发改委能源研究所：2018年上半年能源形势、政策及展望
上半年国民经济延续稳中向好的发展态势，转型升级稳步推进，质量效益不断提升，经济增长的韧性、稳定性和可持续性不断增强。受宏观经济持续向好、“冷冬+早夏”天气、环保督查等因素综合影响，2018年上半年能源消费延续了2017年的快速增长态势，电力、煤炭、天然气、成品油等主要能源品种均实现较快增长，二季度呈现“淡季不淡”特征。初步估算，上半年全国能源消费同比增长超过5%(表 1)，明显高于2017年全年增速。
(来源：能源研究俱乐部 作者：国家发展改革委能源研究所 张有生 杨晶 高虎 肖新建 李际 樊慧娴 杨光 田磊)
表1 2018年主要能源品种同比增速
下半年，虽然面临着外部贸易战升温和内部金融风险的双重挑战，但在新旧动能加快转换、居民消费快速升级等带动下，宏观经济仍有望保持健康发展，带动能源消费延续较快增长态势。初步估计，全年能源消费增速较去年明显加快，增量可能达到2亿吨标准煤左右，部分时段、局部地区能源供需形势偏紧，对实现能源及煤炭消费总量控制、非化石能源发展目标、能源强度目标、碳排放目标以及蓝天保卫战目标等都带来较大挑战。
一、电力供需形势和政策进展
1.宏观经济向好、高温天气带动电力消费高速增长，二产用电对全社会用电量增长的贡献率同比下降
宏观经济向好、高温天气带动电力消费高速增长。今年以来全国电力消费保持高速增长态势，上半年全社会用电量32291亿千瓦时，同比增长9.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点。主要原因，一是国民经济运行稳中向好，工业生产复苏带动工业用电需求大幅增加，上半年规模以上工业增加值同比增长6.7%，与去年同期基本持平，带动二产用电量同比增长7.6%，拉动全社会用电量增长5.3个百分点，二产用电量对全社会用电量增长的贡献率回升至56.5%，比一季度提高11个百分点;二是今年入春以来天气保持高温态势，4月、5月全国平均气温较常年同期分别偏高1.3℃和0.8℃，广东、湖南、江西、浙江等地平均气温创1961年以来同期最高，多地出现极端高温天气，带动全社会用电量高速增长。
图1 2018年分月用电量增速
1~2月和5月用电量同比增速创下8年新高。分月看，1~2月用电量增速最快，主要是由于年初“冷冬”导致取暖负荷增加较大，且电能替代效果显著、各地“煤改电”工程进展速度较快增加了冬季的电力消费;3月用电量增速大幅下降，主要是由于今年春节较晚、企业库存偏高，且受到环保督查的影响不少企业处于停工状态，工业生产较慢，3月规模以上工业增加值同比增长6.0%，为去年9月以来最低，导致工业用电量同比下降;4月和5月，经过环保督查和冬季停工，工业生产普遍恢复，加上持续高温天气的影响，5月全社会用电量同比增长11.4%，创下近8年来同期新高;进入6月后南方区域降雨增多，用电量增速环比小幅回落3.4个百分点。
二产用电对全社会用电量增长的贡献率明显下降，但二季度反弹。上半年，三大产业用电量和城乡居民生活用电量的同比增速分别达到10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，对全社会用电量增长的贡献率分别为1.1%、56.9%、23.4%、19.1%。相比去年，二产用电量贡献率下降约12个百分点，而第三产业和城乡居民生活对全社会用电量增长的拉动作用增强，反映出电力需求的驱动力正在从二产拉动向三产和居民协同拉动转变，与我国经济结构优化的方向一致。但是，应该注意到，与一季度相比，二季度二产用电量的贡献率由降转升，特别是制造业日均用电量扭转了3月的下降趋势，5、6月分别达到96.6亿千瓦时/天和99.7亿千瓦时/天，连续两个月创历史新高，反映出制造业生产明显加快。
图2 全社会用电增量分产业贡献率
2.发电装机规模增长放缓，发电量增长较快
发电装机规模增长放缓。截至6月底，6000千瓦及以上电厂装机容量17.3亿千瓦，同比增长6.2%，增速比上年同期回落0.7个百分点，其中核电、风电、火电装机分别投产113万千瓦和762万千瓦和1515万千瓦，比上年同期投产量略有增加。在水电开发逐渐向中上游扩展、工程造价不断增加的情况下，水电新增装机量大幅降低，1~6月仅新增249万千瓦，比去年同期少投产315万千瓦。
受到用电需求大幅提升的影响，全国发电量增长较快。1~6月，全国统计口径发电机组累计发电量达到31945亿千瓦时，同比增长8.3%，增速比上年同期提高2.0个百分点，其中火电、水电、核电、风电发电量增速分别为8.0%、2.9%、12.7%、28.6%。受到电力消费增加和可再生能源消纳能力提升的影响，风电、太阳能等可再生能源发电量增幅较大。
3.电力供需总体宽松态势有所好转
全国电力供需宽松态势有所好转，发电设备利用小时数明显增加。1~6月，新增发电装机增速下降，电力需求好于预期，造成发电设备平均利用小时数比上年同期增加68小时。除水电外，火电、核电、风电发电设备平均利用小时数均显著增加，与上年同期相比分别增加116小时、141小时和159小时。
4.电力行业供给侧结构性改革和降成本稳步推进
为积极稳妥做好化解煤电过剩产能工作，国家加强规划指导约束作用，严控新增产能规模，强化煤电项目的总量控制，国家能源局于5月发布了《2021年煤电规划建设风险预警的通知》，显示山东等17省份煤电装机充裕度为红色预警，辽宁等4个省份为橙色预警，仅华中的两湖一江、陕西、安徽及海南6个省份同时满足装机充裕度绿色和资源约束绿色指标，可在充分考虑跨省区电力互济前提下，有序核准开工建设自用煤电项目;红色和橙色的省份暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目。此外，2018年煤电化解过剩产能工作要点提出，全年将继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组，合计产能400万千瓦。
2018年《政府工作报告》要求降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。自3月底出台《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》以来，多个省份已陆续发布了关于降低一般工商业电价水平的政策，显示下降幅度在0.22~3.3分/千瓦时之间。5月1日起执行的《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，将电力行业增值税税率由17%调整到16%。省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价，预计每千瓦时平均可以降低约2.16分。预计今年一般工商业电价平均降低10%的目标可以实现。
5.电力市场化交易活跃，增量配电试点和电力现货市场建设工作稳妥推进
上半年电力市场化交易持续活跃。国网区域各电力交易中心总交易电量完成5885亿千瓦时，同比增长25.0%，通过电力直接交易的电量平均降价0.03元/千瓦时，显著降低了实体经济用电成本。省间交易业务进一步拓展，北京电力交易中心定期组织西北送广东、甘肃送江西、四川送西北、新疆送山东等省间短期或月度外送交易。
1~6月，全国跨省、跨区送出电量达到2001亿千瓦时，同比增长20.3%，创历史新高;全国各省送出电量合计5736亿千瓦时，同比增长19.4%。随着宁东直流等跨省跨区专项输电工程输电价格核定工作的推进，预计跨省送电规模会继续增加。
4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》，新增97个增量配电业务试点。国家能源局在全面深化改革领导小组会议上，提出要积极推动输配电价改革和增量配电业务改革试点，增量配电试点工作正在稳步推进。增量配电试点会引入更多元的电力投资方，并促进分布式能源、微电网以及储能、电动汽车充电服务等新型供用电模式的兴起。随着现货市场试点步伐加快，增量配电试点也有望进一步加快。
6.风电、光伏行业新政频出，光伏行业发展面临洗牌
我国当前可再生能源发展面临的主要挑战，就是并网消纳和补贴不足问题。随着近年来国家优化电力调度运行、加大跨省跨区电力外送规模，电力消费增速也同比明显提高，风电、光伏的消纳问题已得到有效缓解，但补贴不足问题仍较为突出。5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，在严格落实规划和预警等要求基础上，推行竞争方式配置风电项目，明确提出尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目，全部通过竞争方式配置并确定上网电价，且不得高于国家规定的同类资源区风电标杆电价，配置时将所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。此项政策出台，释放了要求降低风电补贴强度的更明确信号，必将倒逼行业技术创新和管理改进，推动行业整合，为实现2020年风电可以与火电同平台竞争的目标打下基础。
5月底，国家发展改革委、财政部、能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，提出三点要求，一是合理把握光伏发电发展节奏，2018年暂不安排普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦规模的分布式光伏项目，不需补贴的项目可自行安排建设;二是加快光伏发电补贴退坡，每千瓦时标杆电价降低0.05元，分布式光伏发电项目全电量度电补贴标准也降低0.05元，光伏扶贫电站标杆电价保持不变;三是发挥市场配置资源决定作用，普通光伏电站将全面采用招标，对分布式电站没有强制规定，但也鼓励采用竞争性招标，仅户用光伏不在此限。此项政策核心是控制光伏过快增长势头，去年新增5300万千瓦规模大大超过了国家“十三五”规划2000万千瓦的目标，行业产能大幅增加。此次调整将严格控制每年光伏的新增规模，预计会促进光伏行业的深度调整。
7.下半年电力形势展望及建议
经济运行延续稳中向好，新业态、新兴产业蓬勃发展，电能替代力度加大，因而电力需求有望延续上年中高速增长态势。积极推进化解煤电过剩产能举措将进一步有效控制煤电装机增长，光伏电价新政将有效控制光伏行业补贴需求过快增长的局面，电力供需失衡状况将继续缓解，火电发电利用小时数有望继续回升，但总体仍处于低位运行，弃风弃光率进一步降低。
全国电力供应能力总体宽松，但存在区域性供电紧张风险。由于京津冀鲁、华东、华中等部分地区电力供应偏紧，随着夏季高温天气到来，以及生产性需求复苏，用电负荷可能比去年明显增加，出现区域性、时段性的供电紧张风险加大。由于局部电网部分时段存在电力供应偏紧问题，天然气供应、电煤供应的稳定性以及发电企业经营不佳，也会影响机组出力，极易引发电力供应紧张状况出现。
省间壁垒问题依然突出，跨区输电通道利用率普遍较低。由于各地电力市场规则不同，模式设计差异大，不利于能源资源大范围优化配置和清洁能源消纳。当前我国电力供需状况地区差异较大，建议国家加强顶层设计，进一步加强跨省跨区电力交易，缓解地区电力供需不平衡矛盾。
二、煤炭供需形势和政策进展
1.发电用煤需求旺盛，带动煤炭消费正增长
1~5月，全国煤炭消费量16.2亿吨左右，同比增加约6080万吨、增长3.9%。其中，电力行业累计消耗煤炭8.8亿吨，同比增加7560万吨、增长9.4%。电力行业占煤炭消费比重达到54.3%，比上年同期增加2.7个百分点。钢铁、建材、化工和其他行业累计消耗煤炭量分别为2.6亿吨、1.7亿吨、1.2亿吨和1.9亿吨，同比分别增长-0.4%、-2.0%、2.2%和-6.3%。在环保政策的持续深入推动下，散煤消费减少，下降幅度比去年全年扩大2.5个百分点。
2.综合施策引导煤炭市场供应有序增加
原煤生产保持稳定增长，进一步向晋陕蒙集中。上半年全国规模以上企业原煤累计产量17亿吨，同比增长3.9%。晋陕蒙三大煤炭主产区1~5月煤炭生产量9.5亿吨、同比增长6.0%，产量占全国比重达到67.9%，较年初提升约1.1个百分点。
进口政策发生变化，煤炭进口增速大幅回落。上半年，累计进口煤炭14619万吨，同比增长9.9%，由于煤炭进口政策调整，增速较上年同期下降13.6个百分点。冬季供暖期结束后，煤炭市场供需趋于宽松、价格小幅下行，国家于4月重启煤炭进口限制政策，限制范围扩大到一级港口，造成煤炭进口增速下滑。迎峰度夏来临，进口政策再度调整，进口量有望增加。
配合国家安全监督与环保检查等政策，相关部门综合施策有序引导市场供应。4~5月煤矿安全生产监督、铁路检修影响市场煤炭供应，加之近年来国家加大了环保检查力度，5月主要煤炭产区环保检查“回头看”频繁，部分影响到市场煤炭供应。针对市场预期可能出现供需偏紧的情况，政府主管部门密集出台增产量、增运力、增长协等九项措施，有序引导市场增强动力煤供应。
全社会煤炭库存较丰富，煤炭企业库存下降。5月末，全社会煤炭库存接近2.5亿吨。其中煤炭企业库存6050万吨，比上年同期减少1950万吨;重点电厂存煤7000万吨，可用18天，全社会电厂存煤估计超过1亿吨;主要中转港口存煤3942万吨，全社会港口库存预计超6400万吨，电厂和港口存煤量处于历史较高时期。
3.煤炭价格总体稳定，长协价格稳定器作用进一步凸显
煤炭价格相对稳定，高位运行。今年以来，尽管局部市场煤炭价格呈现一定起伏，但是总体相对稳定，环渤海动力煤价格指数持续在570~580元/吨相对高位区间波动。煤炭价格处于相对高位，有利于煤炭行业提升利润总额，1~4月，煤炭行业主营业务收入和利润总额分别为10231亿元和1848亿元，占采矿业主营业务收入和利润总额的比重分别为52.4%和55.1%，占能源行业比重分别为20.1%和34.4%，表明煤炭行业在采矿业或能源行业的利润水平较高。
图3 2017年以来环渤海动力煤价格指数变化
长协价格“稳定器”作用进一步凸显，市场炒作得到抑制。二季度末长协煤占港口发运量的市场份额已提升至85%以上，长协煤价格的平稳运行，对整体市场价格起到了稳定器作用，但长协煤之外的部分煤炭市场价格出现较大波动。为抑制煤炭市场炒作、防范动力煤期货价格盲目拉高带来的市场风险，5月下旬国家发展改革委发布《关于公布煤炭市场违法违规行为举报方式的通知》，规范三类扰乱煤炭市场行为。6月初政策效果已经显现，市场炒作因素消减，期货市场煤价盲目上升的势头得到遏制。
4.预计全年煤炭供需基本平衡，价格上涨空间有限
煤炭供应相对充足稳定。一是目前政策吸取了前两年去产能保供问题的经验和教训，优质煤矿产能进一步释放。根据建设矿计划，初步估计到今年6月底全国生产矿产能将达到36亿吨/年左右。二是虽然进口政策发生变化，中美贸易战也存在较大不确定性，但总体预计全年煤炭净进口可望保持在2亿吨以上。三是全社会煤炭库存将保持2.5亿吨以上水平。四是考虑到上半年煤炭主产区安全检查工作结束、铁路煤炭运力检修工作已完成，下半年国内煤炭生产和运输能力会相应提高，煤炭供应通道有望保持畅通有序。总体判断，全年煤炭供应相对充足。
全社会煤炭消费增减具有较大弹性。一是随着经济形势向好，全社会用电量在下半年仍有望保持较高增长速度，煤电的出力空间将可能较大幅度增加，带动电力行业煤炭消费量增长。二是虽然今年5、6月来水较好，水电出力空间明显增长，同时一批水电站投产也增大了水力发电量，但是下半年天气和来水情况、全年水力发电量状况等，仍存在较大不确定性。三是6月底台山核电EPR机组和三代AP1000核电三门核电站机组已经并网运行，海阳核电站也已经开始装料并有望四季度投产，下半年核电供应量将大幅增加，可能会挤压部分煤电空间。因此预计下半年火电发电量的弹性空间很大，电力行业煤炭消费量存在较大不确定性。从钢铁、建材和化工行业来看，下半年这些行业的煤炭消费增长动力不大，有可能保持上半年态势。此外，中美贸易战的不确定性带来的外部风险，可能影响到国内主要产业的发展，并进而影响电力需求和生产及煤炭消费。综合各方面因素，总体预计，全年煤炭消费量在38.5亿吨左右。
煤炭价格基本稳定，或有下降空间。全国煤炭价格已在570~580元/吨区间相对高位波动，但考虑到煤炭市场供应基本稳定、消费增长弹性较大但总体动力不足，此外主要港口和电厂的煤炭库存处于较高位，全社会库存也较为充足，预计下半年煤炭价格可能保持基本稳定或有小幅下降。
5.保持政策定力，稳妥推进煤炭去产能及优质产能释放
目前来看，煤炭行业仍处于对2011~2015年亏损期的修复阶段，行业利润水平相对高，但行业负债仍比较大。截至4月，煤炭采选业资产负债比达到66%，超过能源行业和采矿业的平均60%的水平;煤炭行业资产合计、利润总额及负债合计分别占采矿业的比重为57.6%、55.1%和64.2%，可见其负债水平与其他采矿业相比仍相对较高。需要保持政策定力，稳妥推进煤炭去产能及优质产能释放。
三、天然气供需形势和政策进展
1.天然气消费保持高速增长
受宏观经济形势好转、大气污染防治政策等影响，天然气延续高速增长态势。上半年全国天然气表观消费量1348亿立方米，同比增长17.5%，延续了2017年以来高速增长的趋势。其中，城市燃气、工业燃料和天然气发电同比增长在17%~21%
图4 2016~2018年我国天然气表观消费量
之间，天然气化工同比略有下降。逐月来看，供暖季结束后用气需求开始逐月下降。日均表观消费量由去年12月的8.9亿立方米/日，逐步回落至4月的7.2亿立方米/日，5月需求略有增长至7.4亿立方米/日。尽管相比一季度，二季度日均消费量有所下降，但消费量同比增速超过20%，远高于一季度增速，天然气消费“淡季不淡”特征明显。
2.天然气产量稳定增长
今年上半年，我国天然气产量775亿立方米，同比增长4.6%。逐月来看，采暖季过后，国内产量随需求逐渐下降，日均产量由1月的4.5亿立方米/日下降至6月的4.1亿立方米/日。
图5 2016~2018年我国天然气生产情况
3.进口量持续快速增长，进口价格跟随油价上涨
进口量持续快速增加。上半年，天然气进口4208万吨，同比增长35.4%，自去年10月连续8个月同比增速超过30%。随着进口规模的增大，1~5月，天然气对外依存度达到42.9%，比去年同期大幅增加6个百分点，天然气需求的增量主要依靠进口气来保障。受国际油价回升等因素影响，天然气进口价格较快上涨，上半年天然气进口平均价格392.44美元/吨，较去年同期增长21.6%。考虑到人民币升值因素，上半年天然气进口平均价格约2513元/吨，较去年同期增长13.1%。
(数据来源：海关信息网)
图6 分月天然气进口价格
国内市场LNG价格总体平稳。二季度，国内LNG槽车批发价基本保持平稳。但5月中上旬，受需求增长、上游管道气供应不足、进口LNG价格上涨的影响，价格推涨。随后市场需求接近饱和，下游心态转为谨慎，价格回落。
(数据来源：LNG市场每周电讯，广东油气商会)
图7 国内LNG工厂槽车批发挂牌价
4.理顺居民用气价格、加快储气设施建设等政策密集出台
加快储气设施建设。4月26日，《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》印发，明确“3、5、10”的储气规模，到2020年，县级以上地方人民政府至少形成不低于本行政区域日均3天消费量的储气能力，城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力，供气企业要拥有不低于年合同销售量10%的储气能力。同时，构建规范的市场化调峰机制和储气调峰辅助服务市场，合理疏导储气调峰成本。早在2014年国家发展改革委发布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》就明确了供气企业储气能力要达年销售量10%，地方政府要满足3天日均消费量的储气规模，但由于储气设施投资大、缺乏回报机制、惩戒措施欠缺等原因，而各方对储气能力要求的落实不到位。预计此次《意见》出台，将推动近几年内储气设施项目集中开工建设，建成后将有效缓解冬季供气保障压力。
理顺居民用气价格。5月发布的《关于理顺居民用气门站价格的通知》将理顺居民用气门站价格，居民用气由最高门站价格管理改革为基准门站价格管理，价格水平与非居民门站价格接轨。居民用气门站价自2010年以来一直未做调整，低于非居民门站气价。此次调整，进一步完善了天然气价格机制，解决了居民和非居民价格双轨制产生的诸多问题，有助于利用价格杠杆调节市场供需，便于政府监管。此次价格调整将分步实施，预计对居民用户的影响较为有限。《通知》发布后，四川、河北等地相继安排疏导居民用气终端销售价格，承担低收入群体的补贴工作。
5.天然气发展全年展望
全年来看，宏观经济将保持较快增长，加之“煤改气”、天然气价格市场化改革进一步推进，天然气市场需求将保持较快增长，预计全年全国天然气消费量2800亿立方米，同比增长18%。生产方面，仍将保持5%左右小幅增长，预计达到1560亿立方米左右。进口方面，受国际天然气市场持续供大于求，以及国内天然气价格改革、天然气交易中心建设进程加快的影响，预计天然气进口量仍将保持快速增长，达到1240亿立方米左右，对外依存度或将达到44%。
下半年，上游矿权改革、中游管网公司组建等重要文件或将出台，油气体制改革试点方案也将加速推进，我国天然气市场化改革进程将进一步加快。
6.稳步有序推进产供储销体系建设，缓解冬季供求矛盾
稳步有序推进储气设施建设。储气设施布局方面，应以集中建设为主，加快地下储气库、沿海LNG接收站的储罐建设，避免分散建设。建设主体和资金筹集方面，应支持社会资本参与，采取自建、合资、参股等多种方式进行，储气能力的考核可按照投资比例分解计算。此外，储气设施建设应注重经济性，充分论证、量力而行，防范地方债务风险。
积极有序压减可中断用户需求。按照今年上半年需求增长趋势，全年天然气消费量有望增长300亿~400亿立方米，即增加日需求1亿立方米。供应侧，国产气和进口管道气增长相对有限，进口LNG仅有中石化天津、新奥舟山2个项目投产，供应能力增幅小于需求，冬季供气保障问题仍将十分突出。有关部门应提前做好有序用气安排，可从9月开始逐步压减调峰电厂、工业用户等可中断用户需求。可以考虑9~12月，分别压减2000万、3000万、4000万、5000万立方米/日的需求量，分月化解冬季用气高峰期的供需矛盾。
打通基础设施卡脖子环节。一是入冬前落实南气北调工程。做好中石油、中海油等供气公司的气源调配衔接，加大LNG供应能力，适当减少西气东输等管道气向东南沿海地区的输送规模，保障北方地区用气需求。同时，建成一定规模的加压、反输设施，提高LNG向北输气能力。二是提前做好储气工作。近几个月要加快地下储气库注气工作，加大LNG进口规模，确保入冬前所有地下储气库和沿海LNG储罐储备充足。
四、石油供需形势和政策进展
1.成品油消费保持增长，汽柴煤延续分化态势
上半年，受居民消费升级、制造业投资回升等有利因素影响，社会出行需求旺盛，石油表观消费继续较快增长。1~5月，成品油表观消费量13236万吨，同比增长6.6%，其中汽油、柴油分别增长5.9%、6.1%。预计上半年成品油表观消费量同比增长6%左右。一是汽油需求稳中有增。年初成品油税收调整政策效果逐步显现，调和油资源受到挤压，造成统计范围内的汽油消费略有增加。预计二季度汽油消费量3161万吨，同比增长3.4%。二是延续近年走势柴油需求整体低迷。北方户外开工支撑柴油需求，预计二季度柴油消费4277万吨，同比下降1.1%。三是煤油需求维持较快增长。随着居民消费升级，网络购物持续增长，带动航空货物运输需求。预计二季度煤油消费890万吨，同比增长9.2%。
2.国内成品油市场供需持续宽松
受需求拉动，原油加工量和成品油产量较快增长。上半年，原油加工量29961万吨，同比增长8.9%;成品油产量18253.4万吨，同比增长3.93%，其中汽油、煤油和柴油产量分别同比增长6.0%、15.0%和1.7%。国内成品油市场供需持续宽松。预计二季度汽油、柴油、煤油供大于需均超过200万吨。
3.原油生产降幅收窄，进口增速回落
受国际油价回升驱动，国内原油生产下行趋势明显放缓。上半年，国内原油产量9409万吨，同比下降2.0%，比去年同期收窄3个百分点。原油日均产量52.8万吨，环比增加1.3万吨，是近一年以来的最高水平，但从长期看仍处于持续下降趋势中。
受国际油价回升影响，原油进口增速明显回落。1~5月，进口原油1.9亿吨，同比增长8.0%。5月同比增长5.0%，增速环比回落9.8个百分点。
4.国际油价回升、高位震荡
上半年国际原油价格先涨后跌。受主要产油国持续减产、中东地区地缘政治冲突升级、美国原油库存持续下降等影响，布伦特油价在1月回升突破70美元/桶，至6月累计上涨16%。伴随美国原油日产量不断刷新纪录高点，国际油价呈现高位震荡。
(数据来源：美国能源信息署)
图8 国际油价变化(更新至6月11日)
5.上海原油期货起步良好、任重道远
上海原油期货自3月26日在上海国际能源交易中心(INE)挂牌交易，至今交易活跃度和持仓表现整体较好。与WTI、Brent原油期货交割标的是轻质低硫原油不同，上海原油期货选择以主产自中东地区、产量约占全球44%的中质含硫原油作为交割标的，有望在亚洲建立中质含硫原油价格基准。截至6月18日，按单边计算，累计成交387.15万手，成交额1.8万亿元，平均日成交约5.9万手，盘中持仓量最高超3.5万手，增长速度远快于WTI、Brent上市初期。从参与主体看，个人客户占比超八成，境内客户占比均超九成，机构、公司及境外客户参与比例较少。且投机盘多，套保盘量较少。虽然交易量提升较快，但对现货市场的价格发现作用尚未发挥。随着更多现货交易尤其是国内原油进口合同接受INE价格，其价格发现功能才会真正实现。
6.下半年石油市场展望
成品油消费方面，预计三季度国内成品油消费将超过8500万吨，同比增长2.8%，环比增长2.2%。汽油方面，自7月1日起，我国将大幅降低汽车整车及零部件进口关税，利好乘用车市场。同时，新能源汽车补贴政策的过渡期将在6月上旬结束，未来低端的新能源汽车将受到冲击。综合考虑，预计三季度汽油消费量达3200万吨，同比增长3.7%。柴油方面，自7月1日起，货运行业将施行三项新政，对柴油市场形成利好。一是全面禁止不合规车辆，继续治理超载行为，将拉动重卡的更新和增量需求;二是减半征收挂车车辆购置税;三是取消4.5吨及以下普通货运从业资格证和运营证。预计三季度柴油消费量4345万吨，同比增长0.7%，环比增长2.0%。煤油方面，近期民航局出台一系列政策支持航空物流业发展，加之暑期将至，预计三季度煤油消费量970万吨，同比增长10.5%。
成品油生产方面，随着几个大型炼厂逐步投产，原油加工量和成品油产量将持续较快增长，保持供需宽松局面。预计三季度成品油产量9365万吨，同比增长4.4%，高于消费量850万吨，汽油、柴油保持供大于需格局。预计2018年国内成品油消费量3.3亿吨，其中汽油、柴油及煤油消费量分别超过1.2亿吨、1.6亿吨和0.35亿吨。
原油生产方面，随着国际油价高位运行，国内油田经济效益改善，原油生产将逐步企稳，有望扭转下滑局面。在部分新炼厂投产带动下，原油进口增速有望保持高位。
7.重点推进管网改革、进出口管理制度
落实《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出的改革方向和任务是当前工作重点。结合油气产业发展面临的关键问题，应在管网改革、石油进出口改革等方面重点推进。在管网改革方面，应尽快出台《石油天然气管道运营机制改革实施方案》，加速管网等基础设施建设及互联互通工作。完善管网设施信息公开制度，加强对管网设施运营企业信息公开工作监管，促进设施公平开放。石油进出口方面，进一步完善以规范资质管理为主的原油进口动态管理制度;继续提高成品油一般贸易出口配额占比，引导产业转型升级发展。
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