IHS:2017年中国能源市场面临十大问题（下）

【IHS能源研究机构2月末发布专题报告《一体化电力、天然气、煤炭、可再生能源》，报告讨论了2017年中国能源市场面临的10个“大问题”。】

　　问题6：中国下一阶段天然气中游基础设施改革会怎样？

2016年，新的天然气市场政策聚焦中游改革，总体计划是要逐渐减少政府对批发价格的控制，同时收紧对运输与配送收费的监管。政策的逐步落实以及对市场的潜在影响，可能将在今后几年显现。

2016年，国家发改委发布有关天然气管道运输计费的文件，将计费机制和管道运营回报率标准化，从而大大提高中游业务的透明度。新政策要求，每个管道公司须向公众披露中游资产信息，以方便第三方准入。

但在2016年年底，还没有一家公司实施新政策制定的计费标准，当前计费标准能降多少仍不清楚。政府在2016年宣布，要对储气服务计费放开，为放开市场打下基础。第三方准入取决于供气商与管道运营商业的谈判，但三大国家石油公司仍控制着上游业务。

　　问题7：煤炭价格2017年还会再度升高吗？

在较高需求和政府削减煤炭产能措施的共同作用下，2016年中国煤炭市场的供应过剩状态得到恢复，12月，国内煤炭价格达到4年来高位。供需宽松程度收窄，煤炭市场从过剩变为二三季度的极度收紧。为抑制煤炭价格飙升，政府从三季度开始采取一系列措施，增加国内供应，把煤炭价格降到“合理”水平。

2017年，气候和房地产仍是关键因素，煤炭需求可能再度大幅增长。由于燃煤电厂在环境因素和灵活性方面不及其他类型电厂，当需求波动时，煤炭受到的影响要大于其他类型电厂。在供应侧，政府干预仍将是影响市场平衡的最大因素。综合来看，潜在需求波动、进一步减产和收紧管制，将成为2017年煤价再度攀升的风险。

　　问题8：电力行业2017~2018年的改革目标能否实现？

2016年，国家发改委批准了7个地区的运输与配送的计费率，目前正在评估所有其他省份(西藏自治区除外)的运输与配送的计费率。国家发改委提出的目标——2017年底前在全国实施运输与配送的计费办法正在稳步推进。正在评价的运输与配送计费率将用于跨省区贸易，目前中国跨省和跨地区贸易量正在快速增加。以市场为基础的运输与配送计费率适用于长距离输送交易，批发市场运营也需要这种机制，今后几年可能在批发市场实施。

目前，中国已建立了3个地区电力交易平台，北京2个，广州1个。其他省区(除海南省)也建立了交易平台，在省区内开展电力交易。截至2016年年底，中国有3000多家电力零售公司注册，但实际零售交易有限。新注册零售公司成为代表能源消费大户，在批发市场进行电力合同谈判的机构。真正的电力零售商业还有待观察，向较小用户或商业用户出售电力的公司可能要在明年出现，届时再看新的市场放开设计如何影响电力零售价格。

　　问题9：中国电力公司2017年增加对外投资将达到什么程度？

2016年，中国的工程、采购、建设与装备公司在欧洲、南亚和东南亚、非洲、南美，增加新项目投资，开发不同能源技术。中国企业通过电力装备出口拓展国际存在，包括向欧洲和美国出售光伏模块。

在国内，电力供应产能过剩，电力生产企业利润缩水，尤其是燃煤电厂和风电场。商业经营压力促使电业公司在中国以外开发新市场，项目回报往往较好。另外，中国政府通过各种途径鼓励向境外投资，如“一带一路”战略，并通过政府支持的银行提供优惠融资支持。在很多电业境外投资中，中方要么作为金融投资者，要么作为投资者和作业者，为的是积累项目管理经验。

未来几年，中国与电业相关的境外投资还将继续增加，影响国内和全球电业市场。2016年，国有企业主导国际电业投资，但情况会发生变化，越来越多的中国公司正在改进他们的商业模式。

　　问题10：中国的国家石油公司2017年开支如何变化？

中国的国家石油公司宣布，2016年资本开支削减5%～11%，2015年降幅为27%～38%。有迹象显示，2017年的资本开支将会增加，天然气在三大国家石油公司上游板块中的地位越来越重要，更多的资本开支将转向天然气。

中国石油和中国石化将增加页岩气生产开支，这是政府的主要优先项。页岩气井的初产高，平均产量达20万立方米/日。开发更多内陆页岩气有助于在沿海地区以外开辟新的天然气市场。

近期的中游政策旨在降低管道气输送费用，从而为终端用户节约用气成本，但可能影响三大公司的积极性。新的大型管道项目，如中国石油的西气东输三线、中国石化的新粤浙管道，有的在建，有的仍在计划中。不过，由于中游改革和收入分配不确定，项目有可能延期。

过去3年，中国的国家石油公司减少了上游国际投资，但随着油价回升，预计国际并购活动将出现反弹。中国的“一带一路”战略也鼓励向对中国具有重要性的国家和地区投资。