新冠疫情全球大流行导致国内外能源需求骤然萎缩、原油等大宗商品价格深度下跌、能源类央企执行国家政策向全社会让利，在市场和政策的叠加影响下，能源行业普遍亏损严重。其中，煤炭开采和洗选业利润总额同比下降32.8%，石油和天然气开采业利润总额同比下降72.1%，石油煤炭及其他燃料加工业利润总额同比下降107.9%，远高于工业企业利润总额降幅（-8.1%）。能源企业效益大幅下滑，既不利于企业维持资本性支出力度，增强发展后劲；也将削弱其对资金风险、债务风险等各类风险的综合应对能力。

 

 

一是国家和区域层面的能源应急保障管理制度缺失。在应对各类突发公共事件时，国家和区域层面能源行业的应急管理制度与办法还不够完善，不利于及时协调解决特殊时期全国或区域能源行业运输、调度与保供问题。二是能源储备类型较为单一、储量相对不足。当前我国能源储备以国家战略石油储备为主，天然气和煤炭储备（中转储运）较少，同时商业化、区域型储备也相对不足。三是能源跨区域调度能力亟待提高。我国长期存在西煤东运、北煤南运格局，“迎峰度冬（夏）”时局部调运紧张现象频现，坑口电站方式西电东输、北电南供比例待提高。各省电网联通度不高，不利于区域重大公共危机期间的电力跨省调度与供给安全保障。

 

 

一是基础研究薄弱，氢能、燃料电池、碳排放等前沿技术和投入以及研究有限，为实现跨越式发展的技术储备不足。二是部分能源关键核心技术装备受制于人，油气精细化开采、燃气轮机、部分核电配套件及材料、电网系统核心处理器等产品尚不能实现全面自主。三是企业原创性成果还不多，新能源、页岩气等新兴技术还是以引进消化吸收为主，创新的投入效益还不高。四是创新环境有待进一步完善，科技创新与能源产业发展结合不够紧密，对创新的激励不足。

 

 

一是煤炭产能总体宽松与结构性供应紧张并存。传统的东北、京津冀、华东、中南、西南等主要产煤地区，产量大幅下降，全国煤炭生产越来越向晋陕蒙地区集中，全国煤炭产能总体宽松与区域性、品种性和时段性供应紧张的问题并存。二是行业集中度仍然偏低。我国煤炭产业集中度低，市场供需平衡相对脆弱，维护行业平稳运行压力大、难度大。2019年我国前八大煤炭企业的行业集中度为41.5%，远低于德国、印度、南非、美国等主要产煤国。三是多数煤炭老矿区企业经营压力大，转型发展路径不清晰。多以井工开采为主，自动化、智能化水平低，生产成本高。移交企业办社会职能进展缓慢，社区生活配套设施、社区管理机构和物业移交难以推进。

 

五、煤电在建规模仍然偏大

 

随着清洁可再生能源发电快速发展，煤电市场定位已由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供灵活性调节电源和兜底保供的基础电源。截至2020年6月底，全国全口径发电装机容量20.5亿千瓦，其中煤电装机10.52亿千瓦，占比51.3%，煤电在建规模1.4亿千瓦以上，存在容量过剩风险。1-7月全国煤电机组利用小时数2311小时，比上年同期降低128小时。适合带基荷的高参数、大容量机组高效低污染的作用得不到发挥，适合系统灵活性调节的机组参与调峰调频调压的能力还没有充分挖掘使用。

 

 

上半年，我国原油进口量26875万吨，对外依存度（以进口量/（国内产量+进口量）表示，下同）高达73.4%。天然气进口量4836万吨，对外依存度为41.5%。国内油气产量增长不能适应经济社会发展带来的油气需求，导致油气对外依存度持续偏高。随着国际政经环境不稳定不确定因素增多，油气对外依存度高企带来的风险挑战更加凸显。一方面，国际油价的大幅波动会对我国经济运行和社会稳定产生越来越大的影响；另一方面，地缘政治、自然灾害等重大突发事件中，国际油气供应中断等安全风险将明显提升。

 

 

一是资源和需求逆向分布，风光资源大部分分布在“三北”地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大。二是新能源高速发展与用电增速不匹配，近年来，新能源特别是风电、光伏发电的装机整体保持着较快的增长速度，远超全社会用电量的增速。三是风电、光伏发电的出力受自然条件影响，存在较大的波动性，大规模并网后，给电力系统的调度运行带来了不少挑战。