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一、能源行業運行基本情況
（一）電力行業
截至11月底，陜、寧、青三省（區）電網運行總體平穩，發、用電量穩步增長，陜西、寧夏電力電量總體平衡有余，青海通過省際間交易購電滿足電力、電量需求。
2017年，預計陜、寧、青三省（區）電網統調裝機容量分別為3611、3880、2512萬千瓦。統調發電量分別為1330.72、1302.10、610.77億千瓦時，同比增長11.10%、20.14%、10.53%；統調用電量分別為1299.31、890.88、680.78億千瓦時，同比增長10.41%、11.79%、8.22%；統調最大日用電負荷分別為2387、1266、914萬千瓦，同比增長13.10%、9.90%、6.52%。
（二）煤炭行業
陜、寧、青三省（區）煤炭市場供應總體平穩，動力煤市場運行良好，煤炭價格環比有小幅下降。
陜西省1-11月生產原煤4.64億噸，同比增長11%，銷量4.42億噸，同比增長10.68%，12月初的煤炭綜合價格為408元/噸，同比增長20%，動力煤396元/噸,同比增長12%；寧夏1-10月煤炭產量6139萬噸，同比增長7.8%，銷量6075.9萬噸，同比增長29.7%，10月底煤炭綜合價格為380元/噸，動力煤價格為340元/噸；青海省1-11月煤炭產量580.4萬噸，同比降低14.4%，12月初煤炭綜合價格為380元/噸。
（三）石油行業
1-11月份，陜西省生產原油2349萬噸，同比減少36.85萬噸，降低1.54%；寧夏區生產原油123.80萬噸，同比增加2.47萬噸，增長2.04%；青海省生產原油209萬噸，同比增加6.6萬噸，增長3.27%。中石油、中石化向陜西市場銷售成品油548.49萬噸，同比減少21.41萬噸，降低3.76%；向寧夏銷售成品油233.8萬噸，同比增加6萬噸，增長2.63%；向青海省銷售成品油235.33萬噸，同比增加10.96萬噸，增長4.88%。
（四）天然氣行業
1-11月份，陜西省天然氣產量162.53億立方米,同比增加10.88億立方米，增長7.17%，青海省天然氣產量58.2億立方米，同比增加4.4億立方米，增長8.15%。陜西省天然氣供應55.68億方，同比增長11.85%，天然氣需求57.98億方，同比增長15.40%，供需缺口2.30億方；寧夏自治區天然氣供應22.60億方，同比增長16.08%，天然氣需求22.60億方，同比增長15.56%，供需平衡；青海省天然氣供應30.87億方，同比增長24.19%，天然氣需求31.42億方，同比增長26.40%，供需缺口0.55億方。
二、能源行業運行主要特點
（一）電力：統調發、用電量保持較快增速。2017年，受經濟回暖及氣候因素影響，全年統調發、用電量保持較快增長勢頭，但下半年增速略有放緩。
（二）煤炭：四季度天氣轉冷，煤炭進入消費旺季，隨著陜、寧、青三?。▍^）環境整治不斷深入，下游煤電、煉鋼等企業限產，煤炭優質產能不斷釋放，煤炭價格有所下降。9月底至今，陜西煤炭綜合價格下降13元/噸，隨著2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作不斷推進，前三季度煤炭供需矛盾有所緩解。
（三）油氣：11月布倫特油均價達到62.87美元/桶，但涉油系統盈利能力依然偏弱，國內成品油供大于求的局面未得到根本性扭轉。隨著北方天氣轉冷，大型戶外工程、工礦企業限制開工，油品需求進一步減弱，但由于普柴質量升級剛剛結束存在強烈漲價預期，柴油資源整體偏緊。2017年，預計三省區原油總產量及成品油消費量均穩中略降，其中陜西原油生產量、成品油消費量雙降，寧夏、青海原油產量、成品油消費量略有增長；受天然氣利用、治污減霾等政策因素影響，三省區天然氣產量、需求量均大幅增長。
三、存在的突出問題
（一）煤電企業經營依然困難。2017年，陜、寧、青三?。▍^）電煤價格仍在高位運行，煤電企業燃料成本居高不下，同時隨著電力市場建設的持續推進，市場交易電量不斷增長，煤電企業上網電價總體水平呈下行趨勢，同時受火電發電利用小時數整體偏低等因素影響，煤電企業經營形勢嚴峻，虧損現象普遍。
（二）新能源消納壓力大，電網調峰能力不足。2017年底，預計陜、寧、青三省（區）新能源裝機將達到3100萬千瓦（占總裝機的31.11%）。各省（區）新能源反調峰特性明顯，疊加負荷峰谷差，加劇調峰困難，同時新能源大發期往往與供暖期、汛期重疊，調峰資源緊張成為常態。
（三）天然氣供需矛盾突出。隨著煤改氣工作的深入開展，使得冬季天然氣需求量爆發式增長，由于部分煤改氣工作未落實氣源，導致今冬明春天然氣供需矛盾突出，雖然國家的壓非保民政策有效緩解了民生用氣緊張局面，但在一定程度上損害了天然氣工業用戶的利益，不利于天然氣產業健康發展。
（四）供電服務突出問題：一是部分地區公網線路設備故障較多，引發頻繁停電；二是個別工作人員主動服務意識不夠，不能及時核對用戶資料，造成分布式光伏發電項目電費結算不及時；三是個別地區供電企業因用戶預存電費不足，采取停電措施催繳預存電費；四是個別地區以分布式光伏不能就地消納為由，拒絕為用戶辦理分布式光伏接入手續。
四、意見建議
（一）建議進一步推進跨區跨省交易，促進清潔能源消納。進一步推進跨區跨省交易機制建設，完善清潔能源跨區跨省消納的市場規則、交易模式、電價政策，促進資源富集地區清潔能源電量消納，落實國家節能減排和可再生能源發展相關政策。
（二）進一步深化電力體制改革，推動區域調峰輔助服務市場試點工作，用市場化手段促進發電企業參提高參與調峰輔助服務的積極性，緩解電網調峰困難的現實矛盾。
（三）建議根據市場情況有計劃地釋放煤炭優質產能。截至2017年6月底，三省（區）在建礦井規模23841萬噸/年，這部分產能的有效釋放將在未來對三省（區）煤炭價格走勢起到積極的影響。
（四）建議國家層面督促地方政府加強落實天然氣保供屬地責任，積極面對今年嚴峻的保供形勢，加強研判預判，千方百計組織氣源，落實調峰責任，制定應急預案，確保民生用氣安全、穩定。
（一）電力行業
截至11月底，陜、寧、青三省（區）電網運行總體平穩，發、用電量穩步增長，陜西、寧夏電力電量總體平衡有余，青海通過省際間交易購電滿足電力、電量需求。
2017年，預計陜、寧、青三省（區）電網統調裝機容量分別為3611、3880、2512萬千瓦。統調發電量分別為1330.72、1302.10、610.77億千瓦時，同比增長11.10%、20.14%、10.53%；統調用電量分別為1299.31、890.88、680.78億千瓦時，同比增長10.41%、11.79%、8.22%；統調最大日用電負荷分別為2387、1266、914萬千瓦，同比增長13.10%、9.90%、6.52%。
（二）煤炭行業
陜、寧、青三省（區）煤炭市場供應總體平穩，動力煤市場運行良好，煤炭價格環比有小幅下降。
陜西省1-11月生產原煤4.64億噸，同比增長11%，銷量4.42億噸，同比增長10.68%，12月初的煤炭綜合價格為408元/噸，同比增長20%，動力煤396元/噸,同比增長12%；寧夏1-10月煤炭產量6139萬噸，同比增長7.8%，銷量6075.9萬噸，同比增長29.7%，10月底煤炭綜合價格為380元/噸，動力煤價格為340元/噸；青海省1-11月煤炭產量580.4萬噸，同比降低14.4%，12月初煤炭綜合價格為380元/噸。
（三）石油行業
1-11月份，陜西省生產原油2349萬噸，同比減少36.85萬噸，降低1.54%；寧夏區生產原油123.80萬噸，同比增加2.47萬噸，增長2.04%；青海省生產原油209萬噸，同比增加6.6萬噸，增長3.27%。中石油、中石化向陜西市場銷售成品油548.49萬噸，同比減少21.41萬噸，降低3.76%；向寧夏銷售成品油233.8萬噸，同比增加6萬噸，增長2.63%；向青海省銷售成品油235.33萬噸，同比增加10.96萬噸，增長4.88%。
（四）天然氣行業
1-11月份，陜西省天然氣產量162.53億立方米,同比增加10.88億立方米，增長7.17%，青海省天然氣產量58.2億立方米，同比增加4.4億立方米，增長8.15%。陜西省天然氣供應55.68億方，同比增長11.85%，天然氣需求57.98億方，同比增長15.40%，供需缺口2.30億方；寧夏自治區天然氣供應22.60億方，同比增長16.08%，天然氣需求22.60億方，同比增長15.56%，供需平衡；青海省天然氣供應30.87億方，同比增長24.19%，天然氣需求31.42億方，同比增長26.40%，供需缺口0.55億方。
二、能源行業運行主要特點
（一）電力：統調發、用電量保持較快增速。2017年，受經濟回暖及氣候因素影響，全年統調發、用電量保持較快增長勢頭，但下半年增速略有放緩。
（二）煤炭：四季度天氣轉冷，煤炭進入消費旺季，隨著陜、寧、青三?。▍^）環境整治不斷深入，下游煤電、煉鋼等企業限產，煤炭優質產能不斷釋放，煤炭價格有所下降。9月底至今，陜西煤炭綜合價格下降13元/噸，隨著2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作不斷推進，前三季度煤炭供需矛盾有所緩解。
（三）油氣：11月布倫特油均價達到62.87美元/桶，但涉油系統盈利能力依然偏弱，國內成品油供大于求的局面未得到根本性扭轉。隨著北方天氣轉冷，大型戶外工程、工礦企業限制開工，油品需求進一步減弱，但由于普柴質量升級剛剛結束存在強烈漲價預期，柴油資源整體偏緊。2017年，預計三省區原油總產量及成品油消費量均穩中略降，其中陜西原油生產量、成品油消費量雙降，寧夏、青海原油產量、成品油消費量略有增長；受天然氣利用、治污減霾等政策因素影響，三省區天然氣產量、需求量均大幅增長。
三、存在的突出問題
（一）煤電企業經營依然困難。2017年，陜、寧、青三?。▍^）電煤價格仍在高位運行，煤電企業燃料成本居高不下，同時隨著電力市場建設的持續推進，市場交易電量不斷增長，煤電企業上網電價總體水平呈下行趨勢，同時受火電發電利用小時數整體偏低等因素影響，煤電企業經營形勢嚴峻，虧損現象普遍。
（二）新能源消納壓力大，電網調峰能力不足。2017年底，預計陜、寧、青三省（區）新能源裝機將達到3100萬千瓦（占總裝機的31.11%）。各省（區）新能源反調峰特性明顯，疊加負荷峰谷差，加劇調峰困難，同時新能源大發期往往與供暖期、汛期重疊，調峰資源緊張成為常態。
（三）天然氣供需矛盾突出。隨著煤改氣工作的深入開展，使得冬季天然氣需求量爆發式增長，由于部分煤改氣工作未落實氣源，導致今冬明春天然氣供需矛盾突出，雖然國家的壓非保民政策有效緩解了民生用氣緊張局面，但在一定程度上損害了天然氣工業用戶的利益，不利于天然氣產業健康發展。
（四）供電服務突出問題：一是部分地區公網線路設備故障較多，引發頻繁停電；二是個別工作人員主動服務意識不夠，不能及時核對用戶資料，造成分布式光伏發電項目電費結算不及時；三是個別地區供電企業因用戶預存電費不足，采取停電措施催繳預存電費；四是個別地區以分布式光伏不能就地消納為由，拒絕為用戶辦理分布式光伏接入手續。
四、意見建議
（一）建議進一步推進跨區跨省交易，促進清潔能源消納。進一步推進跨區跨省交易機制建設，完善清潔能源跨區跨省消納的市場規則、交易模式、電價政策，促進資源富集地區清潔能源電量消納，落實國家節能減排和可再生能源發展相關政策。
（二）進一步深化電力體制改革，推動區域調峰輔助服務市場試點工作，用市場化手段促進發電企業參提高參與調峰輔助服務的積極性，緩解電網調峰困難的現實矛盾。
（三）建議根據市場情況有計劃地釋放煤炭優質產能。截至2017年6月底，三省（區）在建礦井規模23841萬噸/年，這部分產能的有效釋放將在未來對三省（區）煤炭價格走勢起到積極的影響。
（四）建議國家層面督促地方政府加強落實天然氣保供屬地責任，積極面對今年嚴峻的保供形勢，加強研判預判，千方百計組織氣源，落實調峰責任，制定應急預案，確保民生用氣安全、穩定。
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