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改革取得新進展 能源進入高質量發展的新時代——2017年能源發展形勢和政策建議

2018年04月03日

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改革取得新進展 能源進入高質量發展的新時代

——2017年能源發展形勢和政策建議


張有生 楊晶 高虎 肖新建

 

 

摘要:2017年能源消費增長超預期,國內能源產量止跌回升,能源供需從全面寬松轉為局部、季節性偏緊,能源價格出現上漲勢頭,能源結構調整進一步優化,能源體制改革取得重要進展,能源科技創新全面開花,“一帶一路”能源合作成效顯著,我國對國際石油天然氣市場的影響力逐漸增加。進入2018年,要加快推動能源發展質量、效率、動力“三大變革”,全力推動能源進入高質量發展的新時代。

關鍵詞:能源形勢,能源改革,高質量發展

 

2017年以來,我國宏觀經濟延續穩中向好態勢,新動能支撐作用顯著增強,經濟結構不斷優化。GDP連續10個季度運行在6.7%~6.9%區間,全年達到6.9%。經濟保持中高速增長,帶動能源消費大幅增加,國內能源產量止跌回升,供需形勢從全面寬松轉為局部、季節性偏緊,部分能源價格波動性上漲。能源供給側結構性改革深入推進,電力和油氣行業體制改革取得重要進展。能源政策調控得力,供給質量和效益明顯提高,能源結構進一步優化。在創新戰略引領下傳統能源與新能源技術全面開花。“一帶一路”戰略下能源產能合作成效顯著,能源貿易新格局正在形成。

一、        能源消費增長超預期,增量重回億噸時代

在經歷了2014~2016連續三年的能源消費低增速、低增量發展后,2017年能源消費總量超預期增長達到44.9億噸標準煤,年增量大幅反彈至1.26億噸標準煤,增速從2016年的1.4%快速回升至2.9%,同比提高1.5個百分點,達到2014年以來的最高值。同時,單位國內生產總值能耗降低3.7%,單位國內生產總值二氧化碳排放量降低5.1%

宏觀經濟延續穩中向好發展是能源消費增長的主要驅動因素。占全國能源消費總量2/3的工業部門實現了平穩增長,帶動煤炭、電力、天然氣等能源品種消費量顯著增加。

1.煤炭消費在2014~2016連續三年下降后首次出現小幅回升2017年全年火力發電、粗鋼、十種有色金屬產量同比分別增長4.6%5.7%3.0%,分別比上年增加2.04.50.5個百分點,帶動全年煤炭表觀消費增加1400萬噸左右,同比增長0.4%,達到約38.6億噸。

2.用電量增量、增速回升至四年內高點2017年規模以上工業部門增加值同比增長6.6%,帶動全年第二產業用電量同比增長5.5%,提高了2.9個百分點,對全社會用電量增長的貢獻率達60%。在第二產業用電量拉動下,全社會用電量約6.3萬億千瓦時,同比增長6.6%,提高了1.6個百分點,實現了2014年以來的最高增速。全年用電量增長3800億千瓦時左右,超過20152016兩年用電量增量之和。

3.天然氣消費“井噴”,創歷史新高。受宏觀經濟持續改善,以及北方清潔能源供暖“煤改氣”工程集中推進的影響,工業燃料、發電、化工、采暖等各行業用氣需求全面回暖,天然氣消費呈爆發式增長。預計全年天然氣消費量約2373億立方米,同比增長15.3%。全年增量315億立方米,創歷史新高,接近2014~2016三年增量之和。

二、        能源生產總量止跌回升,清潔能源保持良好發展勢頭

經歷了前兩年國內能源生產總量持續下降后,2017年能源需求快速反彈刺激能源生產止跌回升。預計全年一次能源生產總量達到36億噸標準煤,回到2015年的水平。同比增加約1.4億噸標準煤,增長4.0%,同比提高8.3個百分點。我國一次能源自給率長期穩定在80%以上,始終保持著立足國內能源供給的基本格局。

1.煤炭產量結束三連降,去產能成效顯著。受需求拉動,煤炭產量結束連續三年下降趨勢,呈現小幅增長。2017年全口徑煤炭產量35.2億噸,同比增加1.1億噸,增長3.3%。預計全年退出煤炭產能1.8億噸,累計退出4.7億噸,基本實現“十三五”煤炭產能退出5億噸目標。盡管去產能成效顯著,但煤炭企業債務負擔重、人員安置難等挑戰依然嚴峻。2018年在政府進一步推進兼并重組轉型升級政策的引導下,煤炭企業通過橫向、縱向重組提高發展質量將成為重中之重。

2.光伏發電呈爆發式增長。2017年光伏組件成本同比下降10~20%,加之上網價格持續下調的政策影響,光伏發電新增裝機創紀錄達到5300萬千瓦,相當于2015年全球新增光伏發電裝機總和。全年光伏發電量首次超過1000億千瓦時,同比增加51%可再生能源限電矛盾明顯緩解。風電利用小時數全年增加近200個小時,棄風電量和棄風率實現“雙降”;棄光率也降到10%以內。這主要得益于電力消費快速增長、跨省跨區送電量大幅增加、火電靈活性改造、自備電廠與新能源企業的發電權交易及新能源與電力用戶直接交易等各種措施。

分布式可再生能源發展迅猛。由于集中式風電光伏新增項目建設受限,分布式光伏迎來爆發式發展。全年新增分布式光伏裝機增長近4倍,在新增光伏發電中比重超過1/3,累計超過2800萬千瓦,占光伏總裝機量1/4。分散式風電也開始在中東部和南方地區逐步發展。

4.天然氣生產再現增長。在旺盛市場需求拉動下,天然氣產量結束了前兩年止步不前的局面,再次出現快速增長。預計全年天然氣產量1487億立方米左右,同比增長8.5%頁巖氣延續良好發展勢頭。涪陵頁巖氣田新增探明地質儲量2202.16億方,全國累計探明頁巖氣地質儲量7643億立方米。全年頁巖氣產量有望超過90億立方米,同比增長29%左右。

三、        能源供需從全面寬松轉為局部、季節性偏緊

2014~2016年在能源需求增速明顯放緩、能源供應能力充足的背景下,能源供需形勢趨于全面寬松化,煤炭、電力、天然氣、石油等各能源品種普遍出現供大于求。但是,2017年受能源需求快速增長的拉動,3年供需寬松的形勢轉變為寬松與緊張并存,出現局部地區、季節性的供需失衡

1.冬季“氣荒”波及范圍廣,應急調峰能力不足2017年天然氣需求超預期高速增長,但并未突破“十三五”規劃的供應能力,從全年看天然氣供需基本平衡。盡管如此,由于應急儲氣調峰能力長期不足,加之北方清潔能源供暖“煤改氣”工程集中超額完成、進口天然氣供應量意外減少等影響,進入冬季用氣高峰后,河北、山西等地出現供應短缺,部分地區民用供暖和炊事、學校、醫院等供氣不足,引發民生關切,社會反響強烈。為了騰挪資源供應北方地區民生用氣,江蘇等地不得不采取限氣措施,甚至停止已經良性運轉的天然氣發電機組,轉而重啟煤電。

2.部分地區煤炭供應偏緊。2016年下半年以來全國煤炭供應偏緊局面在2017年初供暖季結束后得到明顯緩解。但在西南地區,由于煤炭資源條件較差,煤礦多、小、散、亂、差,安全事故頻發,煤炭產能大規模退出,本地供應量大幅減少,供應緊張局面持續惡化。特別是貴州省,隨著煤炭落后產能不斷退出,省內電煤緊缺,部分電廠機組停運,發布大面積停電預警。為保證電力供應,3月貴州省采取電煤、中煤等多個品種禁止出省措施。電力整體寬松的背景下,部分地區受電煤供應影響出現電力供應偏緊。雖然全國電力裝機能力充足,電力供需整體保持寬松,但在部分地區、個別時段,由于受煤炭資源條件及運輸成本制約,出現電廠燃料保供壓力,影響火電出力,引發電力供應偏緊。

四、        能源價格出現上漲勢頭,綜合施策努力降低實體經濟用能成本

受能源供需從全面寬松轉為局部、季節性偏緊的影響,主要能源產品價格出現上漲勢頭,某些能源品種波幅較大,引起市場恐慌,并波及到國際市場。采取綜合措施緩解煤炭、電力、天然氣等能源價格上漲壓力,有效降低了實體經濟的用能成本

1.煤價全年維持高位,行業經濟效益改善。與2016年“大起大落”的煤炭價格走勢不同,2017年全年受供需關系改善、去產能費用逐步納入生產成本的影響,煤炭價格整體雖維持高位但也略有下降。煉焦煤價格年初走弱,6月中旬止跌回升,10月受下游限產影響再次下降,整體保持高位運行。動力煤價格仍呈現冬夏季高、春秋季低的規律性變化,波幅不大。環渤海5500千卡動力煤價格指數(BSPI)穩定在560~610/噸區間。煤炭行業經濟效益有所好轉,但仍未脫困。受2016年低基數影響,2017年煤炭行業主要經濟指標明顯改善。2017年煤炭開采和洗選業實現主營業務收入27704.6億元,同比增長25.4%,但全年煤炭行業增加值仍為同比負增長。

2.合理調整電價結構,進一步降低企業用能成本。2017年初電煤長協合同取得積極進展,但在動力煤價格持續高位的影響下,煤電企業“入不敷出”、經營困難的問題愈演愈烈。4月,國家取消了城市公共事業附加費,7月將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準分別降低25%,并取消工業企業結構調整專項資金,為發電企業減負約550億元,騰出的空間用于提高燃煤發電標桿電價,各地燃煤標桿電價分別提高1~2/kWh不等,燃煤發電企業經營困難有所緩解。各地銷售目錄電價也不同程度降低,有效助力企業減負,進一步優化了營商環境。

3.國內天然氣價格劇烈波動,帶動國際LNG現貨價格上漲。受天然氣需求高速增長影響,國內天然氣價格在9月和11月分別出現兩次較大幅度上漲。進入供暖季后,供需緊張造成國內LNG交易價格個別時段由7月初3000/噸左右快速上漲至12月中旬的10000/噸,漲幅較大。國家及時采取保供措施,大幅增加中亞進口管道氣,臨時調整清潔供暖政策,至12月下旬天然氣價格迅速回落到5600/噸左右。國內天然氣供需形勢也影響了國際天然氣市場,其中亞洲市場LNG現貨價格從年中5~6美元/mmBtu上漲一倍至201712月的11美元/mmBtu左右,創201411月以來最高水平。

4.國際油價“V”字形反彈,國內原油產量出現回升跡象,但對成品油價格影響明顯減弱。2017年在世界石油需求持續復蘇的宏觀背景下,由于歐佩克減產履約率提高、俄羅斯等非歐佩克產油國協同減產效果明顯,國際原油價格呈現“V”字形反彈,市場再平衡初見端倪。20171~10月,歐佩克平均減產幅度達到114萬桶/日,減產執行率高達98%WTI和布倫特均價分別為50.0美元/桶和53.6美元/桶,比2016年分別提高7.5美元/桶和9.5美元/桶。尤其201712月油價上漲幅度達到13%。此外,美國頁巖油產量變化、地緣政治沖突、沙特反腐行動等都對國際油價回升起到重要支撐作用。國際石油市場變化對我國的影響表現在:一方面,國際油價變化對國內成品油市場的影響力減弱。盡管2017年成品油最高零售限價仍隨國際原油價格回升進行了同步上調,但是由于供需日趨寬松,市場競爭激烈,成品油實際零售價格持續下降,與政府限價走勢出現背離。特別是進入四季度消費淡季后,雖然國際原油價格大幅回升,但并未刺激國內成品油銷售價格上漲。另一方面,國際油價持續震蕩上行,驅動國內原油產量出現回升跡象,但總體仍處于下降趨勢之中2017年原油產量1.9億噸,同比下降3.2%。未來歐佩克與非歐佩克產油國持續協同減產存在較大不確定性,伊朗局勢動蕩可能引發地緣政治危機,委內瑞拉政策調整增產可能性加大,美國頁巖油發展勢頭強勁,在以上多重因素影響下,國際原油價格能否繼續回升仍有待觀察。因此,國際油價回升帶動國內原油產量止跌的支撐因素尚不充分。

五、        能源結構進一步優化,為藍天保衛戰做出貢獻

2017年清潔能源全面發力,能源結構調整成效顯著。但隨著能源消費增速反彈,能源結構調整面臨更大的挑戰。《大氣污染防治行動計劃》順利收官,主要城市空氣質量明顯改善,能源結構優化為藍天保衛戰做出重要貢獻。但我國空氣污染形勢依舊嚴峻,生態文明建設對今后能源高質量發展提出更高要求。

1.天然氣和可再生能源齊發力,能源結構調整再創佳績。經濟向好帶動各行業用電用氣需求顯著增加,加之大氣污染治理下“煤改氣”、“煤改電”工程集中落地,天然氣消費重回兩位數高增長軌道,在一次能源消費中的占比提高至7%。在光伏發電、風電、核電帶動下,非化石能源在一次能源消費中占比提高至13.8%。同時,煤炭消費比重繼續下降至60%,能源結構進一步優化。

2.電力結構持續優化,非化石發電再創新高2017年非化石能源發電裝機繼續大幅增加,在全部新增發電裝機中的比重達到65%,連續5年超過一半,在新增電力裝機中的主力地位得到進一步鞏固。初步估計非化石能源發電量接近2萬億千瓦時,同比增加約10%,在全部發電量中比重接近30%,再創歷史新高。

3.能源消費總量快速增長時化石能源同步較快增加。2016年煤炭和石油消費量之和出現下降、能源消費增量全部由清潔能源來滿足不同,2017年受能源消費總量快速增長的影響,煤炭消費止跌回升,煤炭和石油消費之和重新出現增長。全年能源消費增量中,天然氣和非化石等清潔能源占2/3,高碳能源占1/3。與2016年相比,反映出在能源需求快速增長時,高碳能源需求有所反彈。

4.北方清潔供暖改造超額完成,為藍天保衛戰貢獻力量2017年在大氣污染防治方面中央財政安排專項資金160億元,支持京津冀及周邊、長三角、珠三角13個省(區、市)大氣污染防治,其中60億元專用于北方地區冬季清潔取暖試點。2017年京津冀及周邊“2+26”城市“煤改氣”“煤改電”任務完成394.3萬戶,各地計劃外主動多改造79.5萬戶,占比高達20%2017年全國338個地級及以上城市平均優良天數比例為78.0%PM2.5濃度同比下降6.5%,尤其是京津冀地區PM2.5濃度同比下降近10%

六、        能源體制改革取得重要進展,已觸及深層次矛盾

2017年新一輪能源行業體制改革取得重要進展。電力體制改革深入推進,開始觸及深層次利益沖突。石油天然氣行業體制改革總體方案公布,配套工作穩步推進。能源國企重組工作啟動,預計石油天然氣企業即將進入第三輪國企混改試點名單。

1.新一輪電力體制改革取得重要突破,市場化改革方向更加明確一是多模式試點格局初步形成。截止201710月,電力體制改革試點已經覆蓋除西藏以外的所有省(區、市),全國已有23個省(區、市)開展電力改革綜合試點,12個省(區、市)開展售電側改革試點,東北等地區電力輔助服務市場取得良好成效,啟動了8個地區電力現貨市場建設試點;二是輸配電價改革實現了省級電網全覆蓋,并在此基礎上開始全面推進跨省跨區和區域電網輸電價格改革,開展跨省跨區輸電價格核定工作,促進跨省跨區電力市場化交易;三是交易機構組建工作基本完成,成立34家相對獨立的電力交易中心,包括區域層面的北京、廣州電力交易中心,和省級層面的電力交易中心。四是配售電業務加快放開,推出兩批共195個增量配電業務試點,全國注冊的售電公司約2600家,售電側市場競爭機制初步建立;五是市場化交易規模大幅提升,全年預計市場化交易電量1.6萬億千瓦時,同比增長60%,約占全社會用電量的25%,為實體經濟降低用電成本約700億元;六是規范燃煤自備電廠,開展了燃煤自備電廠規范建設及運行專項督查。與此同時,市場化改革開始進入“深水區”。其一,由于電力產能過剩問題日益凸顯,地方政府保增長、降成本壓力增大,市場交易過程中難免存在區域壁壘、省間壁壘,有些省份融入全國性、區域性電力市場積極性不高;其二,市場化交易和定價面臨行政干預,部分地方采用非市場化手段人為降低電價;其三,雖然限電矛盾明顯緩解,但可再生能源消納問題仍未根本解決,適應可再生能源特點的運行管理體系尚未完全建立。

石油天然氣行業體制改革穩步推進一是總體藍圖繪制完成20175月國務院印發《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》,明確了深化石油天然氣體制改革的指導思想、基本原則、總體思路和主要任務。二是放寬原油進口限制與加強監管并重。建立了以規范資質管理為主的原油進口動態管理制度,進一步賦予符合條件的地方原油加工企業非國營貿易進口資質。同時,監管工作進一步加強,不信守承諾的地方煉油企業進口原油指標被削減。三是原油期貨交易準備工作基本完成。2017年原油期貨上市籌備工作進入最后階段,上海國際能源交易中心發布了中心章程、交易規則和11個相關業務細則,并進行了5次原油期貨全市場生產系統演練工作,以人民幣計價的原油期貨推出在即。四是按照“放開兩頭,管住中間”思路在天然氣管網環節初步構建起監管制度框架20176月《關于加強配氣價格監管的指導意見》發布后,湖北、福建、廣東、陜西先后出臺省級天然氣價格管理辦法,明確按照“準許成本加合理收益”原則核定輸氣價格,各省確定的管道負荷率與投資收益率略有差異。同時,發布了《中長期油氣管網規劃》,推進基礎設施建設。五是各地積極籌辦天然氣交易中心。繼上海石油天然氣交易中心成立后,各地積極謀劃建立天然氣交易中心。1月重慶石油天然氣交易中心成立,成為繼上海后第二個國家級平臺。此外,寧夏中衛、新疆、河北曹妃甸都啟動了籌建天然氣交易中心的前期研究工作。六是交易中心競價成為天然氣交易的新模式9月以來,天然氣線上競價交易日趨活躍,充分體現了需求旺季的供求關系,向市場釋放了明確的價格信號。

3.能源國企重組工作啟動。201711月中國國電集團與神華集團正式合并重組為國家能源投資集團。重組后公司資產超過1.8萬億元,成為世界最大煤炭生產、火力發電、可再生能源發電和最大煤制油、煤化工公司,打破了原有的“五大”發電企業格局。電力、石油、天然氣等能源企業是新一輪國企混改的重點。5月石油天然氣行業體制改革總體方案的發布為油氣領域開展混改工作提供了基礎條件,預計石油天然氣企業即將進入第三批國企混改試點名單。

此外,2017年我國首次發布綠色發展指數;全國碳排放交易體系啟動,電力行業率先實施;在浙江、福建、河南、四川等四省開始用能權有償使用和交易制度試點工作;可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度開始實施,個人和企業可以通過全國綠證自愿認購平臺購買綠色電力證書。

七、        創新驅動傳統能源與新能源技術全面開花

2017年能源領域踐行創新發展理念、實施創新驅動發展戰略,在傳統能源和新能源技術創新方面取得明顯成績。

1.煤炭清潔高效利用技術、特高壓輸電技術達國際領先水平。煤炭行業5項目榮獲2017年度國家科學技術獎,其中“煤制油品/烯烴大型現代煤化工成套技術開發及應用”項目榮獲國家科學技術進步獎一等獎,“礦井災害源超深探測地質雷達裝備及技術”榮獲得國家技術發明獎二等獎,另有三項目榮獲國家科學技術進步獎二等獎。此外,“特高壓±800kV直流輸電工程”榮獲國家科學技術進步獎特等獎。

2.非常規天然氣勘探獲得重大突破。我國首次海域天然氣水合物在南海神狐海域試采成功,實現連續穩產60天,累計產氣30.9萬立方米,實現歷史性突破。頁巖氣勘探在湖北宜昌鄂宜頁1井取得重大突破,填補了中揚子寒武系油氣勘探的空白,確立了寒武系水井沱組為新的頁巖氣勘查開發主力層系,對南方復雜構造區塊的資源勘探具有重要的引導作用。

光伏成本持續大幅下降,可再生能源技術進步明顯。經過近三年的快速發展,光伏行業作為半導體行業的規模化效應開始顯現,技術創新層出不窮,成本不斷下降。2017年先進單晶硅電池效率已提高到18%以上,多晶硅效率也達到17%,將電池效率普遍提高了1個百分點以上。此外,單晶硅電池效率高的優勢也開始凸顯,市場份額首次超過多晶硅電池。電池成本不斷下降使得2017年光伏組件成本同比繼續下降10~20%,國家進一步將三類資源區上網電價統一下調0.1/千瓦時。此外,低風速風電開始在中東部和南方廣泛應用,支撐了我國風電繼續從“三北”向其它區域轉移。海上風電建設加快,全年開工數十個項目,合計數百萬千瓦。2017年初,敦煌10兆瓦熔鹽塔式太陽能光熱發電站建成并網發電,標志著我國太陽能熱發電產業取得重大進展。

八、        “一帶一路”能源合作成效顯著,能源貿易新格局正在形成

2017年“一帶一路”國際產能合作深入推進,能源合作成效顯著。能源貿易量攀升,對國際石油天然氣市場的影響力逐漸增加。

1.能源成為“一帶一路”產能合作焦點20175月第一屆“一帶一路”國際合作高峰論壇在北京舉行,期間我國與瑞士、巴基斯坦等國家簽署了一系列能源合作協議。國家發展改革委等部門聯合發布《推動絲綢之路經濟帶和21世紀海上絲綢之路能源合作愿景與行動》,倡議在政策溝通、貿易暢通、能源投資合作、能源產能合作、能源基礎設施互聯互通、推動人人享有可持續能源和完善全球能源治理結構等七個領域加強合作。截至目前,中巴經濟走廊已開工建設電力項目11個、裝機817萬千瓦。20171月,英國正式批準設立“華龍一號”通用設計審查,標志著我國擁有自主知識產權的三代核電技術,真正落地海上絲綢之路的終點—英國,我國核電“走出去”進入關鍵操作階段。

2.中美能源合作開創新局面。在貿易保護主義抬頭、國際貿易摩擦不斷的復雜環境中,2017年中美能源合作在最高領導人協商下取得新進展。11月美國總統特朗普首次訪華期間,中美簽約合作項目34個。其中能源項目占比65%,總金額超千億美元,創歷史紀錄,覆蓋天然氣、電力、核電等領域。其中包括中國國家能源投資集團和美國西弗吉尼亞州簽署837億美元的投資框架協議、東華能源與特朗普訪華團UOP簽署合作協議、通用電氣與中國合作伙伴簽署總價為35億美元的商業協議等。

3.新增兩條能源進口戰略通道2017年,我國東北、西北、西南、海上四大油氣戰略通道進一步鞏固和完善。4月,中緬原油管道正式投入運行,設計年輸量2200萬噸,是第四大能源戰略通道。11月,中俄原油管道二線工程全線貫通,進口俄羅斯原油將由現在每年1500萬噸增加到3000萬噸。

4.石油天然氣進出口量攀升,對國際市場的影響力逐漸增加進口政策放開促進原油進口持續增長。受原油進口資質進一步放開的影響,2017年我國原油進口延續了2016年大幅增長的勢頭。預計全年原油進口量4.2億噸左右,同比增加約4500萬噸、增長12%成品油出口規模進一步擴大。由于國內成品油市場競爭日趨激烈,“兩桶油”不斷向國外尋求市場空間。2017年我國成品油出口規模進一步擴大,預計全年出口超過5000萬噸,同比增長7.4%2017年天然氣進口量在市場需求刺激下持續大規模增加。預計全年天然氣進口量有望達到920億立方米,對外依存度接近40%,同比增加3.8個百分點。進口LNG憑借較低的現貨價格優勢和槽車運輸方式快速進入國內市場,超越管道天然氣成為最大進口來源。預計全年LNG進口量有望達到524億立方米,同比增長接近50%,使我國超過韓國成為僅次于日本的世界第二大LNG進口國。

九、        推動能源進入高質量發展的新時代

2018年是貫徹黨的十九大精神的開局之年,也是改革開放40周年,更是決勝全面建成小康社會、實施“十三五”規劃承上啟下的關鍵一年。為打贏藍天保衛戰,實現高質量發展,能源行業面臨更嚴峻的挑戰。要加快推動能源發展質量、效率、動力“三大變革”,全力推動能源進入高質量發展的新時代

推動能源發展質量變革一是加快推進煤炭優質產能釋放,保障電煤穩定供應,尤其要重視冬季供暖時期以及西南和南疆等煤炭供應緊張地區的電煤供應,進一步完善電煤市場長效機制,引導電煤價格回歸在合理空間。二是規范資質管理、完善原油進口動態管理制度,繼續提高成品油一般貿易出口配額占比,引導產業轉型升級發展。

推動能源發展效率變革一是堅持效率優先原則,因地制宜推進電能替代。電能作為二次能源,不能僅從項目層面考慮,應從全系統最節能、社會效益最佳、環保效益最優來評價和選擇電能替代領域和替代技術,避免為一味解決消納富余電力、緩解電力過剩矛盾、解決局部環境污染等短期問題,造成系統能耗高、污染排放大、經濟代價高的長期矛盾。各地應因地制宜有序推進電能替代,引導電力消費更多地促進電力負荷移峰填谷,促進可再生電力消納。二是加快構建天然氣供應保障的長效機制,避免供氣短缺問題重現。完善天然氣應急響應機制,從應急組織體系、監測和風險分析、信息報告制度、應急響應分級和措施、處置評估和調查等方面形成制度性保障;完善基礎設施投資及回報機制,加快制定與天然氣市場發展現狀相適應的儲氣環節的定價機制,出臺峰谷差價,體現天然氣調峰價值;完善天然氣供需預測機制,建立健全天然氣供需分析預測數據庫,做好政府主管部門、供氣企業與大用戶之間的數據銜接與共享,及時發現問題、積極應對;建立天然氣供應協調保障機制,加強能源主管部門與環保部門間的協調,確保天然氣供應能力與需求潛力合理匹配。

推動能源發展動力變革。一是進一步深化電力體制改革,著力打破省間市場壁壘,擴大市場化交易規模,完善電力交易和市場定價機制,重點推動現貨市場及輔助服務市場建設,提高火電調峰積極性,緩解企業經營壓力。積極培育市場主體,加強電力行業監管,促進煤電行業轉型升級。二是協調推進石油天然氣體制改革。加快出臺油氣體制改革相關實施細則和配套政策,在管網改革、石油進出口改革、煉化去產能、成品油價格改革等方面重點推進。盡快出臺《石油天然氣管道運營機制改革實施方案》,加快管網等基礎設施建設進度,落實互聯互通,完善管網設施信息公開制度,加強監管,促進公平開放。

 

 

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