2016年度能源经济预测与展望研究报告在京发布

2016年1月6日，北京理工大学能源与环境政策研究中心在北京举行2016年度“能源经济预测与展望研究报告发布会”，对外发布《‘十三五’及2030年能源经济展望》、《能源需求预测误差历史回顾与启示》、《2016年国际原油价格分析与趋势预测》、《2016年石油产业前景预测与展望》、《海外油气资源国投资风险评价指数》、《‘十三五’北京市新能源汽车节能减排潜力分析》、《‘十三五’全国碳交易对工业部门减排成本的影响展望》七份研究报告。该系列报告是由长江学者、国家杰出青年科学基金获得者魏一鸣教授领导的研究团队在长期深入研究基础上形成的，每年初对外发布一次。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长谷树忠研究员、国家发改委能源所副所长戴彦德研究员、中国石油勘探开发研究院油气开发战略规划研究所所长常毓文研究员、上海国际能源交易中心张宏民总监对报告及相关能源问题做了评论。魏一鸣教授为会议致辞。新华网等30家媒体代表及100余名专家学者参加了发布会。

“十三五”及2030年能源经济展望

《‘十三五’及2030年能源经济展望》报告主要执笔人郝宇副教授及其团队对新形势下的中国能源经济发展特征和趋势，提出了能源“新常态”的概念：在中国经济进入“新常态”的发展阶段后，能源消费、能源强度和碳排放等方面将表现出区别于改革开放以来30余年的新特征，主要包括能源需求总量增速放缓、结构加速转型，能源效率提升和能源消费结构低碳化、清洁化等。具体地，能源“新常态”有以下六个方面的主要特征：（1）能源需求总量增速持续放缓；（2）能源需求结构加速转型；（3）能源效率明显提升，能耗强度大幅降低；（4）能源消费特点区域化、板块化现象明显；（5）能源消费快速增长的经济社会环境逐步改变；（6）能源价格将长时间低位运行，客观上不利于对能源消费的控制。

根据相关测算，在能源“新常态”的背景下，“十三五”期间中国煤炭消费量有可能达到峰值，石油需求占比下降，对外依存度基本稳定。天然气需求高速增长，油气比得以优化，并且非常规天然气生产将发挥越来越重要的作用。中国可再生能源需求将持续显著增长，非化石能源需求占比将超越石油。2030年中长期预测显示，在基准情景和节能减排政策措施严于预期的低碳发展情景下，碳排放峰值都有望在2030年前出现，非化石能源消费占比20%的目标也能提前出现。针对上述研究，郝宇副教授及其团队提出了以下政策建议：（1）对于我国2030年能源消费应制定中长期的规划，按“五年计划”分解总体目标；（2）调整能源消费结构实现“两步走”，先调降煤炭比重，再提升非化石能源比重；（3）大力降低能耗强度，做到技术支撑和淘汰落后产能并举；（4）制定能源和环境规划应该注重不同区域、不同产业间相关政策的协调；（5）挖掘财政潜力，保障节能降耗、调整经济结构的财力支持；（6）加速产业升级，优化产业结构，对不同产业和行业实行差别化的政策。

能源需求预测误差历史回顾与启示

《能源需求预测误差历史回顾与启示》报告主要执笔人廖华教授认为，能源预测很重要，能源供应过剩或短缺都会对经济社会系统产生重大负面冲击。廖华教授对主要机构历史上的能源需求预测误差进行了量化分析，发现：（1）发达国家的能源需求总量预测结果比较准确，中国和印度等发展中国家的能源需求总量曾被严重低估（误差甚至超过50%）；（2）即便发达国家的总量预测误差较小，但其结构误差仍然很大。发达国家总量需求预测误差较小是由于工业能源需求的高估和交通用能需求的低估相互抵消。煤炭、天然气需求预测误差很大，石油误差相对较小；（3）很多机构建立了较为复杂的能源经济预测模型，但模型结构和参数设定的透明度不足，研究人员难以深入交流和比较。绝大多数能源预测模型的关键假设包括经济增速、人口增速、技术进步、能源价格以及宏观政策；（4）经济增速判断失误是影响能源需求误差的重要原因。在各国平均意义上，经济增长率每高估1个百分点会导致能源需求增速高估0.64个百分点，过去的能源需求预测误差有13.1%来自于经济增速判断失误；（5）人口判断偏误对于能源需求预测误差的影响较小，能源价格判断偏误对能源需求预测误差的影响不大。油价每高估10美元，能源需求增速被低估1.8个百分点；（6）预测时长也影响需求预测误差。在各国平均意义上，每增加一年的预测时长，能源需求预测误差将扩大3.6%。

2016年国际原油价格分析与趋势预测

《2016年国际原油价格分析与趋势预测》的主要执笔人赵鲁涛博士认为，2016年国际原油市场形势主要为：（1）全球经济温和增长，但下行压力依旧存在，主要经济体运行分化加剧，全球石油需求难以得到有效提振；（2）OPEC持续推行稳产增产政策，俄罗斯减产意愿不强，美国石油产量有所下降，世界石油供给过剩局面短期内难以改变；（3）石油库存仍将维持在较高水平，成为油价上涨制约因素；（4）美元持续走强，对油价形成打压；（5）原油市场预期由看多转为看空，市场预期被过剩态势主导；（6）大国博弈、地缘政治冲突将加大油价波动风险。

基于以上分析，赵鲁涛博士认为2016年Brent、WTI两市价差会明显缩小。在供大于求的基本情况下，国际原油价格将保持低位运行，涨跌幅度将延续2015年大幅涨跌态势，若有重大突发性地缘政治风险出现，则将会在短时间对石油价格形成冲击，促成油价上涨。2016年处于低位运行的国际石油市场价格波动将更为频繁、市场风险进一步加大，预计Brent、WTI原油均价为40-50美元/桶。

2016年石化产业前景预测与展望

《2016年国际原油价格分析与趋势预测》的主要执笔人吕鑫助理教授认为，在国际原油市场大幅震荡、“三桶油”及石化产业各子行业业绩出现较大分化的背景下，2016年国际油价很可能继续低迷。面对国际国内双重挑战，我国石化产业的发展前景值得探究。吕鑫助理教授首先将石化行业细分为四个二级子行业，即石油生产行业、油服行业、炼油与化工行业、储运销售行业；随后对2016年可能影响石化产业的因素进行了梳理，并指出国际油价低迷、原油产量增速放缓、石油相关产品及成品油终端需求疲软等是左右2016年石化产业的重要因素。吕鑫助理教授分析指出：（1）2016年油价恐延续低位震荡，石油生产行业业绩受累严重；（2）受石油开采量增速下滑影响，油服行业可能继续保持盈利，但增速放缓；（3）受成本下降及产能过剩双重因素影响，炼油与化工行业有望进一步扩大盈利，但空间有限；（4）2016成品油消费量将保持稳定小幅增长态势，储运销售行业业绩稳中有升。

海外油气资源国投资风险评价指数

《海外油气资源国投资风险评价指数》的主要执笔人曹红博士指出：（1）2014年，随着国际原油价格的暴跌以及低油价背景下部分油气资源国宏观经济形势的恶化，我国企业海外油气投资面临更加严峻的挑战；（2）对全球六大区域26个代表性油气资源国的投资风险指数分析结果显示，2013-2014年厄瓜多尔、秘鲁、哈萨克斯坦、科威特、沙特阿拉伯、阿尔及利亚、马来西亚等7国，油气投资风险指数排名较高，且相对稳定，属于低风险区域；而阿根廷、委内瑞拉、伊朗、尼日利亚、印度、印度尼西亚及澳大利亚等7国，价值指数排名较靠后，属于高风险区域；（3）受国内政治经济形势异常波动影响，俄罗斯、巴西、委内瑞拉和伊朗等国，2014年投资风险明显增加；（4）各国2013-2014年油气投资风险指数及排序变化情况，揭示了近年来全球6大区域油气投资环境格局的调整与变化：中东和中亚-俄罗斯地区，油气资源丰富，投资风险变化不大，是我国海外油气投资重点区域；中南美洲国家的石油储量和产量大幅增长，成为全球油气勘探开发的新兴热点区域，合作潜力巨大；非洲各国投资风险分化，油气投资机遇与风险并存；亚太地区各国政局总体稳定，整体油气投资风险上升幅度最小，应积极在该区域推动天然气勘探开发。

“十三五”北京市新能源汽车节能减排潜力分析

《‘十三五’北京市新能源汽车节能减排潜力分析》报告主要执笔人唐葆君教授及其团队关于电动汽车节能减排研究结果显示：（1）2012年7月至2015年11月北京电动出租车总计节能5781.4万kWh；总计减排5369.5吨；(2)2014年1月至2015年11月电动公交车总计节能380.9万kWh；二氧化碳排放量仅为燃油公交车的79.3%；(3)电动环卫车能耗仅为燃油环卫车的77.1%，碳排放量为燃油公交车的92.3%；(4)电动汽车租赁市场占有率仍然很低，消费者接受意愿和程度直接影响租赁商业模式推广。此外，电动汽车减排潜力受诸多因素影响：（1）不同发电结构很大程度影响电动车二氧化碳排放量;(2)车用燃料类型直接影响单位燃料的二氧化碳排放系数，相比燃油和燃气，电力驱动减排效果最好；（3）环卫车排放水平约为公交车的47.6%，而出租车的排放水平约为公交车的16.7%；（4）畅通情景下，电动出租车的碳排放为燃油出租车的75.9%；而拥堵情景下，电动出租车的碳排放更低，仅为燃油出租车的62%；（5）应用IGCC与CCS组合技术减排效果最显著，相比网电技术，有高达36%的减排空间；（6）磷酸铁锂电池二氧化碳排放量是锰酸锂电池的87.4%、铅酸蓄电池的88.5%。

针对上述研究，唐葆君教授及其团队提出了以下建议：（1）增加新能源公交车数量的同时,还应考虑适合的新能源车型;（2）控制出租车总量的前提下，加大电动出租车占比;（3）推广新能源汽车租赁商业模式，健康发展租赁市场;（4）有效改善能源结构，大力推广电动汽车节能技术;（5）发挥北京特有的“产学研”优势，实现关键技术突破;（6）改善北京城市路况，避免交通拥堵带来的巨大能耗和碳排放;（7）交通拥堵状态下，电动汽车相对于燃油车减排优势愈发明显。

“十三五”碳排放权交易对工业部门减排成本的影响

《‘十三五’全国碳交易对工业部门减排成本的影响展望》报告主要执笔人王科副教授基于对“十一五”和“十二五”时期的测算以及对“十三五”时期的模拟，分析指出：2017年引入全国碳排放权交易后，在“十三五”后期（2017年-2020年）带来的工业部门碳减排成本节约效应能达到年均约1500亿元，占同期碳减排机会成本的比重约为35%-40%；交易为工业部门带来的额外碳减排量可以达到年均2.8-3.2亿吨二氧化碳。

王科同时指出，总体上看目前国内碳排放权交易试点市场受所处的发展阶段的限制，还不能充分反映市场规律，暂时没有起到价格发现作用，尚未有效发挥资源优化配置的作用。为此，未来全国统一碳交易市场的建立应注重处理好几个平衡问题：（1）实现减排政策目标与活跃市场交易的平衡；（2）区域和行业发展水平与减排责任的平衡；（3）碳排放配额无偿分配与有偿分配的平衡；（4）经济周期波动与排放配额动态分配的平衡；（5）排放配额交易与核证自愿减排量交易的平衡。经过七个试点碳市场的有益探索和未来全国统一碳市场的不断发展完善，碳排放权交易机制将为推动我国实现低碳发展发挥重要作用。