2017年陕西、宁夏、青海能源供需形势分析

一、能源行业运行基本情况

（一）电力行业

截至11月底，陕、宁、青三省（区）电网运行总体平稳，发、用电量稳步增长，陕西、宁夏电力电量总体平衡有余，青海通过省际间交易购电满足电力、电量需求。

2017年，预计陕、宁、青三省（区）电网统调装机容量分别为3611、3880、2512万千瓦。统调发电量分别为1330.72、1302.10、610.77亿千瓦时，同比增长11.10%、20.14%、10.53%；统调用电量分别为1299.31、890.88、680.78亿千瓦时，同比增长10.41%、11.79%、8.22%；统调最大日用电负荷分别为2387、1266、914万千瓦，同比增长13.10%、9.90%、6.52%。

（二）煤炭行业

陕、宁、青三省（区）煤炭市场供应总体平稳，动力煤市场运行良好，煤炭价格环比有小幅下降。

陕西省1-11月生产原煤4.64亿吨，同比增长11%，销量4.42亿吨，同比增长10.68%，12月初的煤炭综合价格为408元/吨，同比增长20%，动力煤396元/吨,同比增长12%；宁夏1-10月煤炭产量6139万吨，同比增长7.8%，销量6075.9万吨，同比增长29.7%，10月底煤炭综合价格为380元/吨，动力煤价格为340元/吨；青海省1-11月煤炭产量580.4万吨，同比降低14.4%，12月初煤炭综合价格为380元/吨。

（三）石油行业

1-11月份，陕西省生产原油2349万吨，同比减少36.85万吨，降低1.54%；宁夏区生产原油123.80万吨，同比增加2.47万吨，增长2.04%；青海省生产原油209万吨，同比增加6.6万吨，增长3.27%。中石油、中石化向陕西市场销售成品油548.49万吨，同比减少21.41万吨，降低3.76%；向宁夏销售成品油233.8万吨，同比增加6万吨，增长2.63%；向青海省销售成品油235.33万吨，同比增加10.96万吨，增长4.88%。

（四）天然气行业

1-11月份，陕西省天然气产量162.53亿立方米,同比增加10.88亿立方米，增长7.17%，青海省天然气产量58.2亿立方米，同比增加4.4亿立方米，增长8.15%。陕西省天然气供应55.68亿方，同比增长11.85%，天然气需求57.98亿方，同比增长15.40%，供需缺口2.30亿方；宁夏自治区天然气供应22.60亿方，同比增长16.08%，天然气需求22.60亿方，同比增长15.56%，供需平衡；青海省天然气供应30.87亿方，同比增长24.19%，天然气需求31.42亿方，同比增长26.40%，供需缺口0.55亿方。

二、能源行业运行主要特点

（一）电力：统调发、用电量保持较快增速。2017年，受经济回暖及气候因素影响，全年统调发、用电量保持较快增长势头，但下半年增速略有放缓。

（二）煤炭：四季度天气转冷，煤炭进入消费旺季，随着陕、宁、青三省（区）环境整治不断深入，下游煤电、炼钢等企业限产，煤炭优质产能不断释放，煤炭价格有所下降。9月底至今，陕西煤炭综合价格下降13元/吨，随着2018年煤炭中长期合同签订履行工作不断推进，前三季度煤炭供需矛盾有所缓解。

（三）油气：11月布伦特油均价达到62.87美元/桶，但涉油系统盈利能力依然偏弱，国内成品油供大于求的局面未得到根本性扭转。随着北方天气转冷，大型户外工程、工矿企业限制开工，油品需求进一步减弱，但由于普柴质量升级刚刚结束存在强烈涨价预期，柴油资源整体偏紧。2017年，预计三省区原油总产量及成品油消费量均稳中略降，其中陕西原油生产量、成品油消费量双降，宁夏、青海原油产量、成品油消费量略有增长；受天然气利用、治污减霾等政策因素影响，三省区天然气产量、需求量均大幅增长。

三、存在的突出问题

（一）煤电企业经营依然困难。2017年，陕、宁、青三省（区）电煤价格仍在高位运行，煤电企业燃料成本居高不下，同时随着电力市场建设的持续推进，市场交易电量不断增长，煤电企业上网电价总体水平呈下行趋势，同时受火电发电利用小时数整体偏低等因素影响，煤电企业经营形势严峻，亏损现象普遍。

（二）新能源消纳压力大，电网调峰能力不足。2017年底，预计陕、宁、青三省（区）新能源装机将达到3100万千瓦（占总装机的31.11%）。各省（区）新能源反调峰特性明显，叠加负荷峰谷差，加剧调峰困难，同时新能源大发期往往与供暖期、汛期重叠，调峰资源紧张成为常态。

（三）天然气供需矛盾突出。随着煤改气工作的深入开展，使得冬季天然气需求量爆发式增长，由于部分煤改气工作未落实气源，导致今冬明春天然气供需矛盾突出，虽然国家的压非保民政策有效缓解了民生用气紧张局面，但在一定程度上损害了天然气工业用户的利益，不利于天然气产业健康发展。

（四）供电服务突出问题：一是部分地区公网线路设备故障较多，引发频繁停电；二是个别工作人员主动服务意识不够，不能及时核对用户资料，造成分布式光伏发电项目电费结算不及时；三是个别地区供电企业因用户预存电费不足，采取停电措施催缴预存电费；四是个别地区以分布式光伏不能就地消纳为由，拒绝为用户办理分布式光伏接入手续。

四、意见建议

（一）建议进一步推进跨区跨省交易，促进清洁能源消纳。进一步推进跨区跨省交易机制建设，完善清洁能源跨区跨省消纳的市场规则、交易模式、电价政策，促进资源富集地区清洁能源电量消纳，落实国家节能减排和可再生能源发展相关政策。

（二）进一步深化电力体制改革，推动区域调峰辅助服务市场试点工作，用市场化手段促进发电企业参提高参与调峰辅助服务的积极性，缓解电网调峰困难的现实矛盾。

（三）建议根据市场情况有计划地释放煤炭优质产能。截至2017年6月底，三省（区）在建矿井规模23841万吨/年，这部分产能的有效释放将在未来对三省（区）煤炭价格走势起到积极的影响。

（四）建议国家层面督促地方政府加强落实天然气保供属地责任，积极面对今年严峻的保供形势，加强研判预判，千方百计组织气源，落实调峰责任，制定应急预案，确保民生用气安全、稳定。