能源供应结构”有进有退“加快优化

2018年是实施国家能源“十三五”规划的中期之年，国家“能源革命”战略得以有效落实，供给侧结构性改革稳步推进，能源结构得以持续优化。2019年，预计我国能源消费总量增长，但各能源品种增速放缓。预计2019年我国一次能源消费延续增长态势，能源消费总量控制在48.1亿吨标准煤，增速3.1%，比上年下降0.7个百分点。其中原煤消费量38.9亿吨，增速1.0%，比上年下降0.4个百分点；原油消费量达到6.3亿吨，增速3.2%，比上年下降0.2个百分点；天然气消费量将达到3050亿立方米左右，增速约为10.1%，比上年下降7.1个百分点。所有能源品种下降速度均较2018年有所放缓。

能源结构优化取得阶段性成果。预计2019年煤炭消费比重57.8%，比上年下降1.2个百分点；天然气消费比重8.4%，比上年增长0.5个百分点；非化石能源消费比重14.9%，比上年增长0.5个百分点，有望提前一年实现2020年非化石能源占比15%的规划目标；清洁能源消费占比23.3%，比上年上升1个百分点；石油消费比重18.8%，同2018年基本持平。单位GDP能耗约为0.62吨标准煤/万元，比上年下降3%。

2019年，能源供给侧结构性改革持续推进，各类能源供给能力持续增加，清洁能源供给能力释放加快。预计原煤产量37.2亿吨，比上年增长3.9%；原油产量1.95亿吨，比上年增长1.1%；天然气产量仍将保持较快增长，预计2019年可突破1700亿立方米，比上年增长7%。非化石能源发电装机达到7.95亿千瓦，发电量达到2.1万亿千瓦时，增速分别达到3.8%和7.7%。

油气：复苏之年

预计2019年我国原油产量将达到1.95亿吨，比上年增长2.6%；天然气产量将达到1715亿立方米，比上年增长7%

国内上游投资全面复苏。随着油气价格回升，石油公司赢利反转、现金流改善，石油公司对上游投资的信心也在回升。2015～2016年，国内三大石油公司的勘探开发资本支出累计大幅下滑48%；2017～2018年随着油价回暖，被压缩的勘探开发活动重新启动，投资大幅回升。预计2019年我国原油产量将达到1.95亿吨，比上年增长2.6%；天然气产量将达到1715亿立方米，比上年增长7%，油气供应保障能力逐步提升。

西北、川渝和海上成为增产主力。2019年，国际油价均价预计将回升，在我国提升国内油气勘探开发力度、努力保障国家能源安全的要求下，三大石油公司将保持高强度稳定投入，在天然气产量增长、非常规资源上产、控制老油气田递减方面着力。陆上增产油气田主要集中在玛湖油田、长庆油田、塔里木盆地、川渝地区，其中玛湖油田增产潜力相当于再造一个克拉玛依，而川渝地区页岩气大会战将使得威远-长宁成为继元坝、普光之后的又一个大气田；海上增产主要在中国南海地区。

三大石油公司勘探开发重点各有不同。中国石化的发力点集中在天然气特别是页岩气方面；中国石油延续传统优势，按照油气并重、立足常规、加强非常规的原则部署勘探开发计划；中国海油依然主攻海上油气，近期主推“渤海油田3000万吨再稳产10年”工程。

煤炭：攻坚之年

煤炭去产能“十三五”期间的目标已完成74%，但去产能工作进入深水区，任务依然艰巨

2019年煤炭消费将保持平稳，全国煤炭市场供应总体平衡、并趋于宽松，但受资源和运输情况约束，部分地区可能出现时段性偏紧的问题。预计2019年原煤产量为36.4亿吨，进口量为2.55亿吨，消费量为38.9亿吨，对外依存度预计为6.5%，较2018年下降0.5个百分点。

煤炭去产能难度依然较大。截至2018年底，煤炭去产能“十三五”期间的目标已完成74%，进展顺利。但随着2019年宏观经济增速进一步趋缓，去产能工作进入深水区，产能完全出清的难度越来越大：大量低效、无效资产尚未得到处置；煤矿所在区域吸纳剩余劳动力的能力逐渐减弱，关闭煤矿的职工安置难度越来越大；部分股份制煤矿因股权和债权构成较复杂，去产能难度较大。因此，煤炭去产能工作在2019年将进入攻坚阶段，任务依然艰巨，整体工作进展决定着“十三五”期间煤炭供给侧结构性改革的成效。

生产重心继续西移，铁路运输“瓶颈”亟待突破。根据煤炭发展“十三五”规划的布局，西部地区将成为未来煤炭生产的重心，新增产能主要集中在“三西一新”（山西、陕西、内蒙古西部和新疆），而华北、华东、华中和西南地区的煤炭产能将继续收缩。“三西”地区煤炭产量占全国比重超过2/3，该地区2018年运力缺口在3000万～4000万吨左右。2019年，随着全国煤炭生产进一步西移，产销地不匹配问题日益突出，运力不足的难关亟需攻克。

优化产业链和提高行业集中度成为大趋势。中美贸易摩擦发生后，降低与外贸产业相关的能源消费成本，成为提升经济竞争力的重要举措，煤炭以其经济性优势将再次获得业界青睐，产业发展在需求推动下会有不俗表现。2019年，着眼于优质产能释放及煤炭高效利用，通过整合业务、延长产业链提高行业集中度成为主要看点。

近年来，除神华和国电的重组外，中煤集团、国投、保利等企业间涉煤业务也进行了划转移交。我国涉煤央企共有22家，其中煤电一体化企业6家，涉及煤炭产能2.1亿吨左右；其他涉煤企业11家，涉及煤炭产能约7000万吨。按照国家《推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》，配合中央企业煤炭资源优化整合专项基金，预计2019年这11家相对规模较小的涉煤企业将成为重组重点。此外，除传统的兼并重组、资产移交等手段外，相关企业有望推出部分资产上市，利用市场化手段进行资源整合。

非化石能源：升级之年

非化石能源需要重塑格局，全面提升竞争力走向成熟，为未来担当主力能源的重任奠定基础

目前，非化石能源发展的“瓶颈”已经从技术装备和开发建设能力方面的约束，转变为市场和体制方面的制约，突出表现为当前水电、风电、太阳能发电的电网接入和市场消纳困难。2018年光伏发电补贴退坡等一系列政策的退出，表明政府对光伏行业由早期的大力扶持转向积极管控，倒逼行业摆脱补贴依赖，实现产业升级。非化石能源要在未来担当主力能源的重任，2019年将是升级之年，特别是风电、光伏等领域需要进行格局重塑，全面提升竞争力走向成熟，行业将呈现出几个新趋势：

一是《可再生能源电力配额制》有望正式出台。经过2018年的三轮意见征集，电力配额及考核办法的相关细节基本讨论成熟，《可再生能源电力配额制》即将正式出台，短期内有望缩减可再生能源补贴缺口，缓解可再生能源消纳难题，并促进可再生能源发电装机规模的有效增长。

二是光伏发电进入平价上网时代。2018年，三部门联合发布限制规模、补贴退坡的光伏“5·31新政”，加速催化光伏发电平价上网。按照国家能源发展规划路线，国内实现光伏平价上网的时间节点设定在2020年，但随着光伏发电度电补贴逐步下调，光伏产业链价格下跌，行业落后产能出清加速，新增装机将有很大一部分由平价上网项目构成。新建的光伏项目已经具备与传统煤电公平竞争的成本优势，光伏平价上网有望提前至2019年。

三是海上风电成为可再生电力优化重点。我国海上风能资源丰富，近海风能可供开发资源达到5亿千瓦；同时由于东部沿海地区经济发达，距离电力负荷中心近、电网容量大、接入条件好，且不占用土地，适合大规模建设近海风电场。在我国三北地区弃风限电背景下，海上风能资源开发利用将成为重要选择。

根据国家《风电发展“十三五”规划》，到2020年全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。根据政策要求，新增核准的海上风电自2019年起将通过竞价方式确定上网电价，但考虑到竞价后存在1000万千瓦储备容量的缓冲期，并且已核准项目不受影响，近期市场规模不会受到太大影响。新增海上风电装机规模在2019年将达到260万千瓦，年增速达24%。

2019年非化石能源将继续快速发展。风电将是非化石能源发电新增装机的主力，2019年风电装机容量约为1.9亿千瓦，发电量约为4300亿千瓦时；光伏发电方面，从确保2020年基本解决弃光的角度看，未来两年的地面光伏电站项目建设计划可能会被大幅压缩，分布式光伏项目发展保持不变或略有增减，2019年光伏总装机容量预计为1.75亿千瓦，发电量预计为1255亿千瓦时；核电装机容量为0.47亿千瓦，发电量为3200亿千瓦时；水电装机容量为3.83亿千瓦，发电量为12300亿千瓦时。

转自：中国石化报