2017年能源形势展望与对策建议
2016年国内和国际经济与能源形势复杂而多变。在过去的一年中，全球经济整体依然低迷，国际货币基金组织估计全球经济总产出增长3.1%，略低于2015年（3.2%）。其中发达经济体降速明显，从2015年的增长2.1%下降到2016年的1.6%，美国GDP增速从2015年的2.6%下降到2016年的1.6%，欧元区增速从2015年的2.0%下降到2016年的1.7%，其中德国的经济表现略好，增速从2015年的1.5%提高到2016年的1.7%，日本经济增速从2015年的1.2%下降到2016年的0.9%。新兴经济体中，中国经济增速从2015年的6.9%下降到2016年的6.7%；印度从7.6%下降到6.6%；巴西则继续保持负增长，从2015年的-3.8%变为2016年的-3.5%；俄罗斯经济趋稳，与2015年的增长-3.7%相比，2016年基本持平（-0.6%），不过考虑到2016年油价比2015年有明显上升，可以看出俄罗斯经济本质上仍然相当于负增长；南非经济增速从2015年的1.3%下滑到2016年的0.3%。
在世界经济总体低迷的背景下，国际油气供需“供给西进、需求东移”的趋势更加明显，持续增长的需求拉动了原油价格的回升，2016年11月限产协议的达成又进一步抬高了国际油价。但是限产之后，OPEC和俄罗斯等产油国对市场份额尤其是中国市场的争夺更为激烈。
从国内来看，2016年化解煤炭产能过剩取得实效，煤炭产量有较大幅度下降，全年降幅9.4%。由于2016年下半年需求增加，下半年煤价出现短期暴涨。风电、光伏两个产业在2016年发展迅速，新增和累计装机容量均为全球第一。《能源发展“十三五”规划》以及14个细分行业规划的出台，明确了未来五年甚至更长一段时间能源发展的基调和目标。
2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年。本文对国际国内能源形势、能源需求、能源安全与政策等方面进行分析，提出2017年形势判断与政策建议。
一 国际能源市场分析与展望
2016年，国际能源市场多数时间仍处于供大于求的状态，但随着市场需求增长迅速，供给与需求之间的差额趋小。在消费的拉动下，原油价格从年初每桶30美元以下涨至年底的55美元以上，涨幅高于预期。其间，一系列意外事件的发生，直接或间接地影响着国际能源市场，造成国际原油价格的波动，如利比亚关闭两大油田、英国脱欧、对美元加息的预期、加拿大森林大火、尼日利亚石油工人罢工、OPEC和俄罗斯等国减产协议的达成、美国特朗普政府上台等。预计2017年国际能源市场依然是供大于求，但原油价格走势取决于各方的博弈结果。
（一）国际原油价格在波动中上涨，但幅度有限
2016年国际原油价格整体呈现出波动上涨的走势（见图1）。2016年初，油价仍延续上一年底的低价位，在30美元/桶附近波动。Brent油价最低跌至26.01美元/桶，WTI油价最低为26.19美元/桶。在需求的拉动下，油价上升到50美元/桶。7月底，美国股市大幅下跌，加之库存已连续数周走高，国际油价有所下跌。之后，油价在40～50美元/桶徘徊。11月OPEC和俄罗斯等国达成限产协议后，油价反弹上涨至55美元/桶附近。
图1 2016年至今全球原油价格走势
全球需求恢复是2016年油价回升的主要原因。2016年，全球液体能源消费从2016年1月的94.18MBPD（百万桶/天）增长到2017年1月的96.15MBPD，增量为1.97MBPD，增长率为2.1%。特别是前三季度，需求快速增长。这导致部分OPEC和非OPEC产油国在10月提高自身的产量，争夺市场份额，这也是OPEC和俄罗斯谋求限产的原因（见图2）。
图2 全球能源供给量与消费总量
OPEC达成了限产协议后，油价短期上涨。自2014年以来，国际能源需求仍然在上升，但是供给能力增长更快。国际原油市场长期处于供大于求的状态，原油库存也长期处于较高水平，造成油价低迷。持续的低油价已经伤及OPEC各成员国经济，11月30日OPEC试图通过减产提振油价，八年来首次达成限产协议，油价有所反弹。近期，由于美联储加息预期增强，油价再次下跌至50美元/桶左右。
2016年，美国和俄罗斯稳居最大产油国前两名的位置，而OPEC市场份额和影响力都在下降。近年来，美国大规模应用页岩油气、油砂、重油、致密油等新技术，抢占了部分中东、俄罗斯等传统油气生产地区的市场份额，形成了原油供给侧三足鼎立之势（见图3）。以美国为代表的北美地区、俄罗斯周边地区和以中东北非为主的OPEC组织（包括尼日利亚、委内瑞拉和印度尼西亚），这三个集团之间的力量消长，决定了国际石油市场的基本走势。自限产协议实施以来，沙特等OPEC国家石油供给主动下降，俄罗斯却乘机有所增产，美国钻井数量和库存也表现出持续增加。面对大量的市场份额被美国和俄罗斯夺走，OPEC处于进退两难的境地。高油价将会进一步刺激美国非常规油气开采，而低油价又会减少本国收入。
图3 2016年美国、俄罗斯、沙特阿拉伯的石油供给量
（二）消费量平稳上涨，“消费东移”的趋势日渐明显
2016年，全球液体能源消费从2016年1月的94.18MBPD增长到2017年1月的96.15MBPD，增量为1.97MBPD，增长率为2.1%。美国仍然是最大的消费国，其液体能源消费从2016年1月的19.06MBPD到2017年的19.02MBPD，基本没有变化。欧盟OECD国家从2016年1月的13.00MBPD增长到2017年1月的13.53MBPD，增长了4.1%，但是从全年的过程来看，欧盟OECD国家的需求还是比较平稳的；中国消费从2016年1月的12.40MBPD增长到2017年1月的12.82MBPD，增长了3.4%，同样从全年看，增长也相对平稳（见表1）。另据IEA统计，2016年印度石油需求量达到954.3万桶/日，增长了约30万桶，增长率为3.2%。
表1 全球液体能源消费增长
图4 世界能源消费
美国需求量维持稳定，但石油对外依存度下降迅速，美国能源独立可能为期不远。在非常规油气技术支持下，美国石油对外依存度从2010年的60%降至2016年的27.5%（去除成品油出口因素），仍存在358万桶/天的进口缺口，这相当于解除制裁后的伊朗产量的1.5倍，占全球石油消费量的4%。当前，美国对中东石油的依赖已经显著下降，加拿大与墨西哥成为美国最大的石油进口来源。特朗普政府的能源政策将大大利好化石能源行业，其中石油受益最大，天然气和煤炭次之，非常规油气的开采成本将会进一步降低。并且，特朗普主张增加基础建设投资，这将更加刺激石油需求增长。美国能源独立将对世界经济政治格局产生深远的影响。
中国、印度等新兴市场国家对于能源需求与日俱增，中东地区产油国和俄罗斯已将目光转向亚洲市场。根据中国海关2017年1月的数据，2016年俄罗斯首次取代沙特阿拉伯，成为中国最大原油供应国。2016年俄罗斯对中国的原油出口增长近1/4，为105万桶/日，沙特阿拉伯紧随其后，名列第二，对中国原油出口量为102万桶/日，较上年同期增长0.9%。然而，海关2月的数据显示，2017年1月沙特阿拉伯对华原油出口量较上年同期增长18.9%至503万吨，合118万桶/日，重新夺回中国最大原油供应国的位置；安哥拉对华原油出口位居第二，较上年同期增长63.5%至495万吨，为117万桶/日；俄罗斯第三，较上年同期增36.5%至460万吨，为108万桶/日。当前，印度已成为全球第三大石油消费国。随着生活水平的提高，印度国内的购车需求正在急剧攀升，为了满足本国快速增长的燃油需求，印度原油进口量大幅增加。上年，由印度石油、印度国有石油有限公司和巴拉特石油资源有限公司组成的财团，已购买了俄罗斯国有的俄罗斯石油公司其子公司Vankorneft公司23.9%的股权和Taas-Yuryakh公司29.9%的股权。国有能源公司收购俄罗斯能源资产股权的计划也获得内阁批准。
（三）国际能源形势展望
考虑到2016年第四季度北欧、俄罗斯、亚洲的需求增长强劲，IEA在2017年1月上调了2017年石油需求增长速度，预计增速保持在130万桶/天；OPEC预测需求增长速度为116万桶/天；而EIA预测为160桶/天。中国和印度仍将是非OECD国家石油消费增长的主要贡献者，中国预计2017年平均增长30万桶/天，印度平均增长20万桶/天。
尽管普遍预期需求仍将快速增长，但原油供应过剩的局势很难改变。限产协议实施两个月以来，油价持续上涨一段时间，这吸引美国页岩油企业钻探更多油井。数据显示，美国3月3日当周石油钻井总数再度增加7座至609座，连续7周增加[1]；同时美国原油库存大增820万桶，达到5.284亿桶，再创历史纪录高位[2]。此外，技术的快速进步大幅降低了生产成本，比如，二叠纪盆地部分页岩油生产商的盈亏平衡成本已经低至30美元[3]。限产协议抬升了油价，同时也刺激了美国钻井数量的增长，美国以及来自巴西和加拿大的更多供应将可能抵消减产做出的努力。是否继续执行减产协议，将可能成为5月底OPEC会议上的焦点。但不论减产协议是否延期，国际原油价格上升空间有限。
天然气将迎来一个快速发展的时期。特朗普一直以来是天然气特别是页岩气开采的支持者。特朗普能源政策为页岩气开采减轻环境约束，并开放联邦政府土地用于开采。这会刺激美国国内新建页岩气开采项目，将为国内劳动力带来大量工作机会。此外，特朗普政策视天然气为节能减排措施，存在很大可能性其将推广天然气交通。特朗普能源政策会延伸天然气下游产业链，发展化工等相关产业。按照目前美国的天然气价格，天然气制烯烃等将具有显著的国际竞争力，有望成为拉动就业和做强实体经济的关键切入点。从2016年起，随着天然气管道的有序建成，我国进口能力正在增强。据统计，2016年中国-中亚天然气管道向中国输送天然气341.7亿标方，同比增长11.13%（海关总署数据）。天然气也已得到我国能源政策关注，将成为我国油气替代煤炭最为重要和现实的抓手。根据《能源发展“十三五”规划》目标，到2020年，我国天然气综合保供能力应达到3600亿立方米以上，天然气消费占一次能源消费的比例达到8.3%～10%。
2017年，风电、光伏市场依然乐观。为了应对全球气候变化，2016年4月，超过165个国家的代表签署《巴黎协定》，目标是将全球气温升高的幅度限制在2摄氏度以内。该协定还制定了削减温室气体排放量以及遏制全球变暖影响的行动方针。进一步发展风电、光伏等可再生能源成为多数国家落实该协定的重要措施。传统的风电大国、光伏大国可再生能源项目增速放缓，而拉丁美洲和非洲新兴市场却持续增长。数据显示，巴西的风电装机容量从2013年6月的2788MW飙升到2016年6月的9810MW[4]。此外，中国“一带一路”倡议对于沿线国家和地区可再生能源发展的意义重大。
二 2016年国内能源需求分析
在经济增速换挡、资源环境约束趋紧的新常态下，2016年我国能源工作在煤炭去产能、非常规油气开发、新能源开发利用、输电能力提升、“一带一路”能源合作等方面取得显著成效。能源消费总量得到有效控制，油气替代煤炭的进程加快，可再生能源占比进一步提升，能源结构改善明显。
（一）消费总量得到有效控制，消费增长放缓
根据《2016年国民经济和社会发展统计公报》初步核算，2016年全年能源消费总量43.6亿吨标准煤，比上年（43亿吨标准煤）增长1.4%。2012～2016年能源总量增长分别为3.9%、3.7%、2.1%、1.0%和1.4%。由图5可见，能源消费总量已趋近峰值，消费总量增速放缓已成为经济新常态下能源消费变化新趋势。
2016年我国能源强度继续下降。全国万元国内生产总值能耗下降5.0%。工业企业吨粗铜综合能耗下降9.45%，吨钢综合能耗下降0.08%，单位烧碱综合能耗下降2.08%，吨水泥综合能耗下降1.81%，每千瓦时火力发电标准煤耗下降0.97%[5]。2012～2016年，全国万元国内生产总值能耗下降速度逐步加快，分别为2.0%、3.7%、4.8%、5.6%和5.0%。
图5 2010～2016年能源效率总量和增速
2016年固定资产投入同比增长迅速。六大高耗能行业投资66376亿元，增长3.1%，占固定资产投资（不含农户）的比重为11.1%；增加值增长5.2%，占规模以上工业增加值的比重为28.1%（见图6）。
图6 国内生产总值和固定资产投资同比增速
从房地产数据来看，2016年下半年，房地产开发恢复增长。据统计，2016年房屋新开工面积166928万平方米，比上年增长8.1%，其中住宅新开工面积增长8.7%。全国商品房销售面积157349万平方米，比上年增长22.5%，其中住宅销售面积增长22.4%[6]。房地产经过十年的高速发展，当前呈现出大城市高房价、中小城市高库存的局面。但整体而言，中国大规模的房地产开发已经接近尾声。
工业一直是我国能源消费的主体，占到了总消费量的69.8%左右、电力消费的72.4%左右[7]。在工业消费中，钢铁、有色、非金属（以水泥、玻璃为主）是与房地产和大规模基础建设投资相关的三大行业。2016年新开工面积比上年略有增加，在一定程度上拉动了钢铁、有色、非金属（以水泥、玻璃为主）三大行业能源需求。从工业产品产量能够得到印证，2016年粗钢产量8.1亿吨，比上年增长0.6%；钢材产量11.4亿吨，比上年增长1.3%；原铝3187.3万吨，比上年增长1.5%；水泥产量24.1亿吨，比上年增长2.3%（见图7）。
图7 粗钢、水泥、十种有色金属同比增长率
（二）能源结构调整初见成效，减煤成绩显著
从能源结构来看，2016年我国主体能源由油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的双重更替进程正在逐渐加快。2016年煤炭消费量下降4.7%，占一次能源消费比重由64%降至62%；石油消费略有增长，占一次能源消费比重约为18.3%；天然气消费增长速度最快，增速为8.0%，占一次能源消费比重由5.7%提升至5.9%；水电、核电、风电等非化石能源增速最快，由11.3%提高到12.0%（见图8、图9）。
图8 2010～2016年能源结构变化
图9 2012～2016年主要能源消费量增速
2016年煤炭消费量下降4.7%，全国累计原煤产量33.6亿吨，同比降9.4%，增速较上年下降5.9个百分点。化解煤炭产能过剩是2016年能源工作的一项重点任务，成效显著。2016年2月，国务院下发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，规定全年作业时间不超过276个工作日。随着政策的实施，我国有序淘汰了一批资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿。4月起连续七个月原煤产量降幅超过10%，同时煤炭进口迅速增长。自6月起，月度煤炭进口量均在两千万吨以上。9月以来，由于煤炭产量大幅下降，煤炭供求关系扭转，并导致煤价暴涨和多地煤炭供应紧张。随后，相关部门启动抑制煤价过快上涨预案，放宽276个工作日政策，煤炭价格有效地得到控制[8]。
2016年石油消费量增加平稳，增速为5.5%，增量来自汽油消费的增长。2016年国际原油价格低位徘徊，造成国内原油生产企业主动实施“以进顶产”，计划性减产比较普遍。全年产量与进口量之比约为1∶2，原油产量19969万吨，比上年下降6.9%，是2010年以来年产量首次低于2亿吨；进口原油38101万吨，增长13.6%[9]。据运行快报统计，成品油消费量28948万吨，同比增长5.0%，其中汽油同比增长12.3%，柴油同比下降1.2%[10]。由于大宗商品运输需求下降，货运车辆增长速度已经逐步下降，由此导致柴油消费需求下降。另外，汽车保有量的增长拉动了汽油消费量的增长。2016年末我国民用汽车保有量19440万辆（包括三轮汽车和低速货车881万辆），比上年末增长12.8%，其中私人汽车保有量16559万辆，增长15.0%。民用轿车保有量10876万辆，增长14.4%，其中私人轿车10152万辆，增长15.5%[11]。2010～2015年汽车和轿车的保有量增速连年下降，但2016年增长率趋稳（见图10）。可见，我国汽车发展仍具有一定空间，汽油需求仍将继续上升。
图10 2014～2016年汽车、轿车保有量及增长率
2016年天然气消费量增长8.0%，是需求增长最快的能源。2016年，天然气产量1369亿立方米，同比增长1.7%；全年天然气进口量5403万吨，增长22.0%[12]；天然气消费量2058亿立方米，同比增长6.6%[13]。但人均天然气消费量仍远低于美国、欧盟、日本等发达国家和地区。天然气不仅可以作为最清洁的化石能源，还可以成为新能源电力的调峰电力，未来具有很大的发展空间。
2016年，全社会用电量59198亿千瓦时，同比增长5.0%[14]。分产业看，第一产业用电量1075亿千瓦时，同比增长5.3%；第二产业用电量42108亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量7961亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量8054亿千瓦时，同比增长10.8%。2016年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。其中，水电设备平均利用小时为3621小时，同比增加31小时；火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。从电力生产月度数据来看，2016年下半年电力需求同比有所增长（见图11）。从生产来看，2016年电力生产结构优化明显，非化石能源发电比重进一步提升，水电、风电、太阳能发电装机容量世界第一。2016年，核能发电、风力发电、太阳能发电比重进一步提高，占全部发电量比重分别为3.5%、3.9%和1.0%，比上年分别提高0.5个、0.7个和0.3个百分点；水力发电占19.4%，与上年持平；火力发电占72.2%，比上年下降1.4个百分点[15]。
图11 月度发电量及增长率
2016年我国共投运7台核电机组，全年核电累计发电量2105.19亿千瓦时，约占全国累计发电量的3.56%，比2015年同期上升了25.07%。累计上网电量1965.68亿千瓦时，比2015年同期上升了24.65%[16]。截至2016年12月31日，我国已投入商业运行的核电机组共35台，运行装机容量为33632.16MWe（额定装机容量），占全国电力装机的比重约为2.04%。1～12月，各运行核电厂继续保持安全、稳定运行，仅出现1起运行事件。2016年9月宁德核电厂4号机组发生一起INES5 1级运行事件，造成放射性气体非预期短时向环境排放，排放量占国家监管部门批准排放年限值的0.002468%。
2016年，全国风电保持健康发展势头，全年新增风电装机1930万千瓦，累计并网装机容量达到1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%，风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4%[17]。2016年，全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时，全年弃风电量497亿千瓦时，较2015年上涨46.6%。2013～2015年，弃风电量分别为162.31亿、133.38亿、339亿千瓦时，2016年弃风电量接近500亿千瓦时，这大致相当于北京市半年的用电量[18]，造成的直接经济损失逾百亿元[19]。全国弃风较为严重的地区是甘肃（弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时）、新疆（弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时）、吉林（弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时）、内蒙古（弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时）。
2016年，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，累计装机容量7742万千瓦，新增和累计装机容量均为全球第一[20]。其中，光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。2016年光伏发电分布还呈现出由西北地区向中东部转移的趋势，山东、河南、安徽、河北、江西、山西、浙江、湖北、江苏新增装机容量超过100万千瓦。分布式光伏发电装机容量发展提速，2016年新增装机容量424万千瓦，比2015年新增装机容量增长200%。受“630”光伏上网电价下调政策影响，我国2016年上半年光伏迎来抢装高潮。据国家能源局数据，2016年一季度，我国累计光伏发电装机容量达到50.3吉瓦，同比增加52%。其中，光伏电站43.3吉瓦，分布式光伏7吉瓦。仅一季度全国装机量7.14吉瓦，同比增加42%，接近2015年全年光伏装机总量一半。西北地区的弃光问题严峻，2016年上半年弃光电量达到32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。其中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%。2016年一季度，新疆弃光率甚至一度达到52%。整个2016年，西部地区平均弃光率达到20%。
三 2017年国内能源形势展望
2017年1月，多家国际组织发布的全球经济展望报告都看好2017年中国经济增长前景。国际货币基金组织对中国2017年经济增速预期，在2016年10月期《世界经济展望》的基础上，大幅上调0.3个百分点至6.5%；联合国维持2017年中国经济增速6.5%的预期不变；世界银行下调2017年全球经济增速预测0.1个百分点的同时，维持中国经济增速6.5%的预期不变。此外，摩根大通、汇丰银行、花旗银行等多家外资机构也发布报告，预计2017年中国经济将进一步企稳。
受国家经济刺激政策影响，2016年下半年与投资和基础设施建设相关的行业已经开始摆脱低谷，恢复增长。2016年上半年，粗钢产量增长率为-1.1%，而到年底时全年增长率已经为正的1.2%，11月达到5.0%的同比增长率；十种有色金属上半年仅增长0.1%，而到年底则实现全年增长2.5%，12月的同比增长率更是高达9.2%。汽车产量1～6月累计增长6.0%，而1～12月累计增长达到13.1%。
从这些数据可以看出，目前经济已经表现出强劲的复苏势头。综合这些走势分析，如果国家继续保持目前的经济刺激措施，2017年中国经济将开始摆脱低迷状态，预计全年的经济增长率有可能恢复到6.8%～6.9%。如果国际经济形势也好转，中国经济有可能实现7%的增长率。
国家能源局在《2017年能源工作指导意见》中提出全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右，非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右，单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上等多项目标。化解过剩产能仍是2017年的重点任务，全年力争关闭落后煤矿500处以上，退出产能5000万吨左右。2017年1月1日起，全国将全面供应国Ⅴ标准车用汽油（含E10乙醇汽油）、车用柴油（含B5生物柴油）。
根据对经济形势的判断，预计2017年全年能源消费总量44亿吨标准煤，比上年增长1.1%，达到440870.12万吨标准煤（见图12）。煤炭消费量下降2.2%，石油消费量增长3.8%，天然气消费量增长9.2%，电力消费量增长6.2%。煤炭消费量占能源消费总量的60.0%，比上年下降2.0个百分点。之所以预测石油消费量增速低于2016年，是因为2016年石油进口增长有部分是由低油价导致的贷款换石油进口不正常增加，随着2017年石油价格处于较高位置，这部分意外进口将会减少。
图12 2006～2017年能源消费量
四 政策讨论与建议
综合以上分析，本报告提出以下政策建议。
（一）利用国际市场供大于求的有利时机，以油气进口多元化提升能源安全水平
从全局来看，当前全球原油市场正从卖方市场转变为竞争激烈的买方市场，资金充足、需求旺盛的中国买家成为各方积极争取的对象。随着中国地方炼油厂采购量的加大，沙特也开始关注中国地方炼油厂，并采取一些措施争取地方炼油厂的采购。
国际能源研究机构普氏预测，未来5年内，中东原油占中国进口原油比例可能下降至50%以下。而俄罗斯将在中国获得更多的市场份额。与此同时，拉美原油生产国将更加积极地把原油推销至亚洲。预计到2020年拉美原油将占中国原油进口量的15%左右。
图13 中国原油进口的三大进口来源
安哥拉的情况则比较特殊。这一西非国家与中国有石油换贷款协议。尽管具体协议内容外界不得而知，但是可以看出价格是随行市而波动。石油价格下跌之后，安哥拉向中国发运的原油迅速增加。
从2016年2月开始，新一轮中国先期贷款偿还导致安哥拉每月用于偿还中国的船货数量增加1倍还多。统治安哥拉近40年的安哥拉人民解放运动与中国签署的协议为基础设施获得融资，并获得新的出货渠道，弥补因页岩油革命导致的美国进口需求下降。但用石油作为抵押物的贷款预计已经达到250亿美元（截至2016年3月）。
国际原油进口日益分散，成为今后中国进口石油市场的一大特点。从长远来看，原油进口多元化符合我国原油进口策略，也更有利于保障我国原油进口安全。建议今后关注北美地区的石油进口来源。
（二）中国能源需求总体上已经达到峰值，能源供给革命的重点应转向结构调整
在我国经济发展的大部分时期，能源供给、煤电油运一直是经济发展的瓶颈，受到国家政策的重点支持。十年前，限电还是每年夏季经常出现的现象。因此，很长时间以来中国的能源政策一直以保障供给为基本出发点，不断建设大型能源、电力项目，为我国经济发展提供了基础条件。
然而，在经济新常态下，经济增长的主要驱动力已经从以大规模城市化和工业化为特征的数量型增长，转向依赖技术进步与生活质量提升的质量型增长。与此相伴随的是，商品需求的增长将从重化工业产品转向以提升生活品质为目的的智能化和高质量商品，和与此相关的服务业。因此，经济增长对能源需求的弹性将逐渐下降。由于与大规模基础建设相关的钢铁、建材、有色金属产品的能源需求占到总体能源需求的大约1/3，随着这些产品需求的下降，总体能源需求增长缓慢甚至负增长都是可以预见的。
能源需求增速放缓甚至总量负增长不仅表现在与这些产品相关的电力和煤炭需求上，而且这些大宗商品的运输以往多依赖柴油动力的重型卡车和内河船运，因此也会引起对石油和成品油需求的减少，并引起成品油中汽柴比的变化。
这一转折与以往的周期性电力过剩不同，随着大规模城市和基础设施的建设，现在可以说是整体性的能源、电力产能过剩。2014年以来，多地的电力机组运行小时数连续下降，尤以东北地区突出（见图14）。同时，“十二五”以来建设的风电基地、光伏基地出现了日益严重的弃风、弃光问题。
图14 2012～2016年火电、核电设备利用小时数及增长率统计
伴随着经济总量的扩张，我国的资源与环境约束日益显现。大范围、常态化的雾霾现象已经成为危害人民群众身体健康的重要灾害。调整能源供给与消费结构，减轻大气污染，提高能源效率，已经成为刻不容缓的重要任务。今后的能源政策应从上项目、扩产能的供给性政策，转向以控总量、调结构、清洁化、可持续为目标的结构性政策。政策主要导向包括有效降低煤炭消费与比重，实现清洁煤、清洁油，扩大天然气应用和占比，发展可再生与低碳能源，提高能源消费效率。
（三）继续推进煤炭行业去产能
我国是煤炭大国，长期以来我国能源消费以煤炭为主，煤炭消费占到能源消费总量的60%～70%。煤炭资源的开发和利用为我国经济高速发展做出了巨大贡献，同时也对我国生态、环境造成了严重的破坏。在煤炭开采过程中，矿井瓦斯以及矸石自然释放的气体会造成大气污染；矿井水大量外抽，导致地下水位下降，甚至引起地表下沉；矿井排出的废水和煤矸石未经处理，还会污染地面江河；煤炭开采还会对山体、森林、草地造成严重破坏。在“北煤南运，西煤东输”的长距离运输过程中，煤尘飞扬又会二次污染空气。然而，与生产、运输相比，煤炭在最终的燃烧环节对我国的环境影响更大。煤炭燃烧时会产生许多有害气体，以二氧化硫为主，还有硫化氢、一氧化氮等。此外，经过30多年尤其是近十年的高强度开采，很多地区的煤炭资源都存在资源储量少、赋存条件差、安全生产无保障、扭亏无望的僵尸煤矿。从我国长期能源发展来看，煤炭去产能势在必行。
2016年是煤炭行业去产能的第一年，也是攻坚年，政府和煤炭企业对去产能的决心和力度十分大。2月，国务院《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》明确，从2016年开始用3～5年的时间，煤炭行业再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量，实现煤炭行业过剩产能得到有效化解、市场供需基本平衡、产业结构得到优化、转型升级取得实质性进展。随后，《关于支持钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》《关于支持钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》《人力资源社会保障部国家发展改革委等七部门关于在化解钢铁煤炭行业过剩产能实现脱困发展过程中做好职工安置工作的意见》等配套文件相继出台，各地方政府积极响应，制定去产能方案，严控落实276天工作日，严抓超产。面对煤炭行业连年低迷、自身持续亏损，煤炭企业限产意愿也比较强，6月我国进入矿井关停的高潮期，并提前1个月完成了年度去产能2.5亿吨的目标任务。
煤炭去产能不仅看数量，还应严控去产能的工作质量。“去”不是指废弃，而是寻求煤矿转型之路、人员转业之处。矿区往往占据大量的土地资源，拥有大批的技术资源和人才资源。所以，在矿井被关闭后，还要严防瓦斯煤尘爆炸、煤层自燃、矿井突水、煤岩动力灾害等，统一管理存在安全隐患的大量闲置设备设施，及时修复已被严重破坏的水资源、土壤资源、地貌地形以及植被等生态环境，主动解决大批失业人员的安置难题。
去产能工作应作为一项长期工作，常抓不懈。煤炭短期内仍会是我国的主导能源，所以去产能工作应长期坚持做下去。淘汰过剩的、落后的、没有经济效益的产能，留下安全、高产、高效和综合利用好的煤矿。淘汰、停建、缓建煤电项目，积极推进水电、核电、风电与火电互补的发电系统建设。更多地引进澳大利亚、印度尼西亚甚至美国的优质煤炭，减少内陆地区煤炭开采带来的生态破坏与环境污染。用五年、十年，甚至更久一些的时间，建设清洁低碳、安全高效的现代能源服务体系。
（四）稳妥推进电力市场化改革，建设和完善电力交易市场
2017年的政府工作报告特别提出，“深化混合所有制改革，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐。抓好电力和石油天然气体制改革，开放竞争性业务”。在2017年3月的电力体制改革座谈会上[21]，国家发展改革委和国家能源局提出下一步电力体制改革的主要任务是“四个有序加快、四个规范、四个加强”，即“有序加快放开发用电计划、有序加快放开配售电业务、有序加快放开竞争性电价、有序加快放开交易机构交易业务范围；加快规范输配电价、加快规范优先发电权优先购电权计划、加快规范自备电厂、加快规范局域网和增量配网；加强电力交易机构建设、加强电力行业综合监管、加强电力行业信用体系建设、加强电力市场信息共享”。
目前，我国电力体制改革试点已经覆盖有条件开展的所有省（区、市），输配电价改革实现省级电网全覆盖，交易机构组建工作基本完成，全国注册成立的售电公司已有约6400家，首批105个增量配电项目开展改革试点，2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。
在当前的国内外能源形势下，电力体制改革面临着一些新情况、新问题。当前国际油气价格较低，天然气发电具有一定价格优势，且较火电更为清洁；我国电力供应能力大于消费水平，窝电和缺电在个别地区依然存在；可再生能源发展迅速，但弃水、弃风、弃光现象严重；我国已全面放开用户侧分布式电源市场，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统；售电公司的准入门槛和业务范围仍有待规制，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，明晰发电企业和用户之间市场交易范围。结合上述形势，本报告就电力体制改革提出以下三方面政策建议。
第一，发展直供电模式。直供电模式在售电侧引入竞争机制，改变了电网单一购买者格局，是深入推进电力市场改革的重要措施之一。2002年电改“5号文”在关于竞价上网实行电价新机制中，指出“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。2015年电改“9号文”进一步明确“构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制”。当前，我国个别地区已经在推进电力直供试点工作，为用户购电带来了真正的实惠。据《中国能源报》报道，华能邯峰电厂首次直供电交易成功[22]。华能邯峰电厂共与6家大用户确认达成交易，购电量总计6.35亿千瓦时，售电量总计6.58亿千瓦时，取得发电量指标7亿千瓦时，增加利用530小时。此次交易是河北南网电力市场化改革后的首次大规模交易，19家发电企业和123家电力用户共达成交易204笔，成交电量82.5亿千瓦时，平均直接交易电价为325.58元/兆瓦时，降低用户购电成本3.22亿元。因此，建议尽快制定合理的过网费标准，核定各地区最低上网电价，以两者之和作为直供电最低价格；按照电改深入进行的需要，未来需在更大范围内，鼓励对大用户直供电。
第二，在沿海地区发展进口LNG电厂，允许大用户自主或委托进口LNG。LNG燃烧后放出的热量大，且对空气污染非常小，已经被很多国家推广采用。截至2015年底，全国干线管道总里程达到6.4万公里，一次输气能力约2800亿立方米/年，建成LNG接收站12座，LNG接收能力达到4380万吨/年。天然气发电装机5700万千瓦，建成压缩天然气/液化天然气（CNG/LNG）加气站6500座，船用LNG加注站13座[23]。我国《能源发展“十三五”规划》提出“十三五”时期天然气消费比重要力争达到10%。与管道天然气贸易相比，LNG贸易在供应方、采购方、采购合同等方面更具灵活性。当前国际油气市场供应宽松，充分利用全球LNG资源价格处于较低的位置这一时机，在LNG接收站的基础上，进一步在环渤海、长三角、东南沿海地区发展进口LNG电厂，就近供应附近地区的电力消费。这不仅能够及时地填补火电去产能留出的供给空间，缓解大规模可再生能源并网给电网带来的调峰压力，还将有助于减轻北方地区大范围的雾霾。与之匹配，我国还应建立起合理的定价体系，允许大用户自主或委托进口LNG，推动LNG产业逐步走向市场化。
第三，建立售电公司的规制体系。截至2016年底，全国已公示售电公司共计295家[24]。其中广东省210家，售电公司数量最多。广东省在2016年3～5月的三次月度电力集中交易中，引入售电公司参与竞价的成交电量占到总交易量的73%，电厂向需求方让利的5.3亿多元被售电企业获得。售电公司得到超预期的盈利，引发了业内广泛关注。3～9月的竞价交易中，平均结算价已经由4月最多的0.148元/千瓦时下降到9月的0.037元/千瓦时，售电公司的利润在迅速缩减。2016年10月底，广东经信委公布了新的电力交易规则，规定电力用户在同一时刻只能选择一家售电公司购电（“长协+竞价”），合约期内维持购售电关系不变；并且规定采取月结月清的方式结算偏差电量，超过偏差电量要进行惩罚。但统一价格出清方式以及广东现有的偏差考核机制（正负罚两倍，2%以内免考核）仍存在争议。此外，在该制度下，能否签订长协合同，直接关系到售电公司未来一年的命运。因此，我国应加快研究和落实售电公司的长期盈利模式和市场交易规制，形成充分竞争的售电侧市场主体，并建立相应的市场管理机制。
（五）完善可再生能源电价和补贴政策，政府引导和市场主导并重
我国自2009年起实施标杆上网电价政策，并适时下调上网电价。各地区还有不同的政府补贴政策。两者曾有效地推动了风电和太阳能发电的发展。然而，随着我国风电、太阳能发电规模的日益庞大，标杆上网电价政策和补贴政策暴露出一些问题。
其一，标杆上网电价政策直接刺激企业在期限来临前盲目抢装。当前，行业内出现一种怪现象：一边是蜂拥而上的抢装潮，另一边却是日益严重的弃风弃光。这不但形成了巨大的能源浪费，还给使企业难以实现项目可行性研究报告中的收益率，带来巨大的经济损失。例如，2016年的“630”下调光伏上网电价政策，“2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价”。企业只要在“630”之前，就可以享受高一些的优惠电价，这直接导致企业为了享受高一些的电价，抢着赶进度、上项目。类似的情况，同样发生在风电行业。抢装潮出现后，会造成短期内大型设备供应短缺，相关工业产品价格上涨，并且还可能会影响工程质量，而电网也未做好充足的接纳准备。
其二，标杆上网电价政策未能激励电网输、配、消纳，限电对电网收益影响较小。当前，我国风电、光伏产业仍以大规模开发为主，主要集中于资源较好的西北地区，发电主要面向电网，而非普通消费者。电网输配可再生能源需要完善主网架结构，对重要送出断面、风电汇集站、枢纽变电站进行补强和增容扩建，还需要合理安排常规煤电机组和供热机组开机规模和发电计划，优化电网调度。标杆电价政策主要是对发电企业的电价优惠，电网并未受到足够的激励去传输和消纳风力发电和太阳能发电。对电网而言，输、配、消纳同等电量的火电更加容易。再有，当系统调峰能力不足，电网通知风电企业限电，何时限电、何时解除均由电网决定。限电也只是使发电企业受到巨大的经济损失，未涉及电网。《可再生能源法》要求对可再生能源优先并网，然而实际中电网收纳可再生能源的积极性未能调动起来。2016年，部分省份具备完成最低保障性收购小时数的条件，但未能达到既定标准，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。这种惩戒只是暂时制止盲目的开发，但未能有效改善当地弃风现象。
其三，补贴资金缺口越来越大，企业未能及时获得补贴。根据国家能源局数据，中国新能源补贴资金（风电、光伏的补贴资金总额）缺口已经从2015年底的400亿元，扩大至2016年底的600亿元。我国的可再生能源电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源发展基金予以补贴。《可再生能源法》第20条规定了可再生能源电价补贴资金来源于电价附加，但在第24条又规定了可再生能源发展基金来源既包括国家财政安排的专项资金，也包括电价附加。企业自备电厂常拖欠缴纳，造成基金上缴长期不足，《可再生能源法》的补贴制度难以落实。而征收上来的资金主要用于补贴风电，留给光伏的补贴较少。由于审批手续复杂，光伏企业收到补贴通常需要两年甚至更长的时间，给企业造成了很大的资金压力。
因此，建议可再生能源上网电价和补贴政策引入市场机制，充分发挥市场拉动作用。经过近十年的高速发展，我国风电、太阳能发电等新能源规模已十分庞大，但并网电量在我国电源结构中所占比例仍然比较低，局部地区弃风弃光现象严重。适当引入市场竞争机制，如可再生能源配额制、绿色证书交易机制和竞价上网机制，减少开发企业对补贴的依赖，建议逐步取消新能源财政专项资金补贴；鼓励电网尽量多消纳可再生能源，对超出完成最低保障性收购小时数的地区按一定比例进行补贴，并对未能完成最低保障性收购小时数的地区进行惩戒；同时，有效消纳减少省际壁垒，为可再生能源消纳提供保障。