【导语】2024年上半年，我国能源供应总体保持充裕，结构进一步优化，需求稳中有增，灵活性更加凸显，同时在国际市场供需宽松的背景下，能源价格保持相对平稳运行。后期来看，能源供应风险仍存，但供需矛盾较小，价格以稳定温和上涨为主。

一、供应：供应充足，结构调整

随着能源结构的不断调整、优化，当前能源的发展均呈现“多能互补”的趋势，煤炭、原油、天然气、电力（各种来源）、氢能等能源协调互补，共同构成了能源的生态系统。尤其是当前，煤炭在能源消费结构中的占比不断下降（2023年已降至55.3%），因此判断能源供需平衡已不能简单用某一种或多种能源的“产量”作为标尺。

我国常用的能源计量方式是将能源质量转化为“万吨标准煤”，通过查询国家标准化管理委员会2021年4月1日实施的《综合能耗计算通则》（GB/T 2589-2020）可以不同种类的能源产品转化为标准煤的系数（见文末附录）。

通过计算可以将获得我国上半年能源生产总量（其中电力产量为不含火电的其他电力产量），见图1。由图可以看出，今年上半年我国国内能源产量为36亿吨标准煤（注1），同比去年上半年增长7.08%，增速处于历史平均水平。从这一数据可以看出，2024年上半年能源生产活动较为活跃，增速稳定且趋势向好。

分能源品种来看，国家统计局公布的数据可以看出，2024年上半年煤油气电的供应总体充足，整体呈现“稳”的特点，品种之间表现有所不同。

煤炭表现为产量有收缩但进口大幅度增加：规模以上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%，降幅较一季度收窄2.4个百分点。煤炭生产布局持续优化，八成以上原煤由山西、内蒙古、陕西和新疆供应；上半年进口煤炭2.5亿吨，同比增长12.5%。煤炭作为能源的兜底和保障，供应基本呈现稳定的状态，但考虑到库存压力以及采矿安全的要求，煤炭开采热度有所回落，并通过进口来调节不同地区的煤炭供需。

原油和天然气由于同源而出可以一同考虑，基本上延续了近几年以来的核心发展方向——增产上储，同时扩大进口。上半年，规模以上工业原油产量1.07亿吨，同比增长1.9%，进口原油27548万吨，同比下降2.3%；规模以上工业天然气产量1236亿立方米，创历史同期新高，同比增长6.0%，进口天然气6465万吨，同比增长14.3%。油气在国内生产方面均有明显的增长，这也是坚持增产上储的表现；进口量的表现不同也与今年以来国际市场油气价格分化、资源丰富程度有关。其中国际原油市场地缘、货币（预期）以及产油国的产量政策影响下价格宽幅波动，供应也相对稳定，以稳为主的背景下不急于大规模集中进口。而国际天然气市场在今年上半年表现并不理想，欧美天然气库存高位，天然气资源相对宽松，价格也处于相对低位，给进口增加提供了良好的基础。

电力的供应呈现出总量增加、结构优化的特点。电上半年，规模以上工业发电量4.4万亿千瓦时，同比增长5.2%，较上年同期加快1.4个百分点。其中，火电增长1.7%，水电、核电、风电和太阳能发电分别增长21.4%、0.1%、6.9%和27.1%。清洁电力快速增长。上半年，来水恢复，水电大幅增长；太阳能发电装机容量持续增加，发电量继续保持高速增长。目前，规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁电力占比达32.2%，较上年同期提高2.3个百分点。电力的供应基本与经济发展的要求和能源转型的步伐相匹配，前者匹配居民用电和工业用电的增长，后者匹配能源转型中新型电力系统的结构转变。因此可以看到上半年电力装机的快速增长和结构的快速调整，上半年并网风电装机容量4.7亿千瓦，并网太阳能发电装机容量7.1亿千瓦，合计达11.8亿千瓦，占总装机容量的38.4%，新能源发电装机规模首次超过煤电。

根据标准煤换算的方式进一步观察能源的总供应，可以看到2024年上半年，我国能源总供应量约为42亿吨标准煤（注1），同比去年上半年增长6.83%。2024年上半年的能源供应保持充裕，同时结构也有进一步优化：按照本文总供应量42亿吨标准煤的结构来看，煤炭41.6%、原油11.3%、天然气5.6%、电力41.5%。

供应端后期需要关注需求的超预期以及区域间供需不平衡导致的结构性短缺问题。

二、需求：对供应变化的适应与主动调整

能源需求方面比较受关注的两个点为电力消费和炼油量。本文分析的四个标的：煤油气电，也分别对应着这两大需求：煤炭、天然气、电力对应的电力消费（煤炭、天然气作为发电原料）；原油对应的炼油量。从上半年的能源消费情况来看，我国能源的消费有着“跟随供应灵活调整，同时自我调节优化”的特点。

首先看电力消费，上半年，全社会用电量累计46575亿千瓦时，同比增长8.1%。用电量一直以来被称作经济的“晴雨表”和“温度计”，以2022年的数据为例，2022年一、二、三、四季度的全社会用电量同比增长分别为5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，对应的同期GDP季度同比为4.8%、0.4%、3.9%和2.9%。两组数据的高度一致说明了我国经济增长数据与用电量数据的高度同频关系，也说明了用电量数据变化能够准确的反应经济运行的变化。2024年上半年用电量数据交出了8.1个百分点的增长率，与5%的GDP增长遥相呼应。

从分产业用电看，第一产业用电量623亿千瓦时，同比增长8.8%；第二产业用电量30670亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量8525亿千瓦时，同比增长11.7%；城乡居民生活用电量6757亿千瓦时，同比增长9.0%。

电力的消费属于典型的“随供而变，且推供增长”。当前的生产生活模式，决定了能源消费仍然处于较快增长阶段，电力相对能源整体有过之而不及——电气化的不断加深将推动能源消费更加倚重电力。因此电力消费会推动电力供应的增长。而电力消费的种类如何，目前主要的逻辑是“因地制宜”——电网中提供的电力类型（绿or非绿）大概率决定了用户消费的电力类型。但随着国内减碳政策推动的用电成本改变、国际产业链对于用能碳排放的要求等变化，电力用户对于电力类型的选择要求会日益增多，如选择购买绿电、购买绿证以抵销用电碳排放等。

其次看炼油对于原油消费的拉动情况：2024年上半年的炼油市场表现较为平淡，较2023年有较为明显的下行。据国家统计局发布的数据显示，上半年原油加工有所下降，1-6月规上工业原油加工量36009万吨，同比下降0.4%。

另外，山东地炼作为炼油行业的“风向标”，2024年上半年的表现出一定程度的“承压运行”。据卓创资讯统计的数据显示，截至2024年7月，山东地炼的开工负荷率不足55%，低于2016-2019年平均水平。炼厂的开工下滑或与炼油利润的下行有直接关系，在原油价格上涨、国内汽柴油需求疲弱、成品油库存高位的多重压力下，炼厂利润弱于往年同期，进而导致了炼油开工的下滑。

总体来看，能源的消费呈现总体消费增长、民用强于工业的态势。后期对消费的预期也主要集中在制冷需求的季节性上涨，以及工业制造业复苏带动的需求增长。

三、价格：分化和一致，底部和预期

能源的价格经常被市场重点关注，也是市场变化最灵敏的反应。为了方便观察对比，本文选择了WTI原油期货收盘价、TTF天然气收盘价和海外动力煤现货价格，并将三者价格的单位通过换算统一为美元/吨，获得图6，来观察煤油气三种基础能源的价格表现。

首先，从长期趋势观察来看，可以总结煤油气价格表现的几个规律：

1.原油是最“贵”的能源，其价格长期高于煤炭和天然气；2.天然气价格的波动更强，这也与天然气自身理化性质导致其开采和储存有更为特殊的要求有关（如存储难度更大，满库后会出现“负价”行情等）；3.煤炭和天然气的季节性表现趋势更为接近，这也跟煤炭、天然气均用于对抗气温（冬天取暖、夏天制冷）有关；4.煤炭和天然气共同经历了2021-2022年的大幅上涨后回落，但煤炭的降幅低于天然气，换言之共同下跌后煤炭的表现要强于天然气；5.三大能源有共振表现，这一表现在能源短缺的时候会被放大，其主要原因是消费端可以一定程度的互相替代；6.油气之间的趋同性一般出现在地缘影响出口以及天气影响开采的时期。

观察2024年上半年的三大化石能源表现，不难看出其波动率较2021-2022年能源短缺时期已经有了明显的弱化，其主要原因是能源整体供应端暂时进入平稳期。而当前呈现的供应平稳，三大化石能源又有所差异：煤炭的供应最稳定，无论是产量还是库存，都有较强的供应稳定性；天然气的稳定性要稍差一些，虽然当前库存较高，但是天然气本身的库容量较小，库存对于供应的补充能力稍弱，同时当前欧洲地区的地缘问题仍存，天然气运输的风险也依然存在；原油的供应稳定性更差一些，一方面原油库存历史较低水平，美国大规模释放的SPR亏空仍然较难补充，同时地缘对原油的影响较大，欧洲、中东等地区的地缘动仍然想一把达摩克利斯之剑悬在原油之上。

供应，是影响化石能源价格的最主要因素，而只有在供应平稳的时期，市场才着眼关注需求的变化和预期，2024年上半年（尤其是二季度以后）的行情逻辑就是如此。在供应进入平稳期后，市场对于需求的预期主导了阶段性的行情。而需求在上文已经分析过，有增长预期，但是也有不确定性，在当前的需求情境下，能源商品的上涨动力并不强。

综上来看，三大化石能源价格下放有供应“脆弱性”的支撑，这一支撑在“脆弱性”被打破时会引领价格向上快速突破，是市场不得不防范的问题；需求有预期，但要谨防需求预期落空后价格的短时间快速下跌。因此，对于下半年的煤油气价格的判断为看涨，但涨幅不会太大。

（后期风险关键词：高温、台风、洪水、干旱等）

电价方面主要关注今年电力市场的建设进程。今年5月，国家发改委先后颁布了《电力市场监管办法》、《电力市场运行基本规则》等政策，来规范电力市场的建设和运行。6月，国家能源局就《电力市场注册基本规则》公开征求意见，发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）都将对此提出意见和建议。另外，对于绿电、绿证的运行，国家能源局在6月底启用了新的绿证核发交易系统，将更加方便用电单位选择和使用绿电。同时，随着绿电绿证的运行以及各行业对于减碳的要求变化，企业用电成本也将随之发生变化，如7月23日，国家发改委等部门发布的《电解铝行业节能降碳专项行动计划》，对于电解铝行业的用电提出了“严格执行电解铝行业阶梯电价政策，加强阶梯电价执行情况监督检查。严禁出台电解铝行业优惠电价政策”的要求，这其实是对企业用电种类的规范和成本的要求。后期用电单位需要合理规划电力交易、电力类型选择、绿电绿证交易等。

附：

1. 《综合能耗计算通则》（GB/T 2589-2020）部分系数：

原煤：0.7143kgce/kg

原油：1.4286kgce/kg

天然气：1.1-1.33kgce/m3（取中值1.2kgce/m3）

电力：0.1229kgce/KWh

2. 注1：该数值为根据统计局公布的月度累计产量数据计算，与统计局公布的“一次能源生产总量”数据方法论有不同，仅供本文分析能源生产及供应情况

3.价格换算：

原油：参考1吨原油≈7.3桶，因此美元/吨=7.3*美元/桶

天然气：1兆瓦时≈336.4 m3，1吨≈1450m3，欧元兑美元的汇率为1.0828（写作当日），因此：美元/吨=4.667*欧元/兆瓦时