2012年年初以来，我国经济增长明显下台阶，随之，我国煤炭、原油及电力等主要能源的生产和消费步伐也趋缓，出现了一些新情况和新特点。
原煤产量稳步提高，销量平稳增长，价格大幅回落
——原煤产量继续提高但增速明显回落，三大产煤区生产情况各异
原煤生产增速明显下台阶。1～8月全国原煤累计产量26.2亿吨，累计同比增长5.5%，增幅比去年同期收缩了1～0.6个百分点。8月全国原煤产量3.2亿吨，当月同比下降4.7%，出现了今年的又一次负增长，去年同期原煤产量同比增速高达17.4%。
三大产煤区内蒙古、山西和陕西的原煤产量继续保持增长，但累计增速各异。其中，内蒙古累计产量达6.7亿吨，累计同比增长7.1%，稳居自2009年以来全国原煤产量第一位；山西累计产量达6亿吨，累计同比增长7.7%；陕西原煤生产势头强劲，累计产量达3亿吨，累计同比增速高达16.9%。与去年同期相比，三大产煤区累计增速的变动幅度相差甚远。内蒙古和山西原煤产量累计增速分别比去年同期收缩近24个和15个百分点，呈大幅回落态势；陕西累计增速则扩大近6个百分点，呈平稳上升态势。
——煤炭累计销量基本平稳，净进口大幅提高
累计销量基本平稳增长，月度销量增速波动较大。1～8月我国煤炭销量累计24.2亿吨，累计同比增长6.7%，增幅比去年同期略有收缩，比2008年同期收缩8.7个百分点。8月煤炭销量达3.1亿吨，同比下降3%，而去年同期销量增速高达1%～3%。
煤炭净进口迅速提高。1～8月煤炭累计净进口达14398万吨，同比增长54%。煤炭出口大幅回落，对日本出口降幅最大。出口煤累计692万吨，累计同比减少37%，对日本、韩国和我国台湾的煤炭出口分别减少39%、35%和36%。煤炭进口大幅攀升，印度尼西亚继续稳居我国最大煤炭进口国之位。l～8月进口煤累计15090万吨，同比增长45%。对印度尼西亚和澳大利亚两大我国主要煤炭进口国分别进口4210万吨和3634万吨，分别累计同比增长工6%和108%。
——电煤消耗总量开始走低，重点电厂库存量呈总体上升态势
电力行业累计耗煤总量出现负增长。我国电力行业煤炭消耗量约占全国煤炭消耗总量的50%。l～8月全国电力行业累计耗煤总量达12.4亿吨，比去年同期累计下降0.5%，这是自2009年9月以来首次出现当年电力行业累计耗煤总量下降。
重点电厂耗煤总量回落，库存量呈总体上升态势。今年二季度以来，重点电厂耗煤总量逐月下滑，8月重点电厂耗煤总量10750万吨，同比下降14.2%（见图1）。与此同时，其库存总量则呈上升态势。截至到8月31日，重点电厂煤炭库存达8464万吨，同比增长37%，存煤可用天数24天，同比增加9天。
——国内煤炭价格大幅回落
国际煤炭价格较去年明显回落。澳大利亚BJ动力煤现货价1～8月均价为100.94美元/吨，比去年同期均价下跌18%，8月底价格为91.05美元/吨，同比下跌25%。
国内煤炭价格也明显回落。2～8月国有重点煤炭企业煤炭综合出厂价？穴含税？雪月度均价为567.75元/吨，比去年同期均价下降了7%，8月价格为501.95元/吨，同比下降了16.7%，比年初下降15.8%。秦皇岛港山西优混？穴Q5500K？雪煤价格8月底跌至630元/吨，同比下降24%，比年初下降2l%。
原油产量小幅降低，主要成品油销量继续增加，价格指数回落
——原油产量小幅降低，五大产油区生产情况各异
1～8月我国原油累计产量为13676万吨，累计同比下降0.4%，生产基本稳定。8月原油产量1753万吨，同比增长2.5%，今年以来我国原油产量月度增速处于稳步回升态势，7月份开始由负增长转为正增长。
五大产油区生产情况各异，天津累计产量降幅最大，陕西累计产量增幅最大。1～8月全国五大产油区生产规模从大到小依次为：黑龙江、陕西、天津、山东和新疆，累计产量分别为2674万吨、2325万吨、1987万吨、1850万吨和1765万吨，其中黑龙江和天津产量同比降低，尤其是天津产量同比下降超过10个百分点；陕西、新疆和山东产量增加，陕西累计增速最大，高达7.6%。
近两年多的数据显示，黑龙江原油生产相对平稳，增速与全国水平基本保持一致；陕西原油生产持续稳步扩张，增速大约是全国水平的两倍；天津产量大起大落，波动最大；山东产量基本平稳，增速与全国增速没有太大偏离；新疆产量小幅提高，增速略高于全国水平。
——原油加工量、汽油、煤油和柴油产量继续扩张，汽油和煤油同比增速扩大，柴油增速明显缩小
原油加工量继续扩张，增速显著回落。l～8月原油加工量累计达30430万吨，累计同比增长1.6%，增幅比去年同期缩小5个百分点，今年以来原油累计加工量同比增速呈缓慢下降态势。成品油产量累计达18378万吨，同比增长3.9%，增幅比去年同期缩小3.1个百分点。汽油产量平稳扩张，增速小幅上升。1～8月汽油累计产量5754万吨，累计同比增长7.7%，增幅比去年扩大2个百分点。柴油产量小幅上升，增速显著回落。1～8月柴油累计产量1125l万吨，累计同比增长1.3%，增幅比去年同期收缩6.3个百分点，今年以来柴油产量累计同比增速与原油加工量累计同比增速基本一致，均呈缓慢回落态势（图2）。煤油产量显著扩张，增速较快上升。煤油累计产量1373万吨，累计同比增长10.9%，增幅比去年同期扩大3.6个百分点。
——汽油、柴油和煤油销量继续增长，原油进出口扩大，汽油和柴油进出口大幅下滑
汽油、柴油和煤油销量继续保持增长，增速明显回落。今年二季度，我国汽油、柴油和煤油的累计销量分别为4135万吨、8411万吨和912万吨，分别同比增长14%、11%和20%，前两者增幅比去年同期收缩了5个百分点，煤油增幅收缩了17个百分点。
原油出口小幅增长，进口较快增长。1～8月，我国原油出口累计达168万吨，同比增长3.7%，增幅基本与去年持平。原油进口累计达18030万吨，同比增长7.4%，增幅同比扩大1个百分点。
汽油和柴油出口暴跌，柴油进口减半。汽油和柴油累计出口分别为183万吨和88万吨，累计同比下降38.7%和41.3%，延续了2011年以来两者出口连续下滑态势。柴油累计进口达73万吨，累计同比下降47%，继续处于进口大幅滑落轨道。
——进出口油价及国内油价出现回落
1～8月国际油价大起大落。布伦特原油期货价自年初开始回升直到3月抵达波峰，最高值达126.2美元/桶，之后开始持续回落直到6月跌至波谷，最低值达89.2美元/桶，6月之后又开始回升直到8月保持相对平稳运行，8月最高油价达116.9美元/桶。随着国际原油价格的波动，我国原油、汽油和柴油价格也出现相应变动。
原油出口平均单价波动下行，汽油和柴油出口平均单价稳中有降（图3）。原油出口平均单价自年初较快回升并于4月达到价格峰值1220美元/吨，之后震荡下行，8月跌至839.4美元/吨，同比下降11%，环比下降6%。汽油出口平均单价月度波不大，最高值出现在4月，为1108.6美元/吨，8月小幅跌至985.2美元/吨。柴油出口平均单价最高值也出现在4月，为1025.6美元/吨，8月跌至961.1美元/吨。
原油进口平均单价月度波动较大，8月出现降中趋稳态势。与出口单价类似，进口平均单价从年初回升至4月达到峰值901.5美元/吨，之后缓慢回落至7月份的波谷725.7美元/吨，8月份回升至733美元/吨，但依然比去年同期低9%，相对低位的原油进口均价，有助于国内炼厂盈利状况的改善。柴油进口平均单价月度震荡明显，8月止跌反弹。
国内汽油和柴油价格指数回落明显。7月我国汽油和柴油价格指数分别跌至谷底97.48和93.16，均为近两年最低值，8月两者分别小幅回升至98.24和96.83，但依然分别比去年同期低14.08和10.54。
当前，在我国能源结构当中，清洁电力发展速度较快，但比重尚无明显提高。在经济调整期，保障能源安全有效供给依然是第一要务，需继续引导能源生产走集约型道路。
发电量持续走高而增速大幅回落，清洁电力发展较快，主要发电省区生产情况各异
当前，虽然清洁电力规模扩张，增速远高于火电。但四大主要发电省区内蒙古、浙江、湖北、广东电力生产却不尽相同。
——发电量规模扩大但增速回落
1～8月我国发电量累计达3191.2亿千瓦时，累计同比增长3.8%，增幅比去年同期缩小9.2个百分点。其中，火电累计生产25278亿千瓦时，同比增长0.7%，增幅比去年同期缩小13.2个百分点。
——清洁电力规模扩张，水电增速攀升，风电和核电增速显著回落
规模迅速扩张，增速远高于火电。截至到8月，我国清洁电力（包括水电、风电和核电）发电量累计达6158亿千瓦时，同比增长20%，增幅比去年同期扩大17个百分点。其中，水电、风电和核电累计产量分别为4890亿千瓦时、635亿千瓦时和633亿千瓦时，分别同比增长20.6%、32.4%和10.5%，增幅与去年同期相比分别扩大17.6个百分点、缩小25.9个百分点及缩小13.5个百分点。
清洁电力占比小幅提高。8月清洁电力累计产量占同期发电量的19%，高于去年同期2个百分点。
——主要发电省区电力生产各异
四大主要发电省区发电规模继续扩张而增速明显回落，内蒙古回落幅度最大。1～8月累计发电量超过2000亿千瓦时的4个省区依次为江苏、广东、山东和内蒙古，这四个地区累计发电量之和占同期全国发电量的比重为29%，累计发电量分别为2621亿千瓦时、2408亿千瓦时、2177亿千瓦时和2034亿千瓦时，分别累计同比增长4%、4.7%、2.4%和4%。四个主要发电省区的生产增速均出现了明显回落，其中内蒙古比去年同期缩小了12个百分点，回落幅度最大，其次广东回落近10个百分点。
浙江火电产量连续出现负增长。今年以来浙江火电累计生产规模持续萎缩，8月浙江火电累计生产同比减少6.5%，降幅比年初扩大3.7个百分点。
湖北水电产量重回全国第一，增速居三大主要水电产区之首。1～8月水电累计发电量最多的3个地区和产量依次为湖北893亿千瓦时、四川866亿千瓦时和云南580亿千瓦时，分别累计同比增长20.9%、10.7%和10.4%。此外，8月福建水电累计同比增速逼近90%，成为当月生产增速最快的地区。
广东核电产量继续稳居全国第一，但同比增速显著回落。1～8月广东核电累计达306亿千瓦时，继续稳居全国第一，比同期浙江和江苏核电分别高出78亿千瓦时和205亿千瓦时。8月广东核电累计同比增速达7.8%，比去年同期回落23个百分点。
全社会用电量保持低速平稳增长，四大高耗能制造业用电量趋缓
当前，城乡居民生活用电量快速增长，增速呈不断扩大态势，与此同时，高耗能制造业用电量占比略有下降。
——全社会用电量继续增加而增速明显回落，第二产业用电量增速回落幅度最大
全社会用电量继续增加，增速下台阶。1～8月全社会用电量累计达32828亿千瓦时，累计同比增长5.1%，增幅比去年同期缩小6.8个百分点。
第二产业用电量小幅增加，增速低于全社会用电量增速。1～8月第二产业用电量累计达24184亿千瓦时，其中工业用电量累计23792亿千瓦时，两者分别累计同比增长3.2%和3.1%，增幅都比去年同期缩小8.6个百分点。
第三产业用电量快速扩张，增速远远高于全社会用电量增速。1～8月第三产业用电量累计达3760亿千瓦时，累计同比增长11.7%，增幅比去年同期缩小2.9个百分点。
城乡居民生活用电量快速增长，增速呈不断扩大态势。1～8月城乡居民生活用电量累计达4182亿千瓦时，累计同比增长12.1%，高出全社会用电量增速的一倍之多，增幅比去年同期略高0.7个百分点。
——四大高耗能制造业用电量趋缓，对全社会用电量增加的拉动作用明显减弱
用电规模保持绝对增长，但增速陡然回落。2～8月四大高耗能制造业累计用电量达9131亿千瓦时，比去年同期累计增长2.4%，增幅比去年同期缩小9个百分点，比前年同期缩小19个百分点。值得注意的是，今年以来四大高耗能制造业月度用电量分别在4月和8月出现了两次负增长，月度同比增速进入了金融危机以来又一次低位运行期。高耗能制造业用电量的攀升反映当前我国高耗能制造业的强劲发展势头，但今年以来其累计用电同比增速近乎直线的回落预示着我国重化工业发展增速骤减。
用电占比略有下降，对全社会用电量增加的拉动作用明显减弱。1～8月四大高耗能制造业用电量占全社会用电量的比重平均每月达31%，较去年同期的33%略低，但其对全社会用电量增加的拉动作用明显减弱，甚至出现了负增长。
8月四大高耗能制造业用电量对全社会用电量增加的拉动作用为-5.4%，4月拉动作用为-0.6%，另外几个月的平均拉动作用为15%，而前两年其拉动作用平均每月高达35%～36%，2009年更是高达52%。
全面拓展能源国际合作，推进能源大通道建设，推进清洁能源技术国际联合研发进程；继续加强能源消费和价格监测，及时控制能源消费过快增长及价格大起大落；继续完善能源结构调整政策；继续深入推进节能工作。
结论与若干对策
1～8月，全球经济继续处于调整期，我国主要能源生产和消费出现了一些新情况和新特点，主要包括：
一是主要能源生产总量大体保持扩张，供给平稳，能够保障经济社会发展需求。原煤产量小幅提高，原油生产略有下降，发电量继续攀升，火电小幅增长，清洁电力产量大幅提高。
二是主要能源消费总量继续扩张。煤炭销量继续保持增长，消费总量小幅增长；汽油、柴油和煤油的销量继续提高；全社会用电量规模继续扩大，第二产业和四大高耗能制造业用电规模继续扩大。
三是主要能源生产和消费增速明显放缓。原煤生产、煤炭消费、原油加工量、电力生产和全社会用电量同比增速分别缩小了10.6个百分点、8.7个百分点、5个百分点、9.2个百分点和6.8个百分点。原煤产量最大的内蒙古和原油产量最大的黑龙江回落速度较明显，发电量回落则首先凸显在东南沿海地区，浙江累计发电量出现负增长，广东作为我国第二大电力产区其发电增速回落超过了10个百分点。
四是主要能源价格出现明显回落。受全球经济深度调整以及主要产油国国际政治关系的影响，国际煤价和油价在剧烈震荡中走低。国内煤炭价格也大幅回落，跌幅高达20%以上，煤炭价格回落的首要原因是经济增速放缓导致煤炭需求收缩，另外今年夏天水电累计同比增加了21%，替代了部分电煤用量。我国进出口油价及国内主要成品油价格的回落均与国际油价持续走低密切相关。
五是清洁电力生产速度较快，但比重尚无明显提高。2～8月我国清洁电力（包括水电、风电和核电）发电量同比增长高达20%，远高于同期火电0.7%的增速，今年清洁电力的快速增长与去年基数较低密切相关。清洁电力累计产量占同期全国发电量的比重为19%，较去年同期提高2个百分点。
结合上述几点新情况，在经济增速放缓期，促进我国能源工业健康持续发展尤其需要关注以下几点：
一是继续坚定不移地将保障能源持续供给作为第一要务，科学引导能源企业稳步扩大生产。在引导企业勘探新矿和新井的同时，更要引导现有能源生产企业走集约型、环境友好型发展道路，有序扩大能源生产规模，提高能源自给能力，积极应对未来经济复苏对能源高效与科学生产的要求。
二是全面拓展能源国际合作，保障能源进口。全球经济放缓以及国际政治格局动荡都将使得我国面临的能源外交形势更加复杂，深化与主要能源贸易伙伴国的务实合作，推进能源大通道建设，保证能源进口能力。稳步推进清洁能源国际合作进程，采取核心关键技术联合研发模式，切实提高我国清洁能源关键技术水平。
三是继续加强能源供需和价格监测，逐步理顺能源价格形成机制。继续密切监测国内外主要能源消费和价格变动情况，及时掌握能源供需关系，及早对能源消费总量做预警预测，以便及时采取措施控制能源消费过快增长。逐步理顺能源价格形成机制，包括煤电价格传导机制、国内成品油价格调整机制、清洁电力价格补贴机制等。
四是继续完善国内清洁电力发展政策，为能源结构调整做好充分的战略技术储备和政策储备。推进清洁电力关键技术的研发，深化电力体制改革，逐步克服清洁电力技术发展面临的主要体制机制障碍。
五是警惕在当前能源生产和消费增速趋缓期忽视节能工作。经济增速放缓带来的能源消费增速趋缓并非预示着节能压力的减轻，相反，是对我国进一步深化节能工作提出了更高要求。
