年云南能源运行情况及分析

宋立

2014年，云南能源运行总体稳定而低迷，电力产能过剩更加严峻，煤炭受安全事故整顿及经济下行影响产量大幅下降，油气供应疲软。

2014年，受经济下行压力影响，全省能源运行体现出电力生产供应充裕，但市场需求不足，增长乏力；煤炭产销持续大幅负增长，省外来煤创历史纪录；油气需求较淡，柴油销售冷清；天然气（液化气）供应稳定，转换管道天然气开始进行。

（一）电力运行

1.电力装机

电力装机持续增长。1～10月，全省新增水电电力装机683万千瓦，风电89.95万千瓦，光伏发电4.4万千瓦。全省累计装机达7106.35万千瓦，其中：水电5392万千瓦，火电1422万千瓦，风电268.95万千瓦，太阳能22.4万千瓦。

图1　2013年及2014年1～10月电力装机占比

2.发电情况

2014年，因电力装机持续大幅增加，加之来水情况总体较好，尤其是干流来水情况较好，发电增长强劲。1～10月，全省累计发电量2112.17亿千瓦时（含溪洛渡和向家坝），同比增长21.1%。其中：水电1721.86亿千瓦时，同比增长29.6%；火电333.44亿千瓦时，同比下降10.1%；风电46.02亿千瓦时，同比增长30.1%。1～10月，统调发电量1588.3亿千瓦时，同比增长20.1%。其中：水电1262.5亿千瓦时，同比增长29.4%；火电275.6亿千瓦时，同比下降12.6%；风电46.02亿千瓦时，同比增长30.1%。

10月，全省发电量194.57亿千瓦时，同比上升11%。其中水电发电量171.35亿千瓦时，同比上升10%，与上月持平；火电发电量19.67亿千瓦时，同比上升15%，比上月上升11%。

图2　2014年1～10月云南省发电量同比增长率

3.用电情况

1～10月，全省全社会累计用电量1238.9亿千瓦时，同比增长5.44%。其中：一产用电量10.96亿千瓦时，同比增长6.3%；二产用电量948.6亿千瓦时，同比增长3.9%，其中，工业用电量927.0亿千瓦时，同比增长3.7%；三产用电量112.0亿千瓦时，同比增长17.3%；居民生活用电量167.4亿千瓦时，同比增长7.2%。云南统调电网完成售电量（全口径）1517.4亿千瓦时，同比增长8.9%，其中省内920.1亿千瓦时，同比增长3.7%。

10月，全省全社会日均用电量4.41亿千瓦时，同比增长3.7%，比上月减少2.27%。我省多年来进入汛末的10月份起，用电量环比上升，但2014年10月全省全社会用电量不增反降，从用电情况看，要冲刺年末争取实现全年目标显然十分困难。

图3　2014年1～10月云南省用电量同比增长

4.西电东送及云电外送

1～10月，西电东送电量（含溪洛渡送广东，云网送广西电量）757.15亿千瓦时，同比增长56.74%，其中云南电网送电量578.39亿千瓦时，同比增长21.6%，溪洛渡送电量178.76亿千瓦时。

10月，西电东送电量107.37亿千瓦时（含溪洛渡送广东，云网送广西电量），同比增长30.19%，日均送电量比上月减少8.96%。

境外售电不容乐观。在全球经济增长缓慢等因素影响下，1～10月，统调送越南16.7亿千瓦时，同比减少41.2%；送老挝1.9亿千瓦时，同比增长8.1%。

（二）煤炭运行

原煤生产、销售下降，电煤库存充足。1～10月省内煤矿累计生产原煤3736.37万吨，同比减少55.31%；生产洗精煤913.82万吨，同比减少32.49%。受4月份曲靖市麒麟区海子煤矿透水事故、富源县后所镇红田煤矿瓦斯事故及8月昭通鲁甸地震影响，煤矿停产整顿，省内加大煤矿安全检查，导致原煤市场供应严重不足，现主要从省外购入原煤补充。1～10月，省内累计销售商品煤4843.16万吨，同比减少49.33%。至10月底全省煤炭生产企业原煤库存为115.72万吨，同比减少59.37%；全省统调电煤库存量349万吨，平均可用天数24天。

图4　2014年1～10月云南省煤炭产量同比增速

（三）油气运行

1.成品油

1～10月全省累计成品油销售832.03万吨，同比增幅为7.14%，其中汽油292.48万吨，同比增幅为16.74%，柴油539.55万吨，同比减少2.56%。全省累计成品油购进834.11万吨，同比增幅为4.18%。其中：汽油293.03万吨，同比增幅为14.31%，柴油541.08万吨，同比减少0.59%。10月末，全省成品油库存为40.91万吨，同比下降21.03%，环比下降24.36%；其中汽油165.48万吨，同比下降8.68%，环比减少16.88%，柴油243.64万吨，同比减少27.67%，环比减少28.72%。按照1～10月日均销售量计算，月底库存（减罐底库存后）可维持销售天数分别为：柴油14天左右，汽油17天左右。

图5　2014年1～10月云南省全社会成品油购进量和销售量同比增速

2.天然气

2014年，因年初昆明、滇东等地天气寒冷，天然气总体需求量明显上升。1～9月，中石油昆仑燃气公司销售人工煤气19471万立方米，同比减少0.16%；销售天然气（主要为液化天然气）2929万立方米，同比增加352%。8月15日，昆明主城区开始置换中缅天然气管道输送来的天然气，9月已完成第一片区的置换。截至11月23日A1-7小片区天然气置换工作完成，昆明将有4.5万户居民用上环保、清洁的天然气。

2014年，全省能源运行表现出明显的产能过剩特点，提示能源发展到了必须转型升级的关键时期，同时也反映出，在经济下行压力巨大情况下，能源仍能发挥支撑作用，表现出“中流砥柱”的硬气。

（一）电力为全省经济稳增长发挥“中流砥柱”作用

1～10月，电力工业完成增加值413.7亿元，增长17.1%，占全省工业增加值的14%，为全省工业增长贡献了2.39个百分点。在省内用电量仅增长5.4%的情况下，得益于西电东送的强劲增长，电力为全省经济稳增长做出重要贡献。

（二）电力富余更加严峻

在全国经济形势下行的大背景下省内电力需求增长有限，目前我省发电装机已超过7100万千瓦，加上2014年汛期来水情况较好，汛中到汛末干流水量充足。即使超计划向广东送电、省内采取促进富余水电消纳的措施，弃水问题依然十分严峻，电力供应不仅充足，已经表现出较为严重的产能过剩。预计全年弃水电量将超过200亿千瓦时，经过采取多种措施，特别是加强澜沧江龙头水库的调蓄作用，预计2014年云南省全年的弃水电量在170亿千瓦时以上，火电利用小时数必定低于3000小时，将是全国火电利用小时最低的省份。

面对严峻的弃水问题，省内积极采取措施，力图通过多种手段积极缓解弃水问题，经过多方努力，实现澜沧江景洪电站与云南冶金集团涌鑫公司、瑞鑫公司开展大用户直购；制定《云南省2014年汛期富余水电市场化消纳方案》，将10家单机装机用量10万千瓦以上的水电站，与重点用电企业，就超计划发电部分市场竞争消纳。全省92家重点用电企业参与竞价，成交电量94亿千瓦时，关键是市场化交易执行降低用电价格，用电企业开工意愿显著增强。但市场化消纳汛期富余水电的政策目前因其争议，在网上已经有负面的反映，主要是电源企业认为是牺牲其利益保工业，用于市场化消纳的“富余”电量并不是真正的“增量”。由于目前国家还未出台电力体制改革方案，任何的尝试都可能因其争议而停止，但实践还是为市场化解决弃水问题展现出一缕曙光。

（三）煤炭呈现出多年未见的颓势

从2012年我省电力供需形势发生扭转性改变，水电装机和发电量大幅增加，进入2013年，随着糯扎渡开始投产和小湾全面发挥调节功能，枯期缺电形势彻底改变，枯期水电出力快速增加，火电利用小时数急剧下降。进入2014年，年初枯期尽管采用新的丰枯电价，但经济下行压力加大，企业生产意愿不强，主要工业品出厂价持续低迷，电力需求也增长乏力，火电出力更受打压，对电煤需求也出现罕见的枯期也疲软之势，受电煤需求大幅下降以及经济下行影响，冶金、建材、化工用煤均下降，2014年，煤炭产销一片萧条。

需求侧：主要行业用煤大幅减少，1～9月，电煤供应824万吨，同比减少644万吨，下降44%；供应化工用煤1057万吨，同步减少734万吨；供应冶金用煤769万吨，同比减少738万吨，下降49%；供应建材用煤482万吨，同比减少611万吨，减少56%。

生产侧：4月7日，曲靖市麒麟区东山镇黎明实业有限公司的海子煤矿一采区发生透水事故，当班下井26人，其中4人安全升井，22人被困。据专家称，此为“云南历史上最大煤矿透水事故”，事故造成21人遇难、1人失踪。到9月5日海子煤矿“4·07”透水事故背后的职务犯罪案件公开开庭审理，6名官员被控玩忽职守罪受审。4月21日曲靖富源县后所镇红土田煤矿121701工作面发生瓦斯事故，当班56人下井，42人安全升井，14人被困井下。经全力搜救，确认事故造成14名被困人员均遇难。受事故影响，曲靖煤矿在还未全部复产复工情况下，就开始全面停产整顿，更加剧了煤矿不能正常生产。8月又受鲁甸、永善地震影响，部分煤矿需采取抗震措施。2014年，在严峻的煤炭产销形势下，省政府以壮士断腕的决心，按照国家要求，坚决关停生产能力9万吨/年以下的的小煤矿，992座小煤矿关停、整合，涉及总产量约2000万吨，这也是2014年煤炭产量下降的重要因素。

在省内生产煤炭大幅减少时，由于国内煤炭市场萧条，省外北方主产煤区煤价更有竞争力，目前初步估计，1～10月，规上工业用煤量超过省内煤炭生产量1900多万吨，全年省外来煤应超过2000万吨，打破了多年来我省煤炭自求平衡略用净调出的煤炭产销格局，目前还很难分析这一个局面将长期持续抑或只是短期的表现，也很难判断其对云南省煤炭行业的长期影响。但短期看，煤炭行业的变化对产煤大市曲靖、昭通经济增长的影响深重，1～9月全省煤炭行业增加值同比下降超过50%。对曲靖和昭通这两个产煤大市，煤炭行业经济指标可能“更难看”；滇西主要的煤炭供应地华坪县，煤炭主要经济指标跌幅甚至高达80%，不仅不能支撑经济增长，反而拖累经济增长。

（四）成品油销售反映经济走势

“十二五”规划时，考虑中缅油气管道将开通，我省成品油供应将能得到充分满足，加之经济增长、工业化城镇化建设监会，居民收入增加和汽车拥有量快速增加，预计成品油需求量年均增长高方案15%，低方案8%。但近几年增速并未达到预测数，2014年，成品油销售增幅更低，市场需求不旺，反映生产形势的柴油销售微弱增长，1～9月，柴油销售量仅增长1.44%，而且中石油、中石化两大销售企业销售呈负增长；其中，6～9月份，云南成品油市场价格下滑，区内雨季持续阴雨，柴油市场更为清淡。汽油销售得益于家庭汽车增长、自驾游兴起等，维持较大增长，1～9月增幅达15%。由于“十一”黄金周自驾游火爆，汽油销售好转。加之成品油价格持续下调，企业存油比较有利，进入旱季后，施工用油等增加，四季度成品油销售应有所回暖。

以全省成品油销售最大、增速居前的昆明市看，市场仍不旺。2014年1～3季度，昆明市监测单位共购进成品油264.62万吨，同比增长14.22%；销售成品油248.06万吨，同比增长6.73%。1～3季度，昆明市规模以上固定资产投资、工业固定资产投资、工业增加值等增速较去年同期均呈现不同程度的放缓，实体经济下行压力并没有明显改善，一定程度抑制了昆明市成品油的购销，特别是柴油的消费需求。总体经济的不景气，以及原油供应量的增加，仍然制约着昆明市成品油的市场需求。2014年以来，昆明市汽车销售量的增长速度低于2013年同期水平，再加上国家对新能源汽车的扶持力度越来越大。部分市民采取观望的态度，购车意愿不强，汽车保有量始终呈平稳小幅增长的态势，成品油消费呈现不温不火的状况。进入8月后，由于市民中自驾出行的家庭有所增多，汽油需求有所提升，但也难以扭转昆明市成品油消费需求的颓势。

（五）天然气供应有待设施配套

中缅天然气管道2013年8月实现通气，这意味着我省具有使用缅甸天然气的气源条件，但遗憾的是，迄今为止，中缅天然气管道输送天然气超过4亿立方米，我省利用量才400多万立方米，仅占总输气量的1%。天然气市场的开拓进展极其缓慢。以昆明市为例，按照昆明市的规划，2013年到2016年3年时间才完成天然气置换，根据置换方案的目标，2013年完成5.1万户，2014年置换37.7万户、2015年置换36.7万户、2016年置换10.8万户。置换区域为使用昆钢焦炉煤气的主城区4区、呈贡区及安宁市，主城区由昆仑燃气公司负责、呈贡区由华润燃气公司负责、安宁由安宁蓝焰公司负责。但事实是，到2014年11月22日，昆明才有4.7万户完成置换天然气。

全国2014年天然气利用量增幅预计将超过13%，我国天然气进口量持续快速增长。尽管我省不能与利用天然气历史久远的省去比较，但与同期起步、利用中缅天然气管道的广西、贵州相比，我省天然气利用的推广、置换进度过于缓慢，将可能影响我省从中缅天然气管道获得的“份额”，可能出现能源国际大通道成为“过道”的尴尬局面。为此，2014年3月，省政府专门出台《云南省人民政府关于加快天然气利用发展的意见》（以下简称《意见》），《意见》提出：到2015年，省内主干支线、沿主干分布的支线网架基本形成，配套分输配气设施和其他重要工程投入使用。实现县级以上行政中心城市燃气设施全覆盖，管道气化率超过20%；城市天然气使用量超过15亿立方米，工业用气量超过20亿立方米；全省总消费量35亿立方米，在全省一次能源消费总量中的比重提高到3.5%左右。《意见》提出，要推广天然气汽车利用。重点发展双燃料及液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）汽车项目。在出租车、城市公交车、城乡公交车、城建公共服务车、城市物流配送车等车辆中推广使用压缩天然气、液化天然气；在中长途客车、载货汽车等车辆中推广使用压缩天然气、液化天然气；有条件的内河、湖泊推广使用液化天然气、压缩天然气船舶。《意见》明确要求：新建城市新区和商业住宅，必须同步配套建设燃气庭院及户内管道设施；对原管道煤气和液化石油气（LPG）的居民用户转换使用天然气更换灶具和热水器费用，实行定额补贴。要求，各州市人民政府要研究制定具体补贴标准，安排一定财政资金，对城镇燃气管网和民用锅炉煤改气、油改气、管道煤气置换天然气、天然气汽车利用等城市燃气工程给予补贴。对原管道煤气和液化石油气（LPG）的居民用户转换使用天然气更换灶具和热水器的费用实行定额补贴。

2014年，我国经济下行压力巨大，在北京APEC会议上，习近平总书记正式地提出我国经济进入“中高速”增长的“新常态”。伴随经济新常态，国内能源运行，以及与国际能源形势紧密相连，表现出相对低迷态势，对我省也造成直接间接影响。

（一）全国煤炭行业运行空前低迷

2014年始，煤炭行业过去靠透支资源和环境换取发展的经济模式，已不可持续，煤炭需求增速趋缓，煤炭市场2003～2005年的风光难以再现，煤炭市场结束了“黄金十年”，进入“寒冬”。2014年，国内整体经济形势不乐观，加上春夏之交，水力发电情况较好，以及环保方面的要求不断加大，对火电需求形成了持续的压制。而且钢铁、水泥等高耗能行业也很惨淡，造成用电量不高。尤其四五月份，水电持续、大幅增长，电煤消费受到抑制。六月份，电厂和港口的煤炭库存均处于高位，夏季用煤高峰尚未到来，不能刺激下游采购欲望，也不能增加有效需求。在电煤消费持续低迷之下，电力企业和主要发运港口、接卸港口不断升高的煤炭库存，对环渤海地区动力煤价格下跌压力不断增大。进入七月份，尽管气温回升，但民用电增长不明显；大煤企降价有利于其争夺市场份额，但无法带动需求，下游用户的去库存依然较慢。整个七月份，煤价继续看跌，但跌幅收窄。9月开始，随着国内外煤炭供应减少，以及下游需求明显提升，国内煤价企稳止跌。但不断走低的煤炭价格会影响进口煤数量，从而扩大国内煤炭市场份额。1～9月进口煤2.43亿吨，同比减少7.7%，进口均价为每吨475.6元，下跌15.3%。10月国际煤价不断走低，进口煤优势重现。

进入2014年，受经济转型发展、工业用电不振、雾霾治理等因素影响，下游煤炭需求呈走弱态势，煤炭价格一路狂跌；到8月初，发热量5500大卡煤炭实际交易价格已经由年初的610元/吨降到470元/吨，远低于去年的煤价最低点530元/吨。8月份，国家有关部委、工业协会陆续出台一系列相关救市政策，积极限产保价，控制进口；加之神华、中煤等大型煤企小幅上涨煤价，煤炭交易价企稳并小幅上涨。进入9月份，月初，在政策救市和大型煤企限产提价等因素的支撑下，环渤海动力煤价格指数小幅上涨了4元/吨，但到了9月上中旬，因需求低迷、上涨动力不足，煤炭交易价格再度走稳。从2011年到现在的煤价格走势，煤价从2011年1010元/吨，到现在530元/吨，进口煤507元/吨，降了一半。很多地区的煤价已跌至成本线以下。需求不旺已成定局，而庞大的债务压力、过剩的产能和高企的库存三座大山，导致煤炭价格短期难翻身。因此，煤炭后市再创新低的可能性依旧很大，煤炭暴利时代已经一去不复返。面对现实，煤企不得不开始转变经营思路，改变单一的煤炭生产经营模式，逐渐向煤电一体化、煤化工等领域扩张，以兼并重组的方式向多元化方向发展。通过煤炭深加工向产业链的下游产品发展，也是煤企提高整体效益的出路之一。

对我省的影响：一是煤价下跌使得省外煤炭即使经过长途运输进入云南市场也还具有竞争力，因而省外来煤空前，全年可能达到2000万吨左右，占全省用煤量的1/4强；二是煤价低迷，造成省内产煤、煤炭投资意愿下降，不仅影响当期煤炭产销，也影响未来煤炭产销；三是多年来我省电煤供应紧张，在火电需求下降、电煤需求随之下降情况下，煤电一体化、长期的电煤合同等多年实现不了的目标又可能实现；四是省外来煤具有竞争力将促使省内煤炭企业加大技术改造，提高机械化水平，降低生产成本；五是有省外煤炭保障供应及价格优势的“虎视眈眈”，警醒和促进省内煤炭整合、兼并重组，也才有可能完成。六是发展新型煤化工是形势所迫，也是国内不少企业正在准备布局甚或正在抓紧建设的“新增长点”，未来煤化工势必竞争激烈，当前许多煤炭企业、煤化工企业都在忙于抢占产业制高点。我省煤化工集团的先锋褐煤清洁化利用生产成品油、天然气及其他化工产品已产业化成功，可积极站稳脚跟积极参与竞争。

（二）电力需求增长缓慢

按照中电联发布的1～10月份电力运行简况，1～10月份，全国电力供需形势总体宽松。上半年电力消费总体平稳，三季度以来主要受气温偏低、上年同期基数高以及经济增长稳中趋缓等因素影响，全国全社会用电量低速增长，10月份仍有7个省份用电量负增长；制造业日均用电量连续4个月环比减少，四大高耗能行业用电量与上月基本持平、但增速环比、同比均回落。

按照国家能源局公布信息，2014年1～10月，全国全社会用电量累计45484亿千瓦时，同比增长3.8%。而2012年此数字为6.1%，2013年为7.4%。从用电量数字看，经济运行情况很不乐观。10月份，全国全社会用电量4508亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落6.5个百分点，比上月提高0.3个百分点。全社会用电量负增长的省份有7个（比上月减少1个），分别为有河南（-3.9%）、山西（-2.8%）、陕西（-2.4%）、辽宁（-1.6%）、河北（-0.5%）、上海（-0.2%）和山东（-0.1%）。10月份四大高耗能行业用电量增速环比、同比回落。四大高载能行业用电量合计1451亿千瓦时，同比增长1.4%，增速比上年同期和上月分别回落7.1个和1.9个百分点，环比增长0.6%。

1～10月份，第一产业用电量853亿千瓦时，同比增长1.1%；第二产业用电量33205亿千瓦时，同比增长3.9%；第三产业用电量5558亿千瓦时，同比增长6.0%；城乡居民生活用电量5867亿千瓦时，同比增长1.7%。1～10月份，全国工业用电量32617亿千瓦时，同比增长3.8%；轻、重工业用电量同比分别为增长4.3%和3.7%。

从分省情况来看，1～10月份，全社会用电量同比增长超过全国平均水平（3.8%）的省份依次为：新疆（13.9%）、内蒙古（10.6%）、福建（9.5%）、广东（9.1%）、海南（8.9%）、青海（7.4%）、江西（7.0%）、重庆（6.8%）、陕西（6.0%）、广西（5.7%）、云南（5.4%）、宁夏（5.1%）和贵州（4.2%）。

截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.72亿千瓦，同比增长8.5%。其中，水电2.58亿千瓦，火电8.9亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8805万千瓦。从发电情况看，1～10月份全国规模以上电厂水电发电量8127亿千瓦时，同比增长22.3%，增速比上年同期提高19.2个百分点。其中，10月份水电发电量967亿千瓦时，同比增长34.7%，增速比上年同期提高38.1个百分点。水电发电量最多的三个省分别为四川（267亿千瓦时）、云南（222亿千瓦时）和湖北（134亿千瓦时）。

1～10月份，全国规模以上电厂火电发电量34591亿千瓦时，同比增长0.1%，增速比上年同期降低6.8个百分点。其中，10月份，火电发电量3206亿千瓦时，同比下降5.8%，已经连续4个月负增长；全国共有20个省份火电发电量出现负增长；同比下降超过20%的省份有上海（-38.7%）、湖北（26.1%）、广西（-25.4%）、贵州（27.6%）和西藏（-33.8%）。

对我省的影响：一是力图通过增加西电东送缓解弃水矛盾很难实现，在我省电力产能过剩、省内需求低迷情况下，本来可以通过南方电网这个大平台，争取多消纳云南的水电缓解电力富余问题，但从全国的电力形势看，总的电力需求都低迷，要东部省区更多接纳我省电力殊为不易。特别是2014年6月末，我省与广西签署云电送桂协议，但2014年广西水电来水较好，火电发电量大幅下降，很难接受我省电力；二是火电困难较为普遍，不仅是我省火电经营困难，还有不少省份也遭遇火电困境。我省火电在市场需求不振及水电发电能力高涨双重夹击下，陷入全行业生存困境，一些省区火电的日子也不好过，由于央企全国布局，在大局难保情况下，出手相救在云南的火电企业也就力不从心；三是在治理雾霾的大背景下，全国火电将进入新一轮更新改造和淘汰落后产能。为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，7月，国家发展改革委、环保部、国家能源局联合印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（以下简称《行动计划》），旨在打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。对于2013年装机占全国电力总装机63%、发电量占全国发电量74%的我国主力电源煤电而言，《行动计划》的印发和实施，将对其今后几年的发展产生深远影响。《行动计划》十分明确地提出了“三降低”“三提高”的指导思想，分别是降低“供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重”和提高“安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重”。随着按照新的煤电标准更新改造和新建机组，长三角、珠三角的大量火电将能“起死回生”或新生，对西部清洁电力的需求不会一直持续。另一方面，我省的火电也将逐步更新改造达到新标准，应抓紧在需求不旺、水电能顶上的有利时机，尽快开展火电改造。

（三）成品油多次降价

2014年，国内成品油市场一直处于疲软态势，大部分主营单位销售未完成进度，甚至有部分主营单位在局部时段柴油以低于结算价格出货。按照国家发改委公布前三季度石油行业运行情况，前三季度，国内成品油表观消费量20029万吨，增长2.8%；成品油消费量方面，前三季度汽油消费6983万吨，增长8.1%，柴油消费11282万吨，下降0.9%。成品油产量21211万吨，增长4.9%，一、二、三季度分别增长4.8%、6.0%和4.0%；分品种看，汽油7392万吨，增长9.3%，柴油11612万吨，下降0.1%。前三季度，国内原油产量15584万吨，同比增长0.4%，其中一、二、三季度分别增长0.6%、0.3%和0.4%。原油加工量34068万吨，增长3.7%，其中一、二、三季度分别增长3.7%、3.7%和3.6%。库存方面，9月末，成品油库存较上月末下降43万吨，比去年同期高出34万吨。

受地缘政治经济局势、国际金融体系变化等因素影响，2014年，国际油价呈下降之势。年初国际油价大约在100～105美元/桶，到11月中旬，国际油价下降到80美元/桶，而且还继续下降。受国际油价影响，2014年国内成品油共13次调整价格（截至2014年11月20日），其中下调9次，上调4次。汽油累计下调1220元/吨，累计上调595元/吨；柴油累计下调1375元/吨，累计上调625元/吨。目前油价回到“6时代”。但11月下旬，随着俄罗斯与沙特联手“让市场决定油价”的干预，油价明显上涨，已收于80美元/桶以上，年末估计油价会迎来上调。

表1　2014年国内油价调整一览表

对云南的影响：一是用油成本下降。按照油价调整情况，以及月用油情况分析，全社会用油成本少支出约59亿元，对比我省生产产品中24%为物流成本，油价下降无疑是一个重大的“利好”因素。二是成品油供应充足，多年来我省一到旺季就频现“油荒”，特别是柴油油荒，在2014年这样的成品油供求形势下，不在可能出现油荒；三是油品质量提高，东部省区2014年都在推使用“国五”油品，西南片区在推“国四”油品。随着治理雾霾力度加大，使用更清洁的油品是必然趋势，我省油品使用从2015年起也将开启“国四”时代，应该未雨绸缪。

（四）天然气供需形势逼人

据运行快报统计前三季度，我国天然气产量932亿立方米，同比增长8.0%，其中一、二、三季度分别增长7.7%、5.7%和7.6%。进口天然气约合424亿立方米，增长9.3%，其中管道气增长12.9%，液化天然气增长5.0%。天然气表观消费量1290亿立方米，增长6.8%。全国各省区，尤其是东部省区为控制大气污染，解决雾霾问题，正在大规模实施“煤改气”，随着北方进入冬季供暖所需天然气大幅增加，省区间对天然气资源的竞争将越来越激烈。但我省天然气利用“先天不足、后天耽误”，在省际天然气资源争夺中处于绝对劣势。尤其是中缅天然气管道开通本来为我省天然气利用上新台阶提供了难得的机遇，遗憾的是我省天然气利用拓展进展缓慢，弱化了天然气资源争夺的优势。

2015年，是我国“十二五”规划期的最后一年，是全面建设小康社会的关键年，是全面深化能源体制改革的起步实施年，是全面依法治国、治能源的“元年”。我省能源发展面临形势更加复杂多变，同时也充满机遇，需要积极应对市场不足的关键矛盾，努力实现“十二五”规划目标。

（一）能源发展要求

1.全国能源发展目标

按照“十二五”规划纲要总体要求，2015年能源发展的主要目标是：能源消费总量与效率。实施能源消费强度和消费总量双控制，能源消费总量40亿吨标煤，用电量6.15万亿千瓦时，单位国内生产总值能耗比2010年下降16%。能源综合效率提高到38%，火电供电标准煤耗下降到323克/千瓦时，炼油综合加工能耗下降到63千克标准油/吨。

国家将着眼于提高安全保障水平、增强应急调节能力，适度超前部署能源生产与供应能力建设，一次能源供应能力43亿吨标准煤，其中国内生产能力36.6亿吨标准煤。石油对外依存度控制在61%以内。非化石能源消费比重提高到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%。天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，煤炭消费比重降低到65%左右。单位国内生产总值二氧化碳排放比2010年下降17%。每千瓦时煤电二氧化硫排放下降到1.5克，氮氧化物排放下降到1.5克。能源开发利用产生的细颗粒物（PM2.5）排放强度下降30%以上。煤炭矿区土地复垦率超过60%。全面实施新一轮农村电网改造升级，实现城乡各类用电同网同价。行政村通电，无电地区人口全部用上电，天然气使用人口达到2.5亿人，能源基本公共服务水平显著提高。电力、油气等重点领域改革取得新突破，能源价格市场化改革取得新进展，能源财税机制进一步完善，能源法规政策和标准基本健全，初步形成适应能源科学发展需要的行业管理体系。

尽管经济进入新常态，2014年发展速度经过努力稳增长7%是可以预期的，国务院发布的“十二五”能源发展规划目标应该可以实现。

2.我省能源发展目标

按照省人民政府批准并发布的能源十二五规划目标，到2015年，我省电力装机8000万千瓦，发电量超过3500亿千瓦时；煤炭产量1.02亿吨，成品油供应1400万吨。一次能源生产总量1.6亿吨标煤，消费总量1.299亿吨。

经济下滑及进入“新常态”，必然使原来规划的目标难以实现，目前判断，除装机和发电量外，2015年我省实现“十二五”规划目标具有相当难度。

（二）2015年我省能源运行预测

从目前经济发展形势看，2015年依然是形势严峻的一年，国际经济复苏充满不确定性，我国经济进入发展新常态，经济进入转型升级的关键时期，我省经济在全国经济下行压力下结构性矛盾更暴露无遗。从2014年经济走势看，2015年我省经济仍需要攻坚克难稳增长，下面按照近年发展趋势，考虑经济增长8%～9%，按照国家确定的我省2015年能源消费总量要求，预测我省2015年能源运行。

1.电力

电力装机。按计划达到8000万千瓦，其中水电还有金沙江中游大水电投产，中小水电可投产20万千瓦左右，火电维持不变。主要的装机增长来自于新能源。由于2014年8月传出国家发展改革委将下调风电上网标杆电价的消息，到2015年6月30日后才投产的风电价格将显著下调，我省风电企业一时间闻风而动，纷纷加快开发步伐，争抢现在的风电上网电价。加之目前是我省太阳能光伏发电建设成本较低的时期，采取光农互补、光伏扶贫等政策后，光伏企业有利可图。从目前建设进度和企业意愿看，到2015年，新能源装机达到600万千瓦以上值得期待。

电力需求。省内用电量若经济增长8%～9%，考虑多年平均的1左右的弹性系数，电力需求增长按照8%计算。2014年省内用电量在1520亿千瓦时左右，因此2015年省内电力需求约1640亿千瓦时，显著低于十二五规划预计的低方案——1800亿千瓦时。按照已经签订的西电东送协议，2015年，我省送广东电量835亿千瓦时，向家坝送上海150亿千瓦时，新签协议，送广西30亿千瓦时发电量，按照以上需求电量2655亿千瓦时为基础，考虑送广东有10%可上浮送电量，按照2750亿千瓦时计划发电量。

2.煤炭

按照我省多年情况，近年来，正常年景我省需求煤炭约1亿吨，其中电煤4500万吨，但从2012年起，我省水电装机大增，煤电需求下降，2013年更是煤电量又大幅下降，预计2015年形势仍然继续，煤电量估计在350亿千瓦时以内，用煤量2000万吨出头。其他用煤量在经济下行压力下也增长有限，预计煤炭需求8000万吨以内，下线7000万吨。

随着煤矿复工复产进入正轨，2015年，省内煤炭生产应转变2014年的颓势有所起色，全年煤炭产量应比2014年有显著上升。但淘汰落后产能，关停9万吨/年以下生产能力的小煤矿等实施，我省煤炭产能将刚性减少约2000万吨，预计煤炭产量在8000万吨以内。但此预计数还与全国煤炭产销形势紧密相连，若全国产销形势还不能改观，省外煤炭具有价格竞争力，则我省煤炭生产还将受到影响。

3.油气

成品油。按照经济发展形势及居民出行与收入关系，按照今年增速预测成品油销售量可能不出其左右。2014年，全省成品油销售增长7%多，预测2015年我省成品油需求量1050万吨，其中汽油增速大于柴油，柴油将维持微弱增长。尽管2015年，中缅原油管道开通，云南炼化基地将开始炼化由中缅原油管道输送的原油，但对成品油需求知识油源的改变，不会对需求带来大的影响。

天然气。随着中缅天然气管道沿线多个城市通气、用气，以及昆明市置换天然气推进，2015年，我省天然气利用量应有显著上升，按照省政府规划，总天然气利用量应达到20亿立方米。但从目前经济形势和支线、配网建设进度看，特别是从工业用气、公服用气推进缓慢看，不可能达到20亿立方米，争取达到10亿立方米。

（三）建议

1.着力减轻弃水量及造成的影响

由于经济下行压力还在持续，原来计划的不少大负荷并未建成，特别是电解铝负荷远未达到预期设想，企业投资意愿明显下降，电力负荷增长乏力，而预定的电力装机投产，特别是金沙江中游梨园、观音岩进入投产高峰，预计2015年水电弃水仍将持续，而且弃水问题还在恶化，经分析，2015年弃水电量可高达380亿千瓦时，可能出现我省历史上最大的弃水量。因此，2015年，应积极采取各种措施，尤其是2015年作为改革攻坚年，要采取改革电力体制，大力推行大用户与发电企业直接交易等措施，积极开拓省内、国内、国外三个市场，省内市场要采取改革的措施，总结市场化消纳汛期富余水电政策实施效果，扩大实施范围，以最终用电电价优惠吸引尽量释放现有载能工业产能，推进新产能跟进。东送市场争取广东、广西市场按协议上限吸纳汛期水电，乃至拿出一定汛期电量“降价促销”。外送市场做好工作，稳定和增加送电量。

2.高度重视和积极应对煤炭产销低迷

尽管2014年煤炭产销有各种复杂的原因，但煤炭低迷走势可能还将延续，在全国控制大气污染、节能减排，紧抓安全生产，淘汰落后产能的大背景下，与经济增长放缓、需求疲软叠加，煤炭行业必然要过一段“紧日子”。2015年全省关停小煤矿将初显成效，产量硬减2000万吨已成定局。何况国家出台新的煤矿产能核实措施，今后将不能超煤矿核定产能生产，初步估计，我省的煤炭产能上限约为8000万吨，这也将成为“新常态”。因此全省有关部门，特别是新成立的煤炭工业局，必须高度关注煤炭产销格局的新变化，加强对经济形势的研判和对煤炭行业发展趋势的研判，采取有力措施提振市场和企业的信心。煤炭企业也应主动顺应煤炭行业转型升级的大势，坚决关停小煤矿。对达到产能要求的煤矿，加大安全改造力度，提供生产技术水平，视市场变化组织生产。煤炭储运销售企用煤企业也要按市场变化组织物流等生产环节，在省内产量不能满足需求时，积极调入煤炭保证供应。

3.加快天然气支线管网建设拓展天然气市场

由于我省管道天然气属于“新生事物”，管网设施极其薄弱，而天然气支线管网、储运设施、加气设施等建设是支撑市场的基础，经过2013～2014年的努力，全省到2014年年末才有4个城市用上缅气，用气量才有输气量的约1%，要解决天然气管道是能源大通道，不是大过道的尴尬，应大力推进天然气设施建设，有关州市、有关城市，务必加快天然气管网建设，积极理顺开发利用体制机制，动员有生力量积极推进天然气支线建设及配网、调峰设施、加气站等建设，争取早日发挥效益。

附件：解读国家发展改革委、环保部、国家能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》

一、煤电发展思路更清晰、目标更明确

在行动目标上，《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（下简称《行动计划》）明确了新建煤电机组的节能减排目标：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

对于现役煤电机组，《行动计划》提出的节能减排改造目标是：到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦级及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

“平均供电煤耗低于300克/千瓦时”是对全国新建机组供电煤耗平均水平的要求，综合考虑了常规空冷机组、循环流化床机组等供电煤耗难以达到低于300克/千瓦时水平的现实。显而易见，要想达到300克/千瓦时的平均标准，我国今后新上常规煤电项目将以60万千瓦级及以上超超临界机组为主。现役煤电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，意味着比2013年全国煤电机组平均供电煤耗323克/千瓦时降低13克，按照2013年全国煤电发电量3.95万亿千瓦时计算，合计将节约标煤约5000万吨。

煤电机组向燃机排放限值看齐，在技术上是可行的，浙能嘉华、国华三河等电厂已经成功实践。东部地区是大气污染防治的重点区域，环境容量相对较小，同时经济承受能力较强，因此《行动计划》对东部地区新建和现役煤电机组的环保要求比其他地区更为严格。

二、新建机组准入控制更严格、指标要求更高

首先是能效准入门槛更为严格。《行动计划》提出，新建燃煤发电项目原则上采用60万千瓦及以上超超临界机组；100万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于282、299克/千瓦时；新建60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于285、302克/千瓦时；30万千瓦及以上供热机组和30万千瓦及以上循环流化床低热值煤发电机组原则上采用超临界参数；对循环流化床低热值煤发电机组，30万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于310、327克/千瓦时，60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于303、320克/千瓦时。

这就意味着，今后建设的热电机组和循环流化床低热值煤发电机组将以超临界机组为主，常规煤电机组将以60万千瓦及以上超超临界机组为主，我国煤电格局将发生较大变化，能效更高的超临界和超超临界机组比重将大幅提升，煤电总体能效水平也将得到提升。

其次是大气污染物排放将受到严格控制。《行动计划》提出，新建燃煤发电机组应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米），中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

《行动计划》同时强调，京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。耗煤项目要实行煤炭减量替代。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目；现有多台燃煤机组装机容量合计达到30万千瓦以上的，可按照煤炭等量替代的原则建设为大容量燃煤机组。

三、现役机组改造范围更广泛、淘汰落后更深入

《行动计划》提出重点对30万千瓦和60万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。力争2015年前完成改造机组容量1.5亿千瓦，“十三五”期间完成3.5亿千瓦。同时稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造，2014年已启动800万千瓦机组改造示范项目，2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上。此外，还对自备电厂提出了环保改造要求，东部地区现有10万千瓦及以上自备燃煤发电机组要逐步实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。

《行动计划》提出加快淘汰以下火电机组：单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组；以发电为主的燃油锅炉及发电机组；大电网覆盖范围内，单机容量10万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组、单机容量20万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组；污染物排放不符合国家最新环保标准且不实施环保改造的燃煤火电机组。鼓励具备条件的地区通过建设背压式热电机组、高效清洁大型热电机组等方式，对能耗高、污染重的落后燃煤小热电机组实施替代。

“十一五”以来，我国已淘汰能耗高、污染重的落后小火电机组超过9000万千瓦。根据调查数据，截至2013年底，我国现役20万千瓦级及以下常规燃煤火电机组共3590万千瓦，按照《行动计划》要求，其中符合淘汰条件的火电机组原则上都要逐步淘汰，落后火电机组淘汰仍存在一定空间。《行动计划》指出，2020年前，全国力争淘汰落后火电机组1000万千瓦以上。

此外，为保障各项目标任务落实，《行动计划》还提出多项配套政策措施。包括通过优化电力运行调度方式、推进机组运行优化、加强电煤质量和计量控制、促进网源协调发展、加强电力需求侧管理等，提升机组负荷率和运行质量；通过提升技术装备水平、促进工程设计优化、推进技术集成应用等，支持鼓励技术创新；同时提出了包括促进节能环保发电、实行煤电节能减排与新建项目挂钩、完善价格支持政策、拓宽投融资渠道等政策措施。进一步提升煤电高效清洁发展水平，加快推动能源生产和消费革命，确保《行动计划》落到实处。

参考文献：

[1]《全国电力工业统计月报》，中国电力企业联合会规划与统计信息部。

[2]《多重利好提振煤市煤价或稳中有升》，中国广播网，2014年11月20日。

[3]《利好政策缓解企业短期经营压力》，山西证券网，2014年11月11日。

[4]《2014年历次油价调整回顾》，中商情报网，2014年9月29日。

[5]《2014年前3季度昆明市成品油市场运行情况分析》，中商情报网，2014年11月17日。

[6]国家能源局：《国家能源局发布10月份全社会用电量》，2014年11月15日。

[7]《云南省政府出台加快天然气利用发展意见》，云南网，2014年3月20日。

（作者单位：宋立，云南省社科院经济研究所）