上半年國民經濟延續穩中向好的發展態勢，轉型升級穩步推進，質量效益不斷提升，經濟增長的韌性、穩定性和可持續性不斷增強。受宏觀經濟持續向好、“冷冬+早夏”天氣、環保督查等因素綜合影響，2018年上半年能源消費延續了2017年的快速增長態勢，電力、煤炭、天然氣、成品油等主要能源品種均實現較快增長，二季度呈現“淡季不淡”特征。初步估算，上半年全國能源消費同比增長超過5%(表 1)，明顯高于2017年全年增速。

(來源：能源研究俱樂部 作者：國家發展改革委能源研究所 張有生 楊晶 高虎 肖新建 李際 樊慧嫻 楊光 田磊)

表1 2018年主要能源品種同比增速

下半年，雖然面臨著外部貿易戰升溫和內部金融風險的雙重挑戰，但在新舊動能加快轉換、居民消費快速升級等帶動下，宏觀經濟仍有望保持健康發展，帶動能源消費延續較快增長態勢。初步估計，全年能源消費增速較去年明顯加快，增量可能達到2億噸標準煤左右，部分時段、局部地區能源供需形勢偏緊，對實現能源及煤炭消費總量控制、非化石能源發展目標、能源強度目標、碳排放目標以及藍天保衛戰目標等都帶來較大挑戰。

一、電力供需形勢和政策進展

1.宏觀經濟向好、高溫天氣帶動電力消費高速增長，二產用電對全社會用電量增長的貢獻率同比下降

宏觀經濟向好、高溫天氣帶動電力消費高速增長。今年以來全國電力消費保持高速增長態勢，上半年全社會用電量32291億千瓦時，同比增長9.4%，增速比上年同期提高3.1個百分點。主要原因，一是國民經濟運行穩中向好，工業生產復蘇帶動工業用電需求大幅增加，上半年規模以上工業增加值同比增長6.7%，與去年同期基本持平，帶動二產用電量同比增長7.6%，拉動全社會用電量增長5.3個百分點，二產用電量對全社會用電量增長的貢獻率回升至56.5%，比一季度提高11個百分點;二是今年入春以來天氣保持高溫態勢，4月、5月全國平均氣溫較常年同期分別偏高1.3℃和0.8℃，廣東、湖南、江西、浙江等地平均氣溫創1961年以來同期最高，多地出現極端高溫天氣，帶動全社會用電量高速增長。

圖1 2018年分月用電量增速

1~2月和5月用電量同比增速創下8年新高。分月看，1~2月用電量增速最快，主要是由于年初“冷冬”導致取暖負荷增加較大，且電能替代效果顯著、各地“煤改電”工程進展速度較快增加了冬季的電力消費;3月用電量增速大幅下降，主要是由于今年春節較晚、企業庫存偏高，且受到環保督查的影響不少企業處于停工狀態，工業生產較慢，3月規模以上工業增加值同比增長6.0%，為去年9月以來最低，導致工業用電量同比下降;4月和5月，經過環保督查和冬季停工，工業生產普遍恢復，加上持續高溫天氣的影響，5月全社會用電量同比增長11.4%，創下近8年來同期新高;進入6月后南方區域降雨增多，用電量增速環比小幅回落3.4個百分點。

二產用電對全社會用電量增長的貢獻率明顯下降，但二季度反彈。上半年，三大產業用電量和城鄉居民生活用電量的同比增速分別達到10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，對全社會用電量增長的貢獻率分別為1.1%、56.9%、23.4%、19.1%。相比去年，二產用電量貢獻率下降約12個百分點，而第三產業和城鄉居民生活對全社會用電量增長的拉動作用增強，反映出電力需求的驅動力正在從二產拉動向三產和居民協同拉動轉變，與我國經濟結構優化的方向一致。但是，應該注意到，與一季度相比，二季度二產用電量的貢獻率由降轉升，特別是制造業日均用電量扭轉了3月的下降趨勢，5、6月分別達到96.6億千瓦時/天和99.7億千瓦時/天，連續兩個月創歷史新高，反映出制造業生產明顯加快。

圖2 全社會用電增量分產業貢獻率

2.發電裝機規模增長放緩，發電量增長較快

發電裝機規模增長放緩。截至6月底，6000千瓦及以上電廠裝機容量17.3億千瓦，同比增長6.2%，增速比上年同期回落0.7個百分點，其中核電、風電、火電裝機分別投產113萬千瓦和762萬千瓦和1515萬千瓦，比上年同期投產量略有增加。在水電開發逐漸向中上游擴展、工程造價不斷增加的情況下，水電新增裝機量大幅降低，1~6月僅新增249萬千瓦，比去年同期少投產315萬千瓦。

受到用電需求大幅提升的影響，全國發電量增長較快。1~6月，全國統計口徑發電機組累計發電量達到31945億千瓦時，同比增長8.3%，增速比上年同期提高2.0個百分點，其中火電、水電、核電、風電發電量增速分別為8.0%、2.9%、12.7%、28.6%。受到電力消費增加和可再生能源消納能力提升的影響，風電、太陽能等可再生能源發電量增幅較大。

3.電力供需總體寬松態勢有所好轉

全國電力供需寬松態勢有所好轉，發電設備利用小時數明顯增加。1~6月，新增發電裝機增速下降，電力需求好于預期，造成發電設備平均利用小時數比上年同期增加68小時。除水電外，火電、核電、風電發電設備平均利用小時數均顯著增加，與上年同期相比分別增加116小時、141小時和159小時。

4.電力行業供給側結構性改革和降成本穩步推進

為積極穩妥做好化解煤電過剩產能工作，國家加強規劃指導約束作用，嚴控新增產能規模，強化煤電項目的總量控制，國家能源局于5月發布了《2021年煤電規劃建設風險預警的通知》，顯示山東等17省份煤電裝機充裕度為紅色預警，遼寧等4個省份為橙色預警，僅華中的兩湖一江、陜西、安徽及海南6個省份同時滿足裝機充裕度綠色和資源約束綠色指標，可在充分考慮跨省區電力互濟前提下，有序核準開工建設自用煤電項目;紅色和橙色的省份暫緩核準、暫緩新開工建設自用煤電項目。此外，2018年煤電化解過剩產能工作要點提出，全年將繼續淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組，合計產能400萬千瓦。

2018年《政府工作報告》要求降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。自3月底出臺《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》以來，多個省份已陸續發布了關于降低一般工商業電價水平的政策，顯示下降幅度在0.22~3.3分/千瓦時之間。5月1日起執行的《關于電力行業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》，將電力行業增值稅稅率由17%調整到16%。省級電網企業含稅輸配電價水平和政府性基金及附加標準降低、期末留抵稅額一次性退返等騰出的電價空間，全部用于降低一般工商業電價，預計每千瓦時平均可以降低約2.16分。預計今年一般工商業電價平均降低10%的目標可以實現。

5.電力市場化交易活躍，增量配電試點和電力現貨市場建設工作穩妥推進

上半年電力市場化交易持續活躍。國網區域各電力交易中心總交易電量完成5885億千瓦時，同比增長25.0%，通過電力直接交易的電量平均降價0.03元/千瓦時，顯著降低了實體經濟用電成本。省間交易業務進一步拓展，北京電力交易中心定期組織西北送廣東、甘肅送江西、四川送西北、新疆送山東等省間短期或月度外送交易。

1~6月，全國跨省、跨區送出電量達到2001億千瓦時，同比增長20.3%，創歷史新高;全國各省送出電量合計5736億千瓦時，同比增長19.4%。隨著寧東直流等跨省跨區專項輸電工程輸電價格核定工作的推進，預計跨省送電規模會繼續增加。

4月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于規范開展第三批增量配電業務改革試點的通知》，新增97個增量配電業務試點。國家能源局在全面深化改革領導小組會議上，提出要積極推動輸配電價改革和增量配電業務改革試點，增量配電試點工作正在穩步推進。增量配電試點會引入更多元的電力投資方，并促進分布式能源、微電網以及儲能、電動汽車充電服務等新型供用電模式的興起。隨著現貨市場試點步伐加快，增量配電試點也有望進一步加快。

6.風電、光伏行業新政頻出，光伏行業發展面臨洗牌

我國當前可再生能源發展面臨的主要挑戰，就是并網消納和補貼不足問題。隨著近年來國家優化電力調度運行、加大跨省跨區電力外送規模，電力消費增速也同比明顯提高，風電、光伏的消納問題已得到有效緩解，但補貼不足問題仍較為突出。5月，國家能源局印發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，在嚴格落實規劃和預警等要求基礎上，推行競爭方式配置風電項目，明確提出尚未配置到項目的年度新增集中式陸上風電和未確定投資主體的海上風電項目，全部通過競爭方式配置并確定上網電價，且不得高于國家規定的同類資源區風電標桿電價，配置時將所需補貼強度低的項目優先列入年度建設方案。此項政策出臺，釋放了要求降低風電補貼強度的更明確信號，必將倒逼行業技術創新和管理改進，推動行業整合，為實現2020年風電可以與火電同平臺競爭的目標打下基礎。

5月底，國家發展改革委、財政部、能源局聯合發布《關于2018年光伏發電有關事項的通知》，提出三點要求，一是合理把握光伏發電發展節奏，2018年暫不安排普通光伏電站建設規模，僅安排1000萬千瓦規模的分布式光伏項目，不需補貼的項目可自行安排建設;二是加快光伏發電補貼退坡，每千瓦時標桿電價降低0.05元，分布式光伏發電項目全電量度電補貼標準也降低0.05元，光伏扶貧電站標桿電價保持不變;三是發揮市場配置資源決定作用，普通光伏電站將全面采用招標，對分布式電站沒有強制規定，但也鼓勵采用競爭性招標，僅戶用光伏不在此限。此項政策核心是控制光伏過快增長勢頭，去年新增5300萬千瓦規模大大超過了國家“十三五”規劃2000萬千瓦的目標，行業產能大幅增加。此次調整將嚴格控制每年光伏的新增規模，預計會促進光伏行業的深度調整。

7.下半年電力形勢展望及建議

經濟運行延續穩中向好，新業態、新興產業蓬勃發展，電能替代力度加大，因而電力需求有望延續上年中高速增長態勢。積極推進化解煤電過剩產能舉措將進一步有效控制煤電裝機增長，光伏電價新政將有效控制光伏行業補貼需求過快增長的局面，電力供需失衡狀況將繼續緩解，火電發電利用小時數有望繼續回升，但總體仍處于低位運行，棄風棄光率進一步降低。

全國電力供應能力總體寬松，但存在區域性供電緊張風險。由于京津冀魯、華東、華中等部分地區電力供應偏緊，隨著夏季高溫天氣到來，以及生產性需求復蘇，用電負荷可能比去年明顯增加，出現區域性、時段性的供電緊張風險加大。由于局部電網部分時段存在電力供應偏緊問題，天然氣供應、電煤供應的穩定性以及發電企業經營不佳，也會影響機組出力，極易引發電力供應緊張狀況出現。

省間壁壘問題依然突出，跨區輸電通道利用率普遍較低。由于各地電力市場規則不同，模式設計差異大，不利于能源資源大范圍優化配置和清潔能源消納。當前我國電力供需狀況地區差異較大，建議國家加強頂層設計，進一步加強跨省跨區電力交易，緩解地區電力供需不平衡矛盾。

二、煤炭供需形勢和政策進展

1.發電用煤需求旺盛，帶動煤炭消費正增長

1~5月，全國煤炭消費量16.2億噸左右，同比增加約6080萬噸、增長3.9%。其中，電力行業累計消耗煤炭8.8億噸，同比增加7560萬噸、增長9.4%。電力行業占煤炭消費比重達到54.3%，比上年同期增加2.7個百分點。鋼鐵、建材、化工和其他行業累計消耗煤炭量分別為2.6億噸、1.7億噸、1.2億噸和1.9億噸，同比分別增長-0.4%、-2.0%、2.2%和-6.3%。在環保政策的持續深入推動下，散煤消費減少，下降幅度比去年全年擴大2.5個百分點。

2.綜合施策引導煤炭市場供應有序增加

原煤生產保持穩定增長，進一步向晉陜蒙集中。上半年全國規模以上企業原煤累計產量17億噸，同比增長3.9%。晉陜蒙三大煤炭主產區1~5月煤炭生產量9.5億噸、同比增長6.0%，產量占全國比重達到67.9%，較年初提升約1.1個百分點。

進口政策發生變化，煤炭進口增速大幅回落。上半年，累計進口煤炭14619萬噸，同比增長9.9%，由于煤炭進口政策調整，增速較上年同期下降13.6個百分點。冬季供暖期結束后，煤炭市場供需趨于寬松、價格小幅下行，國家于4月重啟煤炭進口限制政策，限制范圍擴大到一級港口，造成煤炭進口增速下滑。迎峰度夏來臨，進口政策再度調整，進口量有望增加。

配合國家安全監督與環保檢查等政策，相關部門綜合施策有序引導市場供應。4~5月煤礦安全生產監督、鐵路檢修影響市場煤炭供應，加之近年來國家加大了環保檢查力度，5月主要煤炭產區環保檢查“回頭看”頻繁，部分影響到市場煤炭供應。針對市場預期可能出現供需偏緊的情況，政府主管部門密集出臺增產量、增運力、增長協等九項措施，有序引導市場增強動力煤供應。

全社會煤炭庫存較豐富，煤炭企業庫存下降。5月末，全社會煤炭庫存接近2.5億噸。其中煤炭企業庫存6050萬噸，比上年同期減少1950萬噸;重點電廠存煤7000萬噸，可用18天，全社會電廠存煤估計超過1億噸;主要中轉港口存煤3942萬噸，全社會港口庫存預計超6400萬噸，電廠和港口存煤量處于歷史較高時期。

3.煤炭價格總體穩定，長協價格穩定器作用進一步凸顯

煤炭價格相對穩定，高位運行。今年以來，盡管局部市場煤炭價格呈現一定起伏，但是總體相對穩定，環渤海動力煤價格指數持續在570~580元/噸相對高位區間波動。煤炭價格處于相對高位，有利于煤炭行業提升利潤總額，1~4月，煤炭行業主營業務收入和利潤總額分別為10231億元和1848億元，占采礦業主營業務收入和利潤總額的比重分別為52.4%和55.1%，占能源行業比重分別為20.1%和34.4%，表明煤炭行業在采礦業或能源行業的利潤水平較高。

圖3 2017年以來環渤海動力煤價格指數變化

長協價格“穩定器”作用進一步凸顯，市場炒作得到抑制。二季度末長協煤占港口發運量的市場份額已提升至85%以上，長協煤價格的平穩運行，對整體市場價格起到了穩定器作用，但長協煤之外的部分煤炭市場價格出現較大波動。為抑制煤炭市場炒作、防范動力煤期貨價格盲目拉高帶來的市場風險，5月下旬國家發展改革委發布《關于公布煤炭市場違法違規行為舉報方式的通知》，規范三類擾亂煤炭市場行為。6月初政策效果已經顯現，市場炒作因素消減，期貨市場煤價盲目上升的勢頭得到遏制。

4.預計全年煤炭供需基本平衡，價格上漲空間有限

煤炭供應相對充足穩定。一是目前政策吸取了前兩年去產能保供問題的經驗和教訓，優質煤礦產能進一步釋放。根據建設礦計劃，初步估計到今年6月底全國生產礦產能將達到36億噸/年左右。二是雖然進口政策發生變化，中美貿易戰也存在較大不確定性，但總體預計全年煤炭凈進口可望保持在2億噸以上。三是全社會煤炭庫存將保持2.5億噸以上水平。四是考慮到上半年煤炭主產區安全檢查工作結束、鐵路煤炭運力檢修工作已完成，下半年國內煤炭生產和運輸能力會相應提高，煤炭供應通道有望保持暢通有序。總體判斷，全年煤炭供應相對充足。

全社會煤炭消費增減具有較大彈性。一是隨著經濟形勢向好，全社會用電量在下半年仍有望保持較高增長速度，煤電的出力空間將可能較大幅度增加，帶動電力行業煤炭消費量增長。二是雖然今年5、6月來水較好，水電出力空間明顯增長，同時一批水電站投產也增大了水力發電量，但是下半年天氣和來水情況、全年水力發電量狀況等，仍存在較大不確定性。三是6月底臺山核電EPR機組和三代AP1000核電三門核電站機組已經并網運行，海陽核電站也已經開始裝料并有望四季度投產，下半年核電供應量將大幅增加，可能會擠壓部分煤電空間。因此預計下半年火電發電量的彈性空間很大，電力行業煤炭消費量存在較大不確定性。從鋼鐵、建材和化工行業來看，下半年這些行業的煤炭消費增長動力不大，有可能保持上半年態勢。此外，中美貿易戰的不確定性帶來的外部風險，可能影響到國內主要產業的發展，并進而影響電力需求和生產及煤炭消費。綜合各方面因素，總體預計，全年煤炭消費量在38.5億噸左右。

煤炭價格基本穩定，或有下降空間。全國煤炭價格已在570~580元/噸區間相對高位波動，但考慮到煤炭市場供應基本穩定、消費增長彈性較大但總體動力不足，此外主要港口和電廠的煤炭庫存處于較高位，全社會庫存也較為充足，預計下半年煤炭價格可能保持基本穩定或有小幅下降。

5.保持政策定力，穩妥推進煤炭去產能及優質產能釋放

目前來看，煤炭行業仍處于對2011~2015年虧損期的修復階段，行業利潤水平相對高，但行業負債仍比較大。截至4月，煤炭采選業資產負債比達到66%，超過能源行業和采礦業的平均60%的水平;煤炭行業資產合計、利潤總額及負債合計分別占采礦業的比重為57.6%、55.1%和64.2%，可見其負債水平與其他采礦業相比仍相對較高。需要保持政策定力，穩妥推進煤炭去產能及優質產能釋放。

三、天然氣供需形勢和政策進展

1.天然氣消費保持高速增長

受宏觀經濟形勢好轉、大氣污染防治政策等影響，天然氣延續高速增長態勢。上半年全國天然氣表觀消費量1348億立方米，同比增長17.5%，延續了2017年以來高速增長的趨勢。其中，城市燃氣、工業燃料和天然氣發電同比增長在17%~21%

圖4 2016~2018年我國天然氣表觀消費量

之間，天然氣化工同比略有下降。逐月來看，供暖季結束后用氣需求開始逐月下降。日均表觀消費量由去年12月的8.9億立方米/日，逐步回落至4月的7.2億立方米/日，5月需求略有增長至7.4億立方米/日。盡管相比一季度，二季度日均消費量有所下降，但消費量同比增速超過20%，遠高于一季度增速，天然氣消費“淡季不淡”特征明顯。

2.天然氣產量穩定增長

今年上半年，我國天然氣產量775億立方米，同比增長4.6%。逐月來看，采暖季過后，國內產量隨需求逐漸下降，日均產量由1月的4.5億立方米/日下降至6月的4.1億立方米/日。

圖5 2016~2018年我國天然氣生產情況

3.進口量持續快速增長，進口價格跟隨油價上漲

進口量持續快速增加。上半年，天然氣進口4208萬噸，同比增長35.4%，自去年10月連續8個月同比增速超過30%。隨著進口規模的增大，1~5月，天然氣對外依存度達到42.9%，比去年同期大幅增加6個百分點，天然氣需求的增量主要依靠進口氣來保障。受國際油價回升等因素影響，天然氣進口價格較快上漲，上半年天然氣進口平均價格392.44美元/噸，較去年同期增長21.6%。考慮到人民幣升值因素，上半年天然氣進口平均價格約2513元/噸，較去年同期增長13.1%。

(數據來源：海關信息網)

圖6 分月天然氣進口價格

國內市場LNG價格總體平穩。二季度，國內LNG槽車批發價基本保持平穩。但5月中上旬，受需求增長、上游管道氣供應不足、進口LNG價格上漲的影響，價格推漲。隨后市場需求接近飽和，下游心態轉為謹慎，價格回落。

(數據來源：LNG市場每周電訊，廣東油氣商會)

圖7 國內LNG工廠槽車批發掛牌價

4.理順居民用氣價格、加快儲氣設施建設等政策密集出臺

加快儲氣設施建設。4月26日，《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》印發，明確“3、5、10”的儲氣規模，到2020年，縣級以上地方人民政府至少形成不低于本行政區域日均3天消費量的儲氣能力，城鎮燃氣企業形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力，供氣企業要擁有不低于年合同銷售量10%的儲氣能力。同時，構建規范的市場化調峰機制和儲氣調峰輔助服務市場，合理疏導儲氣調峰成本。早在2014年國家發展改革委發布的《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》就明確了供氣企業儲氣能力要達年銷售量10%，地方政府要滿足3天日均消費量的儲氣規模，但由于儲氣設施投資大、缺乏回報機制、懲戒措施欠缺等原因，而各方對儲氣能力要求的落實不到位。預計此次《意見》出臺，將推動近幾年內儲氣設施項目集中開工建設，建成后將有效緩解冬季供氣保障壓力。

理順居民用氣價格。5月發布的《關于理順居民用氣門站價格的通知》將理順居民用氣門站價格，居民用氣由最高門站價格管理改革為基準門站價格管理，價格水平與非居民門站價格接軌。居民用氣門站價自2010年以來一直未做調整，低于非居民門站氣價。此次調整，進一步完善了天然氣價格機制，解決了居民和非居民價格雙軌制產生的諸多問題，有助于利用價格杠桿調節市場供需，便于政府監管。此次價格調整將分步實施，預計對居民用戶的影響較為有限。《通知》發布后，四川、河北等地相繼安排疏導居民用氣終端銷售價格，承擔低收入群體的補貼工作。

5.天然氣發展全年展望

全年來看，宏觀經濟將保持較快增長，加之“煤改氣”、天然氣價格市場化改革進一步推進，天然氣市場需求將保持較快增長，預計全年全國天然氣消費量2800億立方米，同比增長18%。生產方面，仍將保持5%左右小幅增長，預計達到1560億立方米左右。進口方面，受國際天然氣市場持續供大于求，以及國內天然氣價格改革、天然氣交易中心建設進程加快的影響，預計天然氣進口量仍將保持快速增長，達到1240億立方米左右，對外依存度或將達到44%。

下半年，上游礦權改革、中游管網公司組建等重要文件或將出臺，油氣體制改革試點方案也將加速推進，我國天然氣市場化改革進程將進一步加快。

6.穩步有序推進產供儲銷體系建設，緩解冬季供求矛盾

穩步有序推進儲氣設施建設。儲氣設施布局方面，應以集中建設為主，加快地下儲氣庫、沿海LNG接收站的儲罐建設，避免分散建設。建設主體和資金籌集方面，應支持社會資本參與，采取自建、合資、參股等多種方式進行，儲氣能力的考核可按照投資比例分解計算。此外，儲氣設施建設應注重經濟性，充分論證、量力而行，防范地方債務風險。

積極有序壓減可中斷用戶需求。按照今年上半年需求增長趨勢，全年天然氣消費量有望增長300億~400億立方米，即增加日需求1億立方米。供應側，國產氣和進口管道氣增長相對有限，進口LNG僅有中石化天津、新奧舟山2個項目投產，供應能力增幅小于需求，冬季供氣保障問題仍將十分突出。有關部門應提前做好有序用氣安排，可從9月開始逐步壓減調峰電廠、工業用戶等可中斷用戶需求。可以考慮9~12月，分別壓減2000萬、3000萬、4000萬、5000萬立方米/日的需求量，分月化解冬季用氣高峰期的供需矛盾。

打通基礎設施卡脖子環節。一是入冬前落實南氣北調工程。做好中石油、中海油等供氣公司的氣源調配銜接，加大LNG供應能力，適當減少西氣東輸等管道氣向東南沿海地區的輸送規模，保障北方地區用氣需求。同時，建成一定規模的加壓、反輸設施，提高LNG向北輸氣能力。二是提前做好儲氣工作。近幾個月要加快地下儲氣庫注氣工作，加大LNG進口規模，確保入冬前所有地下儲氣庫和沿海LNG儲罐儲備充足。

四、石油供需形勢和政策進展

1.成品油消費保持增長，汽柴煤延續分化態勢

上半年，受居民消費升級、制造業投資回升等有利因素影響，社會出行需求旺盛，石油表觀消費繼續較快增長。1~5月，成品油表觀消費量13236萬噸，同比增長6.6%，其中汽油、柴油分別增長5.9%、6.1%。預計上半年成品油表觀消費量同比增長6%左右。一是汽油需求穩中有增。年初成品油稅收調整政策效果逐步顯現，調和油資源受到擠壓，造成統計范圍內的汽油消費略有增加。預計二季度汽油消費量3161萬噸，同比增長3.4%。二是延續近年走勢柴油需求整體低迷。北方戶外開工支撐柴油需求，預計二季度柴油消費4277萬噸，同比下降1.1%。三是煤油需求維持較快增長。隨著居民消費升級，網絡購物持續增長，帶動航空貨物運輸需求。預計二季度煤油消費890萬噸，同比增長9.2%。

2.國內成品油市場供需持續寬松

受需求拉動，原油加工量和成品油產量較快增長。上半年，原油加工量29961萬噸，同比增長8.9%;成品油產量18253.4萬噸，同比增長3.93%，其中汽油、煤油和柴油產量分別同比增長6.0%、15.0%和1.7%。國內成品油市場供需持續寬松。預計二季度汽油、柴油、煤油供大于需均超過200萬噸。

3.原油生產降幅收窄，進口增速回落

受國際油價回升驅動，國內原油生產下行趨勢明顯放緩。上半年，國內原油產量9409萬噸，同比下降2.0%，比去年同期收窄3個百分點。原油日均產量52.8萬噸，環比增加1.3萬噸，是近一年以來的最高水平，但從長期看仍處于持續下降趨勢中。

受國際油價回升影響，原油進口增速明顯回落。1~5月，進口原油1.9億噸，同比增長8.0%。5月同比增長5.0%，增速環比回落9.8個百分點。

4.國際油價回升、高位震蕩

上半年國際原油價格先漲后跌。受主要產油國持續減產、中東地區地緣政治沖突升級、美國原油庫存持續下降等影響，布倫特油價在1月回升突破70美元/桶，至6月累計上漲16%。伴隨美國原油日產量不斷刷新紀錄高點，國際油價呈現高位震蕩。

(數據來源：美國能源信息署)

圖8 國際油價變化(更新至6月11日)

5.上海原油期貨起步良好、任重道遠

上海原油期貨自3月26日在上海國際能源交易中心(INE)掛牌交易，至今交易活躍度和持倉表現整體較好。與WTI、Brent原油期貨交割標的是輕質低硫原油不同，上海原油期貨選擇以主產自中東地區、產量約占全球44%的中質含硫原油作為交割標的，有望在亞洲建立中質含硫原油價格基準。截至6月18日，按單邊計算，累計成交387.15萬手，成交額1.8萬億元，平均日成交約5.9萬手，盤中持倉量最高超3.5萬手，增長速度遠快于WTI、Brent上市初期。從參與主體看，個人客戶占比超八成，境內客戶占比均超九成，機構、公司及境外客戶參與比例較少。且投機盤多，套保盤量較少。雖然交易量提升較快，但對現貨市場的價格發現作用尚未發揮。隨著更多現貨交易尤其是國內原油進口合同接受INE價格，其價格發現功能才會真正實現。

6.下半年石油市場展望

成品油消費方面，預計三季度國內成品油消費將超過8500萬噸，同比增長2.8%，環比增長2.2%。汽油方面，自7月1日起，我國將大幅降低汽車整車及零部件進口關稅，利好乘用車市場。同時，新能源汽車補貼政策的過渡期將在6月上旬結束，未來低端的新能源汽車將受到沖擊。綜合考慮，預計三季度汽油消費量達3200萬噸，同比增長3.7%。柴油方面，自7月1日起，貨運行業將施行三項新政，對柴油市場形成利好。一是全面禁止不合規車輛，繼續治理超載行為，將拉動重卡的更新和增量需求;二是減半征收掛車車輛購置稅;三是取消4.5噸及以下普通貨運從業資格證和運營證。預計三季度柴油消費量4345萬噸，同比增長0.7%，環比增長2.0%。煤油方面，近期民航局出臺一系列政策支持航空物流業發展，加之暑期將至，預計三季度煤油消費量970萬噸，同比增長10.5%。

成品油生產方面，隨著幾個大型煉廠逐步投產，原油加工量和成品油產量將持續較快增長，保持供需寬松局面。預計三季度成品油產量9365萬噸，同比增長4.4%，高于消費量850萬噸，汽油、柴油保持供大于需格局。預計2018年國內成品油消費量3.3億噸，其中汽油、柴油及煤油消費量分別超過1.2億噸、1.6億噸和0.35億噸。

原油生產方面，隨著國際油價高位運行，國內油田經濟效益改善，原油生產將逐步企穩，有望扭轉下滑局面。在部分新煉廠投產帶動下，原油進口增速有望保持高位。

7.重點推進管網改革、進出口管理制度

落實《中共中央國務院關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》提出的改革方向和任務是當前工作重點。結合油氣產業發展面臨的關鍵問題，應在管網改革、石油進出口改革等方面重點推進。在管網改革方面，應盡快出臺《石油天然氣管道運營機制改革實施方案》，加速管網等基礎設施建設及互聯互通工作。完善管網設施信息公開制度，加強對管網設施運營企業信息公開工作監管，促進設施公平開放。石油進出口方面，進一步完善以規范資質管理為主的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。