新能源政策红利频现 光伏行业站上风口

4%。在原油价格下跌近一半以及国内成品油、天然气价格连续下调情况下，仍实现归属于母公司股东净利润355.17亿元，实现每股基本盈利0.19元。
　　勘探与生产业务突出质量效益发展。国内勘探业务持续推进储量增长高峰期工程，实施有利区带和层系精细勘探，石油勘探稳步推进；国内开发与生产业务持续优化产能部署，科学安排开发规模和节奏，深化老区精细挖潜，有效控制自然递减，确保整体开发效益。天然气业务围绕重点气区，科学组织生产运行，天然气产量继续保持增长。2015年，国内勘探与生产业务实现原油产量8.06亿桶，比上年下降2.1%；可销售天然气产量29036亿立方英尺，比上年增长0.8%；油气当量产量12.9亿桶，比上年下降1%。公司海外油气合作平稳有效运行，五大油气合作区巩固发展。海外油气勘探坚持整体研究、科学论证、合理部署，从规模增储向有效增储转变。2015年，海外业务实现油气当量产量2.04亿桶，比上年增长38.3%，占公司油气当量产量的13.6%。
　　2015年，勘探与生产业务通过创新驱动和精细管理，不断降本降耗、挖潜增效，实现经营利润339.61亿元。
　　炼油与化工业务紧跟市场变化，优化生产组织和产品结构调整，按照效益优先原则安排资源流向和装置负荷，并利用化工市场相对好转有利时机，加大向化工业务的倾斜力度，增产适销高效高附加值产品。全年加工原油9.98亿桶；其中加工公司自产原油6.98亿桶，占加工原油总量的69.9%，产生了良好的协同效应；生产成品油9193.3万吨，主要综合能耗指标持续下降，多项技术经济指标保持较好水平。化工销售加强整体联动和统筹优化，扩大终端营销渠道，高效产品、高效区域销量稳定增长。炼化重点工程建设有序推进。公司油品质量升级改造项目加快推进，已具备向东部11省市及其他重点地区供应国V车用汽柴油的能力。
　　2015年，炼油与化工业务突出市场导向和效益原则，深化对标达标，强化成本费用控制，整体扭亏为盈，实现经营利润48.83亿元，比上年扭亏增利284.43亿元。其中，炼油业务受益于生产经营优化运行和加工环节毛利上升，实现经营利润46.9亿元，比上年扭亏增利118.45亿元；化工业务不断优化产品结构，控制成本费用，实现经营利润1.93亿元，比上年扭亏增利165.98亿元。
　　销售业务积极应对成品油市场需求增速放缓、价格低迷等不利局面，科学配置油品资源，优化产销衔接和库存管理，努力加大直炼资源销售和成品油出口力度，合理安排外采，突出零售创效，推进“低销量、低效益”站点治理，不断提升单站销售能力，着力打造黄金终端。强化一体化营销，提升顾客服务体验，积极探索“营销+互联网”等新模式，营销质量和水平持续提升。销售网络进一步完善，新投运加油站292座，运营加油站数量达到2.07万座。公司国际贸易业务协调优化进出口资源，积极开拓高端高效市场，保持快速发展，国际贸易规模和运作质量进一步提升，创新创效和市场开拓成果显著。
　　2015年，销售业务以公司整体价值最大化为目标，优化产销衔接和库存管理，加强成本费用控制，提高非油品业务效益。但受国内经济增速放缓、市场需求不旺等宏观因素影响，销售板块经营亏损5亿元。
　　天然气与管道业务科学组织油气调运，优化油气管网运营管理，提高管道运行效率。天然气销售业务面对国内天然气需求峰谷差进一步拉大的局面，根据照付不议合同最低交付量安排进口气，努力增加自产气产量，保持业务链资源平衡。加强需求侧管理，持续做好重点高效市场开发，不断提高销售的质量和效益。重点管道建设有序推进，铁岭—锦西原油管道等工程顺利投产，西气东输三线东段等工程建设稳步推进。截至2015年末，公司国内油气管道总长度为7.76万公里，其中天然气管道4.86万公里，原油管道1.89万公里，成品油管道1万公里。
　　2015年，天然气与管道业务强化高效市场开发，不断提高销售盈利能力，天然气销售量效齐增，实现经营利润512.31亿元，剔除2015年部分管道资产整合产生的投资收益228.07亿元影响，比上年增利152.98亿元。
　　2016年，预计国际油价仍保持低位震荡运行。中国石油将坚持稳健发展方针，着眼于建设世界一流综合性国际能源公司，围绕提升原油和天然气两条价值链，调整理顺主营业务架构，形成各项业务共同驱动公司价值提升和可持续发展的新优势，苦练内功提质增效，坚决打赢应对低油价攻坚战。

琀时。对于已经投运的电站和2016年1月ਃ之前备案且2016年6月30日之前并网投运的电站，仍执行原上网电价。为享受上网高价补贴的余温，2016年上半年或将迎来一轮大规模的装机潮。
　　目前，Ⅰ类资源区由于当地消纳能力不足、外送条件有限，存在较为严重的弃光限电现象。2015年1~9月，全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率10%，主要发生在甘肃和新疆地区。Ⅲ类资源区主要包括东部沿海地区，尽管该地区光照条件不及中西部，但电网接入条件较好、区域电力消纳能力较强。在空气污染日益严重、Ⅰ类和Ⅱ类资源区2016年光伏上网电价大幅下调、中西部土地资源愈发紧张的情况下，未来装机或将向Ⅲ类资源区倾斜。
　　从下调电价造成的影响来看，虽然此次光伏标杆电价下调属于引导行业成本下行的常规举措，但对于光伏I类资源区来说，超过10%的下调幅度仍超出原来市场预期，尤其是在新疆、甘肃大幅限电以及补贴拖欠的大背景下。今后的地面电站装机比拼的不再是快，而将是精细化装机、高效化运维。在何地装机不会限电，如何运维以提高发电量，这是开发运营商需要最先考虑的问题。此外，Ⅲ类地区迎来发展良机。光伏标杆电价从1.00元到0.98元，下降幅度小，对于Ⅲ类地区影响较小，投资收益仍然非常可观。与此同时，Ⅲ类地区也是能源消耗比较大的地区，将分布式光伏电站建设在Ⅲ类地区能够减少电的远程输运损耗与成本。
　　2015年，国家能源局副局长刘琦主持召开华东、华中片区能源发展“十三五”规划衔接座谈会。会上明确提到新能源发展，华东和华中我国能源消费最集中的地区，随着技术进步，这些地区的风资源和光资源具备了开发价值，因此未来华东和华中等靠近负荷区的新能源将快速增长。
　　成本下降与利润上升
　　国家新能源政策与光伏十三五规划意见稿的出台显示了国家对于发展光伏产业的决心，2015年光伏行业自身也交了一份漂亮的答卷，行业净利润率大幅提升，技术进步与成本下降带来了产业链的升级和调整。
　　2015年上半年，光伏行业整体营业收入20亿元，同比增长22%；实现净利润14亿元，净利润大幅增长192%；上半年行业毛利率20%，与去年同期持平。利润的提高除了是行业整体业绩增速较为稳定之外，主要是成本和费用的降低，以及资产减值损失的减少。
　　与2014年同期相比，多晶硅、晶硅电池生产线投资均有下降，多晶硅生产平均综合能耗、每瓦电池耗硅量分别下降约10%。骨干企业单晶及多晶电池平均转换效率分别由18.8%和17.3%升至19.3%和17.8%；光伏发电系统投资成本由约10元/瓦降至9元/瓦以下。
　　据中国光伏行业协会理事长高纪凡计算，过去10年间，光伏成本已降至原来的1/8，未来短期内可继续降低30%。未来随着政策的支持，光伏装机量持续增长，行业盈利预计还将持续增长。