【未名宏观】林卫斌：上半年能源形势分析及全年展望

一、上半年能源经济运行的特点

2018年上半年能源经济运行表现出以下几方面特点：其一，煤炭企业利润显著增长，年初煤炭价格有所上涨；其二，成品油实际消费量大于表观消费量；其三，“煤改气”工程新增需求释放，天然气消费量大幅增加；其四，用电量超预期增长，增幅创近七年来新高；其五，新能源发电量高速增长，弃光、弃风现象有所好转。

（一）煤炭企业利润显著增长，年初煤炭价格有所上涨

2018年前5个月，全国规模以上煤炭企业主营业务收入9635亿元，同比增长4.5%；利润1278.8亿元，同比增长14.8%。煤炭协会统计的90家大型企业前5个月利润总额（含非煤）625.85亿元，同比增长33.6%。5月末规模以上煤炭企业应收账款2676亿元，同比下降4.3%。

市场现货价格受市场预期影响波动较大，年初煤炭价格上涨。秦皇岛5500大卡下水煤市场平仓价最高时达到770元/吨，虽然4月中旬下降到570元/吨左右，6月上旬又回升至700元/吨左右。

（二）成品油实际消费量大于表观消费量

根据国家统计局公布的数据，上半年国内市场原油产量9440万吨，同比下降2%，降幅收窄；进口原油2.25亿吨，同比增长5.8%；原油加工量2.996亿吨，同比增长8.9%，保持较快增长，成品油产量1.82亿吨，同比增长3.9%，增幅低于加工量增幅；成品油表观消费1.58亿吨，同比增长1.0%，呈现低速增长态势，柴汽比为1.2:1，成品油出口2380万吨，同比增加26.9％，供大于求态势明显。按照发改委口径，成品油表观消费1.59亿吨，同比增长6.1%，柴汽比为1.1:1。

但成品油实际消费量可能要大于发布的数据，因为依然有企业隐瞒实际加工、销售的量。由于2018年年初国家税务总局出台了《关于成品油消费税征收管理有关问题的公告》的1号文，市场成品油销售变票难度加大，但是依然有部分企业隐瞒了成品油的上报数据。从成品油产量增幅明显小于加工量增幅可以看出这一点，这也导致了统计局口径表观消费偏低。按照发改委口径，地方炼厂成品油产量按照加工量和成品油收率估算，实际的表观消费增幅比统计局公布的增幅略高。根据调油资源、终端消费口径进行推算：汽油同比增长6%，煤油同比增长10%，柴油同比增长1.5%。成品油消费增速呈现“汽降柴升煤稳”态势。

另外，由于油价回升，2018年替代资源经济性转好。天然气、乙醇、煤制油和电动汽车等，替代量占成品油消费量的7.5%。

汽车销售市场增速下降，也限制了成品油市场的增长。国内汽车市场处于起飞期后期的调整阶段，2018年上半年汽车销售同比增长5.6%，预计下半年同比增长4%左右，其中新能源汽车同比增长112%。2018年下半年，由于“公转铁”、“环境治理”和经济放缓等因素的影响，汽柴油消费难以有大的改观。

（三）“煤改气”工程新增需求释放，天然气消费量大幅增加

2017年居民供暖设施“煤改气”工程展开，天然气需求在2018年逐步显现。上半年全国天然气消费水平保持高位增长，表观消费量1362亿立方米，同比增加196亿立方米，同比增长16.8%，日均增长达到1.08亿方。其中约4000万方/日的增量来自“煤改气”工程新增需求的持续释放。

从消费结构来看，全国天然气消费增长主要体现在城市燃气消费和工业燃料用气上。其中：

2017年新增用户在2018年上半年用气量释放，其中居民用户新增1200万、采暖面积新增4亿平方米。一季度增量以采暖为主，约30亿立方米（4000万方/日），采暖季结束后，2017年以来的新增需求仍在持续释放。

天然气工业消费量同比增长13%。受用气高峰供应紧张影响，北方地区部分工业用气在1、2月受到压减，采暖季结束后，天然气工业用户持续高生产负荷。

天然气发电同比增长16%。一季度部分热电厂受气温降低影响，实行以热定电的冬季作业模式，高负荷率运行；二季度受下游电网检修、社会用电需求增加等影响，调峰电厂负荷率提高。

天然气化工消费量较去年小幅下降。受全国供需紧张影响，化工用户用气在一季度维持较高强度压减，二季度化工品价格维持高位，同比增幅提高，上半年整体用气同比仍下降。

（四）用电量超预期增长，增幅创近七年来新高

上半年全社会用电量32291亿千瓦时，同比增长9.4%。第二产业用电量持续快速增长，同比增长7.6%。其中新兴制造业用电量增长快。医药、汽车产业等高新科技类制造业用电量增长速度快。

全社会用电量增速创近7年新高。上半年全社会用电量增速同比提高3.1个百分点，创2012年以来近7年同期最高。分季度看，一季度同比增长9.8%，增速同比提高2.9个百分点；二季度同比增长9.1%，增速同比提高3.2个百分点。分月看，1-2月份同比增长13.3%，3、4、5、6月份全社会用电量同比分别增长3.6%、7.8%、11.4%、8.0%。

三次产业及居民生活用电量增速均同比上升，第三产业、居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献明显增强。上半年，全国第一、二、三产业及居民生活用电量同比分别增长10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，用电量增速较上年同期分别上升3.1、1.5、5.4和8.7个百分点。第一、二、三产业和居民生活用电量贡献率分别为1%、57%、23%和19%。

高耗能行业整体用电增速有所下降。上半年，国家电网公司经营区域化工、建材、黑色金属、有色金属等四大高耗能行业合计用电量同比增长2.4%，增速较上年同期下降3.2个百分点。具体来看，化工行业用电量同比增长1.0%，增速较上年同期下降2.2个百分点；建材行业用电量同比增长4.4%，增速较上年同期上升2.3个百分点；黑色金属行业用电量同比增长10.5%，增速较上年同期上升8.3个百分点；有色金属行业用电量同比减少4.4%，增速较上年同期下降17.3个百分点。

（五）新能源发电量高速增长，弃光、弃风现象有所好转

新能源发电量保持高速增长。上半年，国家电网公司经营区域发电量同比增长8.6%，其中太阳能、风电、核电、火电、水电发电量同比增速分别为64.2%、30.9%、18.8%、7.6%、-2.6%。火电发电量占全部发电量的75.0%，较上年同期下降0.7个百分点。

发电设备利用小时数同比小幅上升，其中新能源利用小时数上升快。上半年国家电网公司经营区域发电设备平均利用小时数为1807小时，同比增加6小时。其中，水电1468小时，同比减少87小时；火电2123小时，同比增加67小时；核电3525小时，同比增加258小时；风电1124小时，同比增加177小时。

2018年1-5月，新能源累计发电量2399亿千瓦时，同比增长35%，占总发电量的比例为11.5%，同比增加2.3个百分点。累计弃电量136亿千瓦时，同比下降34%，弃电率6.8%，同比下降9.3个百分点。弃风、弃光现象明显改善。

二、未来能源走势的潜在风险及建议

（一）中美贸易摩擦可能对下半年能源生产消费形势产生一定影响

中美贸易摩擦已经开始，同时欧洲、日本经济前景不明朗，预计我国的出口下半年将下降。进而对能源的消费和生产产生一定影响。

我国上半年的投资没有大幅增长，尤其是基建投资没有大幅增长。消费没有大的增幅。出口有明显提升，主要是受到中美贸易摩擦的影响，提前扩大出口量以避免贸易战开始后遭受损失。

建议积极扩大内需，刺激消费。应当减税以促进消费。理清体制，减少交易成本，从而给企业减负。促进金融业的发展。

（二）影响煤炭供需的不稳定因素增多

从供给能力看，全国煤炭产能总体依然较大，随着新增产能不断释放，全国煤炭产量继续增加的同时，一些煤矿因达不到环保和安全生产的基本要求而减产、停产；从煤炭转运情况看，禁止北方港口汽车集港，禁止煤炭露天堆放，增加了煤炭运输和存储的压力。

从需求方面看，市场调控难度越来越大。一是电力供需结构变化巨大，峰谷差快速加大，大中型城市最大峰谷差占用电最大负荷的比重接近了50%，一般省份也接近40%；随着清洁能源发电比例的不断提高，煤电受季节、极端天气的影响越来越大，调峰压力加大；二是季节性短时煤炭需求波动与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾越来越突出；三是目前煤炭铁路运输布局与区域市场供需变化还有许多不适应的地方；四是煤炭金融属性不断增强，煤炭期货市场与现货市场的相互影响越来越大；五是煤炭贸易活跃，市场预期进一步放大了煤炭需求的波动，短时煤炭供需平衡的矛盾越来越突出，调控越来越困难。

建议煤炭企业要高度关注要认真分析市场形势。坚持煤炭供给侧结构性改革。坚持依法依规组织生产，抓紧处理历史遗留问题。加快结构调整转型升级。全面落实国家稳定市场的政策措施。

（三）税收新规下非标资源对市场造成一定程度的冲击

2018年1月政府出台《关于增值税发票管理若干事项的公告》和《关于成品油消费税征收管理有关问题的公告》，从目前执行情况看：开发票程序更加正规；变票更加困难；调油成本上升；不开发票的渠道没有堵死。完善成品油市场监管还有较长的路要走。同时造成非标资源增加，对市场形成低价资源的冲击。据调查，上半年山东地区不带票成品油资源达500-600万吨。建议加强对成品油市场的监管，打击偷漏税。保护市场交易秩序，捍卫国家利益，保卫群众权益。

（四）天然气供应保障压力较大

居民天然气改造工程对于降低污染、保卫蓝天具有重要作用，但是目前的天然气供给量难以满足大范围的居民采暖的需要。2017年出现了天然气供应短缺的问题，为了保证居民冬季采暖，压缩了工业用的天然气。目前形势来看，天然气供应存在问题：我国地下储气库等调峰设施建设尚且不足；进口管道气仍然存在风险。预计2018年冬季采暖季到来后，天然气供应依然会紧张。建议居民天然气改造工程应该放缓，量入为出。根据当地天然气供应能力，尤其是采暖季峰值供应能力制定计划，在保证天然气供应量的前提下，再进行居民天然气改造工程。毕竟天然气供应出现短缺，直接影响冬季采暖，损害民生。有悖于环保服务民生的初衷。

（五）迎峰度夏期间部分地区电力供需形势可能较为严峻

受煤电机组缓建、送出工程进度滞后、新能源发电受阻以及煤价高造成发电积极性下降等因素影响，华北、华东、华中区域部分省份电力供应紧张，存在电力缺口。建议加大重点地区、重点电厂电煤供应协调力度，北京、天津、上海、浙江等燃气发电占比较高地区，建立燃气供应预警机制，加强燃气供应。做好电力需求侧管理，加快出台需求响应价格政策，构建需求响应优先、有序用电保底的负荷管理机制。

建议加大重点地区、重点电厂电煤供应协调力度，北京、天津、上海、浙江等燃气发电占比较高地区，建立燃气供应预警机制，加强燃气供应。做好电力需求侧管理，加快出台需求响应价格政策，构建需求响应优先、有序用电保底的负荷管理机制。

（六）电力企业经营形势不容乐观

从发电侧看，近两年煤炭价格持续历史高位，环保成本不断上升，煤电企业持续大面积亏损；从电网侧看，输配电价下降趋势明显，电网公司投资能力下降，影响电网可持续发展能力。建议采取煤价调控机制，继续加快释放煤炭先进产能，降低中长协合同基价，保障煤电的稳定合理供应。坚持“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”这一改革的根本目的，避免陷入“盲目市场化”和“以降价为目的”的误区，及时总结电力市场建设中暴露的新情况、新问题，稳妥有序推进改革。

三、全年能源形势展望

（一）煤炭全年保持稳定增长，下半年增速可能回落

从煤炭需求看，2018年宏观经济仍将保持中高速增长的态势，将进一步拉动能源需求，加之电气化的快速发展，电力在终端能源消费中的比重越来越高，随着迎峰度夏用电高峰期的到来，电煤需求将继续有所增长。但国家治理大气环境、控制煤炭消费总量，非化石能源对煤炭的替代作用不断增强，下半年煤炭消费增速或将下降。从煤炭供应看，当前各项政策措施效应正在逐步显现，煤炭新增产能不断释放，煤炭资源量将进一步增加；铁路部门也在积极落实“调整运输结构”的要求，今年计划新增煤炭运能1.5亿吨；与此同时，随着煤矿安全生产设施不断完善、环保措施逐步到位，煤炭有效供给质量不断提升。总体看，煤炭市场将总体保持基本平衡的态势。

（二）石油市场整体平稳，国际油价不确定性较大

预计2018年国内原油产量1.88亿吨，同比下降1.7%，下半年同比下降1.3%；进口原油4.5亿吨，同比增加7%，下半年同比增长8.4%；原油加工量6.0亿吨，同比增长6%，下半年同比增长3.7%，增幅放缓，主要由于部分炼厂检修；成品油产量3.66亿吨，同比增加2.3%；成品油表观消费3.25亿吨，同比增加1.5%，下半年同比增长1.9%；成品油出口4590万吨，同比增加12％。

国际油价前景不明朗。预计下半年，布伦特油价均价为74-76美元/桶，2018年均价为73美元/桶。利好因素：基本面保持供需紧平衡，库存低位运行；OPEC剩余产能减少，带来供给短缺隐患；美国对伊制裁等地缘政治事件继续提供风险溢价。利空因素：受高油价与中美贸易冲突影响，预计需求增速有所放缓；非OPEC供应增长强劲；美联储加息进程延续，美元指数走强，间接抑制油价。

（三）天然气高速增长，下半年增速可能有所回落

上半年我国天然气仍保持高速增长，考虑经济、煤改气力度等多重因素，预计下半年同比增量不会超过上半年。

上半年天然气绝对消费量1328亿立方米，同比增长17.1%。预计下半年需求量1347-1367亿立方米，同比增长12.1%-13.8%。预测2018年全年天然气需求增量为340-360亿立方米，同比增长14.6%-15.4%。全年需求量2675-2695亿立方米。

根据不同资源的落实情况，考虑上半年现状，预计2018年天然气资源总供应量2713-2773亿立方米，可供应市场资源量2600-2660亿立方米，比上一年增加265-325亿立方米。

（四）电力保持快速增长，下半年增速可能回落

我国电力需求保持较快增长。2018年，我国供给侧结构性改革红利不断释放，新旧动能转换接续，内需平稳运行，外需受中美贸易摩擦影响对经济的拉动效应减弱，经济增速可能略有下降。气候方面，预计夏季全国大部地区气温较常年偏高，全国降水总体北少南多，旱涝并存。总体来看，夏季气温偏高将带动降温负荷增长，但因基数较高，增速不及去年。综合判断，预计2018年我国全社会用电量将达6.8万亿千瓦时，同比增长7%左右。若宏观经济增长超出预期，且夏季和冬季均出现极端气温天气，电能替代进度显著加快，我国全社会用电量增长可能超过8%。

新增发电装机有望保持较大规模。预计2018年全国新增装机容量1.3亿千瓦，较上年减少75万千瓦。其中水电962万千瓦、火电5154万千瓦、核电634万千瓦、风电2943万千瓦、太阳能发电3572万千瓦。与上年新增容量相比，水电、太阳能分别减少325万、1765万千瓦，火电、核电和风电发电装机分别增加576万、417万和991万千瓦。

非化石能源装机比重进一步提高。截至2018年年底，预计全国发电装机容量达到19.1亿千瓦，比上年增长7.5%。其中，水电3.5亿千瓦、火电11.6亿千瓦、核电4216万千瓦、风电1.9亿千瓦、太阳能发电1.7亿千瓦。非化石能源发电装机容量7.5亿千瓦，占总装机比重达到39.4%，较上年提高1.6个百分点。

总发电设备利用小时数与上年基本持平，火电设备利用小时数进一步回升。预计2018年全国发电设备平均利用小时数为3780小时左右，与上年基本持平。其中，受电力需求保持较快增长的影响，火电设备平均利用小时数为4300小时左右，同比上升约90小时。

全国电力供需形势总体平衡，但部分地区高峰时段电力供应紧张。2018年，考虑发电新增装机保持一定规模，水电出力和电煤供应正常，以及用电负荷增长情况，预计我国电力供需总体平衡，但部分地区高峰时段电力供应紧张。迎峰度夏期间，主要受高温天气以及部分装机推迟投产等因素影响，京津唐电网、河北南网在高峰时段电力缺口较大，预计最大电力缺口分别在600万、550万千瓦左右，山东、江苏、湖北、湖南、江西等电网在高峰时段可能会出现一定电力缺口。

（资料来源：资料来源：本文是作者在7月22日“宏观经济与金融市场沙龙”发言的整理稿，已经作者审定）