来源：国际石油经济 2018-3-6
2017年，中国能源行业继续践行能源生产与消费革命战略，能源各领域“十三五”规划明确了未来5年的发展原则、目标、主要任务及保障措施等。
各项能源政策以推进供给侧结构性改革为主线，以体制改革措施为抓手，长期着眼于能源市场竞争性结构建设，短期着眼于化解和防范过剩产能，着力推进能源清洁开发利用，为经济社会发展提供坚强的能源保障。
2018年，中国能源政策将继续以供给侧结构性改革为主线，遵循国家能源安全新战略——“四个革命”“一个合作”的要求，即推动能源消费、供给、技术和体制革命，全方位加强国际合作，创新和完善能源治理调控，推动质量变革、效率变革、动力变革，助力污染防治攻坚战，为经济社会持续健康发展提供有力的保障。
加快落实油气体制改革方案
2018年是《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的落实年，根据重点改革任务制定的相关执行细则有望陆续推出。主要内容包括以下几个方面。
一是根据勘查区块探矿权拍卖的实践，完善和推出勘查区块竞争出让的运行和退出机制，以及制定参与常规油气勘查开采主体的市场准入资质条件等。与此相关的《资源税法》和《矿业权占用费征收管理暂行办法》等也会正式出台，逐步形成以市场机制为主导的油气勘查开采体制。
二是建立从事原油进口业务企业的准入资质条件，动态调整将以能否执行国家相关规定为依据。如果不按照国家规定执行，企业的原油进口资质可能要被取消或者暂停其进口资格。
三是推进管网独立、管输分离。加快推出油气干线管道、省内和省际管网等基础设施公平向第三方开放的运行机制，分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实施管输和销售分开。LNG接收站等基础设施也需要公平向第三方开放，从而打通多元化进口LNG的通道。目前，中国油气管网、LNG接收站等主要由中国石油、中国石化、中国海油等负责建设和运营管理。未来将成立单独的一家管网企业还是多家管网企业，目前争议比较大，预计2018年将会形成可行的方案。
四是深化下游竞争性环节改革，完善油气加工环节准入和淘汰机制，促进天然气配售环节公平竞争。中国天然气行业“管住中间”的改革原则需要从跨省长输的起始点到末端配气整个运输环节实现全程监管，但此前中国对下游城镇燃气配送环节价格的监管相对滞后，不利于各环节成本和价格的清晰界定，2017年下半年出现的“气荒”现象与天然气价格形成机制运行不顺畅也有关系。2018年，各省将抓紧制定输配气环节定价办法、成本监审办法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立的配气价格，降低偏高的输配气价格。
五是重点推进混合所有制改革，通过股权多元化释放骨干油气企业活力。同时继续通过多种方式剥离企业办社会职能和解决历史遗留问题，将国有油气企业塑造为更加合格的市场主体。
聚焦应急能力建设，提升油气保障能力
2017年“气荒”问题再次提醒我们，油气短期应急能力建设必须提高到能源产业发展的重要位置。
在石油领域要加强3方面的建设：
一是建设储备基地。中国全年石油净进口量为3.96亿吨，按照国际90天净进口量储备的通行标准，战略储备应该接近1亿吨，才能具备较强的应对短期冲击的能力。但是，目前公布的中国应急储备不超过4000万吨，还需要有较大投入。
二是明确储备主体的责任和义务。在不同国家，储备主体的涵盖范围有一定差别，有的以国家为主，有的是国家和企业共同参与。中国应考虑现有的较低储备能力以及运行灵活性和成本等因素，构建政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存三位一体的储备体系，加快制定《国家石油储备条例》，明确各类石油企业的储备责任义务，将其作为行业的准入门槛。
三是健全运行机制建设。目前，中国政府石油储备缺少轮换、动用机制，储备质量和效益难以得到有效保障，未来应研究政府储备的流动性问题。四是进一步出台鼓励社会资本参与储备设施投资运营的激励政策，明确社会资本的收益规范。
在天然气领域，储气库库容严重不足是导致2017年“气荒”最重要的因素之一，提升天然气应急储备能力建设已经成为当务之急。尤其是应对冬季应急调峰，成为最紧急的问题。北方城市冬夏季用气量峰谷差很大，通常在10倍以上，甚至正在向近20倍扩展。
2018年，在政策层面，一是将进一步解决投资主体的放开、布局偏离消费中心、建造技术水平不高、独立运行储气库的气源能否公平进入其他主体的管网等问题；二是加快天然气调峰和分级储备调峰机制的构建进度，进一步明确政府、供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户的储备调峰责任与义务。
淘汰落后产能与组织优质供给相协同，化解过剩产能
2017年，中国煤炭行业出现了煤炭价格涨幅过大的现象，引发了对产能过剩判断的疑虑。之所以出现这一现象，一是因为前期煤炭淘汰落后产能步伐较快，而优质产能释放有一定的时间滞后期；二是经济运行稳中向好超出预期，对煤炭需求旺盛。
从中国煤炭产业转型升级的需要和政府政策指向来看，煤炭去产能是既定目标，不会因为煤炭价格波动而动摇，今后政策工作重点应是将去产能与稳供应相协同，促进市场供需平衡。
2018年1月，国家发展改革委等12部门联合发布的《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》（发改运行〔2017〕691号）明确提出，到2020年底，争取在全国形成若干个具有较强国际竞争力的亿吨级特大型煤炭企业集团，通过落实产能置换长效机制、完善煤矿新建项目核准审批条件，严格安全、环保、质量等方面的要求，支持有关地区通过兼并重组适度扩大规模，部分地区适度控制、降低生产规模甚至关闭退出，进一步实现煤炭产业优化布局。
在煤电行业，2018年从防范过剩“风险”进入到了“去产能”的全新阶段。煤电过剩是市场和计划双重失灵下的资源错配，除了正在实施的“淘汰落后，严控增量”等外，煤电“去产能”也需要按照优化存量、转型升级的原则，加快推进电力行业的综合改革。2018年，煤电行业淘汰、停建、缓建煤电产能应不低于5000万千瓦以上。支持发展煤电联营等也有助于煤炭和煤电行业的结构布局优化和升级。
在炼油行业，当前国内成品油需求增速下滑，炼厂在全国范围内布局不合理，行业产出绩效降低。与此同时，国企和民资都在争相上马大型炼化项目，导致炼化环节产能过剩形势加剧，淘汰落后炼油装置势在必行。国家通过政策调整来驱动炼油行业的革新，调动省级政府在淘汰落后产能中的积极性。
中国基础有机化工原料仍存在短缺，发展炼化一体化项目成为新的关注点，舟山炼化一体化项目是国家正在着力建设的七大石化产业基地之一——浙江宁波石化产业基地的一部分；山东省也对安全生产高度重视，已经主动淘汰落后炼化产能3800多万吨。
为推动炼化行业淘汰落后产能，国家发展改革委等部门出台了《关于对炼油领域严重违法违规和失信行为开展专项治理工作的通知》（发改办运行〔2018〕25号），对存在违反专项治理重点认定情形的200万吨/年以下落后产能企业依法依规责令限期关停，同时规范200万吨/年以上炼厂建设生产经营行为。
聚焦绿色发展，完善可再生能源价格形成机制
目前，中国新能源发展面临两个突出问题：一是成本高，二是利用消纳不足。国家能源局将提高清洁能源消纳作为2018年的重要工作任务之一，推动弃水、弃风、弃光电量和限电比例逐年下降，争取到2020年在全国范围内基本解决这一问题。
在具体措施上，一是在可再生能源的布局上进行优化，弃风弃光的地区要适当放缓规模和节奏，同时坚持集中建设与分散建设并举的原则；二是加快建设新能源并网工程和跨区跨省输电通道，让风电及时并网、顺畅送出、高效消纳；三是全面提升系统的灵活性，新能源电源和电网工程协调发展，加快建设抽水蓄能电站，提高电力系统的调峰能力。
完善可再生能源价格形成机制。实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。
2017年12月，国家发展改革委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号），提出降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目全电量度电补贴标准降低0.05元；鼓励地方按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，逐步完善通过市场发现价格的机制；完善生态补偿价格和收费机制，积极推动可再生能源绿色证书、碳排放权、用能权等市场交易。
题 目：2018年中国能源政策调整方向及重点研判
作 者：郭海涛，赵婧，李瑞
单 位：中国石油大学（北京）
原文字数：8012字
刊登期号：2018年第2期，1-6页