运输需求，加之国家对炼油行业监管的逐步升级，非标准油品有望逐步退出市场，柴油消费仍有增长的潜力。随着航空物流业、旅游业等快速发展，我国航空运输业依然处于高速发展期，煤油消费将以8%～10%增速稳定持续增长。综合来看，2018年全年成品油消费将继续保持中低速平稳增长。
4、天然气消费继续保持较快增长
2018年，国家将持续推进环保政策，加强环保监管，各地仍面临较大的环保压力，将推动用气需求增长，主要增量仍然会来自居民、供热及交通运输用气。工业燃料用气依然受制于经济探底形势，而燃气发电受气温回归正常以及发电成本较高等因素影响，短期依旧难以大幅改观。预计2018年全年天然气消费量达到2600亿立方米，同比增长10.5%左右。
