2020年是不平凡的一年，突如其来的新冠肺炎疫情给经济社会发展带来严重冲击。在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，我国统筹推进疫情防控和经济社会发展，疫情防控取得重大战略成果，我国成为全球唯一实现经济正增长的主要经济体，三大攻坚战取得决定性成就，科技创新取得重大进展，改革开放实现重要突破，民生得到有力保障。
能源领域以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，扎实做好“六稳”工作、全面落实“六保”任务，在常态化疫情防控中做好能源发展改革工作，能源生产稳中有增，煤电油气供需衔接平稳有序，基础性保障作用有效发挥；能源消费继续回暖，结构持续优化，单位GDP能耗升幅不断回落，为疫情防控和经济社会稳定恢复提供了有力支撑。
2020年是“十三五”规划的收官之年。五年来，能源行业在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，深入推进重点任务、有序建设重大工程，各项改革举措稳步推进，规划主要目标指标有力落实，构建清洁低碳、安全高效的能源体系取得显著成果，为决胜全面建成小康社会作出积极贡献。
2021年是“十四五”的开局之年，也是开启全面建设社会主义现代化国家新征程的起步之年，我国将构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，能源发展站在了新的历史起点上，面对着新的历史使命。习近平总书记提出的“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标愿景是对能源行业的明确要求，国民经济和社会发展“十四五”规划建议擘画了能源发展蓝图，能源行业将坚定不移贯彻新发展理念，推动高质量发展，为全面建设社会主义现代化国家开好局、起好步提供坚强能源保障。
第一篇 能源高质量发展稳中求进
一、能源发展概况
能源生产消费
2020年以来，能源生产消费逐步回升，煤电油气供需衔接平稳有序，为疫情防控和经济社会稳定恢复提供了有力支撑。
从生产侧看，规模以上工业能源生产保持稳定增长态势。煤炭生产保持稳定。1～11月份，生产煤炭34.8亿吨，同比增长0.4%；油气生产加工加快，油气生产企业加强供应力度，积极释放优质产能，非常规天然气贡献日益显著，1～11月份，生产原油1.8亿吨，同比增长1.6%，加工原油6.1亿吨，增长3.1%，生产天然气1702亿立方米，同比增长9.3%；电力生产由降转增。1～11月份，发电量66824亿千瓦时，同比增长2.0%。
从消费侧看，我国经济社会秩序逐步恢复，能源需求逐步回暖，消费增速由负转正。国家统计局初步核算，前三季度能源消费总量同比增长0.9%，上半年为下降0.2%。占全社会能源消费六成以上的规模以上工业能源消费增长1.1%，上半年为下降0.4%，其中电力、钢铁、化工、石化、建材、有色等六个主要耗能行业能源消费增长1.9%，增速比上半年加快1.1个百分点；其他行业下降3.1%，降幅收窄2.9个百分点。1～11月份，全国全社会用电量66772亿千瓦时，同比增长2.5%。
从结构看，清洁电力生产比重明显提高。前三季度，规模以上工业水电、核电、风电、太阳能发电等一次电力生产占全部发电量比重为29.2%，比上年同期提高0.9个百分点。9月份，一次电力生产比重为33.1%，比上年同期提高3.4个百分点。清洁能源消费比重稳步提升。初步核算，前三季度天然气、一次电力等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年同期提高0.6个百分点，煤炭消费所占比重下降0.5个百分点。
“十三五”时期，我国能源健康有序发展。2019年，能源消费总量48.6亿吨标准煤，能源生产总量39.7亿吨标准煤，预计将完成能源发展“十三五”规划设置的能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内、能源生产量约40亿吨标准煤的目标任务。2019年非化石能源占能源消费比重达15.3%，提前一年完成“十三五”规划目标。
“十三五”时期，随着能源转型步伐加快，我国能源生产结构持续优化。天然气和水电、核电、风电等清洁能源生产合计占比在2016年超过20%，达到21.9%。2017年、2018年、2019年清洁能源占比分别为22.8%、23.6%、24.5%。
注：占比系计算所得
“十三五”时期，我国能源消费结构持续优化，清洁能源消费占能源消费总量的比重从2016年的19.5%上升到2019年的23.4%，煤炭消费占比呈下降趋势，2019降至57.7%。5年来，清洁能源在能源消费增量中的份额增长到65%以上，非化石能源消费比重超过15%，天然气消费年均增速超过10%，电力占终端能源消费比重增长到约27%。
能耗强度
近年来，我国能源行业大力加强节能技术攻关，努力提高能效水平，节能降耗不断取得新成效，单位GDP能耗持续下降，2016～2019年单位GDP能耗累计降低13.2%。受疫情影响，2020年前三季度单位GDP能耗同比上升0.2%，升幅比上半年回落1.2个百分点，比一季度回落3.8个百分点；规模以上工业单位增加值能耗由升转降，下降0.1%，上半年为上升0.9%，一季度为上升4.5%。
能源总体投资
2020年1～11月，全国电源工程投资完成4157亿元，同比增长43.5%。其中，水电投资894亿元，同比增加23.2%；火电投资448亿元，同比下降28.8%；核电投资285亿元，同比下降11.0%；风电投资2151亿元，同比增加109.9%。
2020年1～11月电网工程投资完成3942亿元，同比下降4.2%。
能源新技术
近年来，我国能源新兴技术蓬勃发展。在氢能方面，2019年我国年产氢约2200万吨，占世界氢产量的三分之一，是世界第一产氢大国。截至2019年底，全国累计建成加氢站61座，已经投入运营52座。按照《节能与新能源汽车技术路线图》，到2020年底将建成加氢站至少100座。在储能方面，截至2020年9月底，我国已投运电力储能项目累计装机规模达到33.1吉瓦，约占全球储能市场的17.8%。另外，大数据、云计算、5G、区块链、人工智能等现代信息技术加速与能源技术深度融合，正在深刻改变能源系统的运行方式、管理机制、盈利模式，进而推动能源生产和消费模式发生深刻变革。
二、政策与大事
1.我国将为全球气候治理作出更大贡献
中国将努力争取2060年前实现碳中和
2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，指出应对气候变化《巴黎协定》代表了全球绿色低碳转型的大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动，各国必须迈出决定性步伐。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。各国要树立创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，抓住新一轮科技革命和产业变革的历史性机遇，推动疫情后世界经济“绿色复苏”，汇聚起可持续发展的强大合力。
宣布中国国家自主贡献一系列新举措
2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上发表重要讲话强调，中国为达成应对气候变化《巴黎协定》作出重要贡献，是落实《巴黎协定》的积极践行者。中方已经宣布将提高国家自主贡献力度，我愿进一步宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。中国历来重信守诺，将以新发展理念为引领，在推动高质量发展中促进经济社会发展全面绿色转型，脚踏实地落实上述目标，为全球应对气候变化作出更大贡献。
2.能源扶贫工作取得明显成效
2020年是脱贫攻坚的决胜之年，全国能源系统充分发挥行业优势，聚焦“三区三州”等深度贫困地区，统筹推进能源开发建设与脱贫攻坚，能源扶贫工作取得明显成效。2020年上半年，“三区三州”、抵边村寨农网改造升级按期全面完成，显著改善了深度贫困地区210多个国家级贫困县、1900多万群众的基本生产生活用电条件。光伏扶贫工程收益稳定、见效较快，直接带动脱贫作用明显。全国累计建成2636万千瓦光伏扶贫电站，惠及近6万个贫困村、415万贫困户，每年可产生发电收益约180亿元，相应安置公益岗位125万个。“光伏+产业”持续较快发展，农光互补、畜光互补等新模式广泛推广，增加了贫困村和贫困户的收入。能源开发建设为贫困地区创造了大量就业机会，发挥了重要的脱贫带动作用。2012年以来，贫困地区累计开工建设大型水电站31座、6478万千瓦，现代化煤矿39处、年生产能力1.6亿吨，清洁高效煤电超过7000万千瓦，合计增加就业岗位超过10万个。中央能源企业积极履行社会责任，多措并举，助力脱贫攻坚。定点帮扶87个贫困县，累计投入无偿帮扶资金60.4亿元，帮助建设扶贫产业项目、扶贫车间约11500个，增加贫困村、贫困户收入15.2亿元；购买贫困地区农产品19.5亿元，帮助解决贫困群众就业超过11.6万人。
3.能源领域全力以赴抗击新冠肺炎疫情
在打赢新冠肺炎疫情防控的人民战争、总体战、阻击战中，我国能源行业全力以赴保障能源供应，以战时标准、战时作风迅速复工复产达产，经受住了新冠肺炎疫情带来的严峻考验。煤炭行业发挥“压舱石”作用，产运需衔接平稳有序，短期内复产率超过90%、日产量达到1000万吨。确保湖北等重点地区电煤库存充裕，供电、供热企业和港口库存均处于合理水平，电煤价格处于合理区间。全国电力系统供应充足、运行平稳，加强重点部位的电力保障，电力企业大力发扬连续奋战、不怕牺牲的战斗作风，三天三夜为雷神山医院通电，五天五夜为火神山医院通电，37小时为武汉最大的方舱医院通电。油气供应保障充足，成品油终端市场和清洁取暖用气供应稳定，湖北等重点地区成品油库存充裕。油气企业科学调整生产计划，加快生产熔喷无纺布专用料等医卫用品，为缓解口罩、防护服等医疗物资供需矛盾作出积极贡献。能源产业发挥在做好“六稳”工作、落实“六保”任务中的重要作用，科学分析研判疫情影响，推动蒙西至晋中、青海至河南、雅中至江西、乌东德电站送电广东广西、云贵互联等输电工程和乌东德、白鹤滩等大中型水电站等重大工程全面复工，着力扩大有效投资、拉动经济发展。
4.“十四五”规划建议擘画能源发展蓝图
中国共产党第十九届中央委员会第五次全体会议深入分析国际国内形势，就制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标提出建议。能源领域发展主要目标包括：能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高；加快壮大新能源、新能源汽车等产业；推进能源革命，完善能源产供储销体系，加强国内油气勘探开发，加快油气储备设施建设，加快全国干线油气管道建设，建设智慧能源系统，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力；推进能源、铁路、电信、公用事业等行业竞争性环节市场化改革；加快推动绿色低碳发展；推动能源清洁低碳安全高效利用；降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定二〇三〇年前碳排放达峰行动方案。
5.国家能源委员会组成人员调整
2020年1月，国务院办公厅发布通知调整国家能源委员会组成人员，根据有关单位人员变动情况和工作需要，国务院决定对国家能源委员会部分成员进行调整，国资委主任郝鹏任国家能源委员会委员，能源局局长章建华任国家能源委员会委员兼国家能源委员会办公室副主任，免去肖亚庆的国家能源委员会委员职务。
6.推进电力、油气等自然垄断行业改革
2020年5月，中共中央、国务院发布《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》，指出要稳步推进自然垄断行业改革。具体内容包括：构建有效竞争的电力市场，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，提高电力交易市场化程度；推进油气管网对市场主体公平开放，适时放开天然气气源和销售价格，健全竞争性油气流通市场。
2020年9月17日，国务院常务会议要求按照“两个毫不动摇”支持国有企业和民营企业改革发展。明确要进一步为民营企业发展创造公平竞争环境，带动扩大就业。持续放宽市场准入，加快电网企业剥离装备制造等竞争性业务，推动油气基础设施向各种所有制企业公平开放。
2020年11月3日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》提出，推进能源、铁路、电信、公用事业等行业竞争性环节市场化改革。
近年来，国家连续出台政策，推动垄断行业改革走向深化，重点是要区分垄断行业的自然垄断业务和竞争性业务，放开竞争性业务市场准入，促进市场公平竞争，提高相关企业市场竞争力和行业经营效率。
7.国企改革三年行动方案出炉
2020年6月30日召开的中央全面深化改革委员会第十四次会议审议通过了《国企改革三年行动方案（2020-2022年）》。行动方案明确了国企改革三年行动的目标要求，通过实施国企改革三年行动，在形成更加成熟更加定型的中国特色现代企业制度和以管资本为主的国资监管体制上取得明显成效，在推动国有经济布局优化和结构调整上取得明显成效，在提高国有企业活力和效率上取得明显成效，做强做优做大国有资本和国有企业，增强国有经济竞争力、创新力、控制力、影响力、抗风险能力。国企改革三年行动提出完善中国特色现代企业制度、推进国有经济布局优化和结构调整、积极稳妥深化混合所有制改革等八个方面的重点任务。随着国企改革三年行动方案的实施，能源行业国企改革将进入关键的历史阶段，国企混改、重组整合等方面都将进入快速推进、实质进展的新阶段，一些短板和弱项问题将得到有效解决，从规模到质量将进入一个新的阶段，能源国有企业将更加具有活力和效率。
8.首部能源法征求意见
2020年4月，国家能源局就《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》向社会公开征求意见。征求意见稿拟设立的法律制度主要有：一是通过战略、规划统筹指导能源开发利用活动，推动能源清洁低碳发展；二是科学推进能源开发和能源基础设施建设，提高能源供应能力；三是以保障人民生活用能需要为导向，健全能源普遍服务机制；四是全面推进科技创新驱动，提升能源标准化水平，加快能源技术进步；五是支持能源体制机制改革，全面推进能源市场化；六是建立能源储备体系，加强应急能力建设，保障能源安全；七是依法加强对能源开发利用的监督管理，健全监管体系，推进能源治理体系和治理能力现代化。
长期以来，由于能源基础性法律缺位，我国能源发展改革的方向目标、顶层设计亟需在法律中明确，以保障能源发展方向和基本制度的稳定性。2017年以来，在原国务院法制办、司法部的指导下，国家发展改革委、国家能源局组织成立了专家组和工作专班对《中华人民共和国能源法（送审稿）》修改稿进一步修改完善，形成新的《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，若获准颁布将是中国首部能源法。
9.《中华人民共和国资源税法》施行
《中华人民共和国资源税法》于2020年9月1日起施行。作为绿色税制的重要组成部分，资源税法增强了资源税在促进资源节约集约利用、加强生态环境保护方面的功能。相比现有的资源税暂行条例，资源税法对税目进行了统一规范，调整了具体税率确定权限，规范了减免税政策。同时，根据资源税法授权规定，各省、自治区、直辖市陆续审议通过了本地区应税资源的具体适用税率、计征方式和减免税具体办法。比如，在全国资源大省山西，为促进资源应采尽采、充分利用，避免资源浪费和环境污染，对纳税人开采共伴生矿、低品位矿的，依据地质勘查报告和矿产资源储量备案证明，减征百分之三十资源税；对纳税人开采尾矿的，免征资源税。资源税法统一了税制要素，简化了纳税申报，规范了优惠政策，在落实“放管服”改革要求、优化税收营商环境方面有明显突破。
10.降低用能成本
企业用电成本降低5%
为应对疫情冲击，支持企业复工复产，2020年2月22日，国家发展改革委发布《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》，明确2月1日起至6月30日，除高耗能以外的大工业和一般工商业电价降低5%。6月，国家发展改革委印发《关于延长阶段性降低企业用电成本政策的通知》，要求将这一政策延续至年底。此前2018、2019年我国连续两年降低一般工商业电价10%，2020年降低电价的幅度从10%下降至5%，但覆盖面由一般工商业用户扩大至除高耗能以外的大工业和一般工商业。
非居民用气提前实行淡季价格
2020年2月，国家发展改革委发布《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》，要求阶段性降低非居民用气成本。《通知》决定，在现行天然气价格机制框架内，提前实行淡季价格政策，尽可能降低企业用气成本。执行政府指导价的非居民用气，以基准门站价格为基础适当下浮，尽可能降低价格水平。对化肥等涉农生产且受疫情影响大的行业给予更加优惠的供气价格。价格已放开的非居民用气，鼓励天然气生产经营企业根据市场形势与下游用气企业充分协商沟通，降低价格水平。
11.全国碳排放权交易管理办法公开征求意见
2020年11月2日，生态环境部就《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）公开征求意见。管理办法提出，碳排放配额分配方法和标准由生态环境部制定公布，省级生态环境主管部门负责向本行政区域内的重点排放单位分配排放配额。交易产品为排放配额以及其他交易产品，交易主体为重点排放单位及符合规定的机构和个人，交易机构由生态环境部负责确定，交易方式采取公开竞价、协议等。对重点排放单位提交监测计划和排放报告的程序进行了规定，并对排放报告核查、配额清缴，以及抵消机制等作出规定。
碳排放权交易是利用市场机制控制温室气体排放的重大制度创新，党中央、国务院高度重视全国碳排放权交易市场建设。2018年5月，习近平总书记在全国生态环境保护大会上强调，要提高环境治理水平。要充分运用市场化手段，完善资源环境价格机制，采取多种方式支持政府和社会资本合作项目，加大重大项目科技攻关，对涉及经济社会发展的重大生态环境问题开展对策性研究。2019年7月，李克强总理主持召开国家应对气候变化及节能减排工作领导小组会议，要求加快建立用能权、排污权和碳排放权交易市场。构建节能减排的长效机制。
12.《新时代的中国能源发展》白皮书发布
12月21日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书。白皮书深入贯彻习近平总书记关于能源发展的一系列重要论述，系统介绍了党的十八大以来中国推进能源革命的历史性成就，全面阐述了新时代中国能源安全新战略的主要政策和重大举措，旨在让国内外社会全面了解中国能源政策和发展状况。白皮书重点介绍了五方面内容：新时代中国能源的发展战略和政策理念；新时代中国能源发展的历史性成就；构建清洁低碳、安全高效能源体系的主要举措；促进脱贫攻坚、改善民生用能的措施成效；能源国际合作的新格局。
白皮书指出，在能源安全新战略指引下，我国牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，在能源政策方面体现出以下新特征：一是坚持以人民为中心，始终把民生用能放在首位，加强能源普遍服务；二是坚持清洁低碳导向，加快能源绿色低碳转型，提高清洁能源和非化石能源消费比重；三是坚持创新核心地位，加快能源科技自主创新步伐，推进能源领域关键技术突破和产业链协同技术进步；四是坚持以改革促发展，建设高标准能源市场体系，不断释放市场活力；五是坚持推动构建人类命运共同体，深化全球能源治理合作，加快全球能源绿色低碳转型，共建清洁美丽世界。党的十八大以来，中国能源生产和利用方式发生重大变革，基本形成了多轮驱动的能源稳定供应体系，全面推进能源节约，以能源消费年均2.8%的增长支撑了国民经济年均7%的增长。清洁能源占能源消费总量比重达到23.4%，比2012年提高8.9个百分点。
13.能源监管进一步加强
2020年1月，国家能源局发布《进一步加强和规范能源监管工作的意见》，对进一步规范能源监管工作内容进行了明确，要求全面做实做好能源监管，不断拓展工作的宽度和深度。提出要进一步强化对能源市场运行秩序和自然垄断环节的监管，加强电力调度、市场交易、价格成本、供电服务、油气管网设施公平开放、电力业务许可等监管工作。要加强对规划、政策、标准、项目等落实情况的监督检查，落实简政放权事中事后监管责任，开展规划、政策后评估等工作。特别指出，要严格公平公正地对电力等能源市场进行监管，加大市场违法违规行为查处力度，切实维护市场主体和人民群众合法权益。
三、能源发展展望
1.能源绿色低碳转型时不我待
二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。提高应对气候变化国家自主贡献力度，不仅是我国对国际社会作出的庄严承诺，也为下一步能源发展指明了方向，我国能源领域将以更大决心和举措推进能源低碳转型，为推进生态文明建设、实现国家自主贡献目标提供有力支撑。一是大力发展新能源，使之成为“十四五”及未来能源消费增量的主体并逐步走向存量替代；二是推动煤炭消费尽早达峰，严格管控煤电新上项目，煤电行业碳排放将在2025年达到峰值，支持有条件的地方率先达峰；三是坚持能源消费双控制度不动摇，坚决遏制不合理消费，促进能源生产消费结构转型升级；四是推动构建适应新能源规模化发展的电力系统和市场化环境，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，推动形成绿色发展方式和生活方式。
2.能源行业将积极融入并服务构建新发展格局
构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，是与时俱进提升我国经济发展水平的战略抉择。能源作为经济社会发展的基础支撑，必须主动融入并服务新发展格局。我国是世界上最大的能源生产国和消费国，强大的国内市场是我国能源发展最大的竞争力。能源行业将以供给侧结构性改革为主线，切实提高供给体系质量和水平，增强产业链供应链自主可控能力。拓展投资空间，优化投资结构，推进一批强基础、增功能、利长远的重大项目建设，加快补齐能源基础设施短板、推进新型基础设施建设，满足城市群、都市圈建设对提升能源基础设施的内生需求。以创新驱动、高质量供给引领和创造新需求，为企业捕捉新需求、发展新技术、研发新产品、创造新模式提供良好环境，促进能源新业态、新商业模式发展，形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平动态平衡，不断提高能源行业服务构建新发展格局的能力水平。
3.能源科技创新要求更加迫切
当今世界正经历百年未有之大变局，我国能源发展面临的国内外环境发生深刻复杂变化，“十四五”时期以及更长时期，能源发展对加快科技创新提出了更为迫切的要求。近年来，我国5G、大数据、人工智能、区块链等先进信息技术加速对传统产业的融合与渗透，能源行业努力推动技术创新、应用创新、模式创新，积极探索多能互补、“互联网+”智慧能源、综合能源服务等新产业、新业态、新模式，科技创新日新月异。与此同时，在基础材料、关键元器件、工控系统等技术装备方面，还存在明显短板，这类研究涉及领域广、周期长、投资大、见效慢，需要进一步加大科技投入和政策支持。当前及今后一段时间，能源领域将加快推动科技创新，发挥创新引领发展第一动力作用，实施一批重大科技项目，加快突破核心关键技术，全面提升能源发展科技含量，提高劳动生产率和资本回报率，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。
4.建设高标准的能源市场体系任重道远
建设高标准市场体系，是“十四五”时期经济社会发展主要任务之一。近年来，能源行业体制改革深入推进，油气、电力、煤炭等领域改革取得积极成效，市场在资源配置中的决定性作用得以发挥。同时，随着改革进入攻坚期、深水期，一些深层次的矛盾问题逐渐显现，成为下一步要重点攻克的“硬骨头”。
“十四五”时期，能源行业将按照“十四五”规划建议的任务要求，坚持问题导向、目标导向，落实好市场体系基础制度建设、要素市场化改革、现代市场监管等重点任务，推动资源配置依据市场规则、市场价格、市场竞争实现效益最大化和效率最优化。加快构建全国统一的电力市场，打破省间垄断，形成统一开放、竞争有序的现代电力市场体系，有序推动电力市场与碳市场深度融合、协同发展，为能源供给和消费革命提供坚强保障。形成多种经济成分共同参与的油气上游勘探开发体系，构建竞争性的勘探开发市场。推动完善“X+1+X”油气市场体系，加快研究制定管网独立的监管规则。深化能源国有企业混合所有制改革，推进竞争性环节市场化改革。
第二篇 油气安全保障能力增强
一、油气供需
据国家统计局数据，2020年1～11月，我国原油产量1.8亿吨，同比增长1.6%；天然气产量1702亿立方米，同比增长9.3%。据国家发展改革委运行快报统计，前三季度，成品油表观消费量24930万吨，同比下降2.6%；天然气表观消费量2309.5亿立方米，同比增长3.6%。据测算，2020年，我国原油产量预计为1.94亿吨，天然气产量预计为1890亿立方米。
“十三五”期间，生产方面，2016年原油产量出现大幅下滑，2017、2018年继续下滑，但2018年降幅收窄，2019年原油生产扭转了2016年以来连续三年下滑的态势，增速由负转正。天然气连续四年增产超过100亿立方米。页岩油产量超过100万吨，页岩气产量达到200亿方，非常规油气资源规模化开发成为新的增长点。消费方面，2016～2019年，石油天然气消费总量稳步增长。据测算，预计“十四五”期间，我国原油产量将维持在每年2亿吨左右；到2025年，天然气产量可能增长到2300亿立方米左右。
大型油气田产量持续增长
2020年，我国大型油气田油气产量持续增长。长庆油田自2013年至今已连续8年实现油气当量5000万吨以上运行，预计今年全年油气当量将突破6000万吨；10月大庆油田天然气日销量首次突破千万立方米；前三季度塔里木油田原油、天然气产量均超年度计划运行，较去年同期增长149万吨；12月14日，中石油西南油气田宣布年产天然气突破300亿立方米，标志着西南地区首个300亿方大气区正式建成。
中共中央、国务院2020年5月印发《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》指出，优化能源供需结构，建设一批石油天然气生产基地。我国西部大开发涵盖的省（市、自治区）绝大部分是我国重要的油气生产地区，并以塔里木盆地（准噶尔盆地）、四川盆地、鄂尔多斯盆地为基础，形成新疆、四川、陕甘宁内三大油气生产基地格局。
中石油、中石化、中海油等油气企业进一步加大投入，加强新一代油气地质理论创新，加快油气勘探开发、提高石油采收率等关键技术创新，积极推动国内油气勘探开发向高质量发展，在此过程中呈现出不少亮点。
勘探开发不乏亮点
中石油在塔里木、四川、准噶尔、鄂尔多斯等盆地获得重要发现和战略突破，开辟了油气勘探的新领域。中石油川南页岩气年产量达100.29亿立方米，建成除北美外全球最大页岩气田，日产量连续三年实现千万方级增长，持续领跑国内页岩气领域。
中石化在塔里木盆地、济阳坳陷、四川盆地等领域取得油气勘探新发现，加快川西、东胜、威荣等气田产能建设，持续推进涪陵、普光、元坝等气田开发。中石化西北油田分公司顺北53-2H井完钻井深8874.4米，再创亚洲陆上最深定向井纪录，有力推动了亚洲最深油气田高质高效开发。目前，我国超深井钻井技术已达国际领先水平。
中海油渤海莱州湾北部地区获得大型发现，垦利6-1油田探明地质储量超过1亿吨，是继千亿方大气田渤中19-6之后在渤海获得的又一重要油气发现；渤海湾首个千亿方大气田渤中19-6气田试验区开发项目、我国首个自营深水油田群流花16-2油田群、我国海上最大高温高压气田东方13-2气田相继投产。经过深入攻坚，我国成为世界上少数系统掌握高温高压气田勘探开发技术的国家之一。
进口方面，海关总署公布的数据显示，2020年1～11月，我国进口原油5.04亿吨，较去年同期增加9.5%；进口天然气9043.6万吨，较去年同期增加3.9%。“十三五”期间，我国油气进口量持续攀升。2016年以来，国内原油产量受限而下游消费市场规模呈扩张趋势，我国原油进口规模不断扩大。2017～2019年，我国连续三年成为全球最大原油进口国。2019年全年原油进口量突破5亿吨，原油对外依存度超过70%。受国产气快速增长和需求增速放缓影响，在经历了2017、2018年的高速增长后，2019年我国天然气进口增速有所回落，天然气进口量9656万吨，天然气对外依存度达45%。
中俄东线天然气管道中段投产通气
2020年12月3日，中俄东线天然气管道中段工程正式投产运营。中俄东线工程管道全长5111千米，其中新建管道3371千米，利用在役管道1740千米，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。全线分北段（黑龙江黑河-吉林长岭）、中段（吉林长岭-河北永清）、南段（河北永清-上海）三段核准和建设。北段已于2019年12月2日正式投产通气。截至目前，中俄东线已安全平稳输送俄罗斯天然气近40亿立方米。全线投产通气后，最大输气能力可达每年380亿立方米。中段于2019年7月4日全面开工建设，其按期建成投产后，与已建的东北、华北管网、陕京管道系统及大连、唐山LNG、辽河储气库等互联互通，可有效增强京津冀地区天然气供应能力和调峰应急保障能力，提升供气能力2700万立方米/日，助力北方地区清洁取暖。
油气储备方面，建成9个国家石油储备基地，天然气产供储销体系建设取得初步成效。“十三五”期间，新建地下储气库8座，截至2019年底，累计建成27座地下储气库，库容达277亿立方米，有效工作气量达102亿立方米，约为“十二五”末期的2倍。
二、政策与大事
1.国家管网集团正式并网运营
2020年10月1日，国家管网集团全面接管原分属于三大石油公司的相关油气管道基础设施资产（业务）及人员，正式并网运营，对全国主要油气管道基础设施进行统一调配、统一运营、统一管理。
国家管网集团以股权与现金相结合的方式收购三大石油公司及其下属油气管网相关资产。同时，国家管网集团与中国诚通、中国国新、社保基金会、中保投基金、中投国际、丝路基金共6家投资机构签署现金增资协议，上述投资者以现金增资方式认购国家管网集团股权。
国家管网集团成立后，2020年冬季管网运行初步形成“天然气一张网”的总体布局，纳入国家管网的天然气管道并网运行，管网供气能力、互联互通能力、应急处置能力显著提高，保供能力进一步增强。初步安排，2020年冬季经国家管网输送资源总量超890亿立方米，较2019年冬季增长12%。2020年冬季，通过国家管网设施向北方7省（市、区）输送资源总量超440亿立方米，较2019年冬季增长9%。
2.油气勘查开采市场全面开放
2020年1月，自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，宣布从2020年5月1日起，在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。至此，我国油气勘探开采市场的大门完全打开，无论是民营、外资还是其他行业企业，将迎来与“三桶油”同台竞争的机会，上游勘查开采主体将日趋多元化。
为加快我国油气勘查开采力度，促进油气上游投资主体多元化，近年来我国上游油气勘查开采领域对外开放的探索一直未曾停息。此次我国全面开放油气勘查开采市场具有里程碑意义，各类市场主体的加入将进一步激发市场活力，对于增储上产、降本增效具有重要促进作用。
3.油气管网设施公平开放更进一步
推进管网等基础设施互联互通
2020年4月，国家发展改革委等五部门联合发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，加快推进储气基础设施建设，提升天然气储备能力。其中在“加快基础设施互联互通和公平开放”方面提出，“推进天然气管网、LNG接收站等基础设施互联互通。对于储气设施连接干线管网和地方管网，管道运输企业应优先接入并保障运输。管道运输企业的配套储气库，原则上应公平开放，为所有符合条件的用户提供服务。”
规范油气管网设施剩余能力测算
2020年4月，国家能源局发布《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》，明确要规范油气管网设施运营企业剩余能力测算工作，提升油气管网设施公平开放服务水平，并就包括油气管道、LNG接收站、储气库等在内的油气管网设施剩余能力测算原则和程序做出具体规范。所谓油气管网设施剩余能力，是指油气管网设施运营企业在确保安全运营的前提下，可以向用户提供的尚未被预订的油气输送、储存、气化、装卸、注采等服务能力。这是2019年5月发布的《油气管网设施公平开放监管办法》相关规定的进一步落实。
4.天然气价格市场化改革持续推进
《中央定价目录》将天然气门站价格移出
2020年3月，国家发展改革委发布新版《中央定价目录》，并于2020年5月1日起施行。与2015年公布的目录相比，新版巩固了我国近年来价格和收费改革成果，其中，在天然气领域，将此前位列第一的定价项目“各省（自治区、直辖市）天然气门站价格”删除，改为在目录附注中做相关规定，指出“海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成”。此外新版目录还增列了“跨省（自治区、直辖市）管道运输价格”的定价内容。
当前我国除福建省外，国产陆上管道天然气和2014年底投产的进口管道天然气门站价格，多采取“基准价+浮动价”的政府管控办法，上浮幅度最高不超过20%。本次新版目录出台后，除福建省外，更多省份将会取消门站价格限制，门站价的政府指导作用削弱，并将会逐步取消。并且随着国家管网集团成立，新管道不断建设，原来作为油气企业内部结算用的管输价格逐步显性化，成为国家管网集团与不同企业间的结算价，为下一步单独制定油气管网定价办法奠定了基础。
加强天然气输配价格监管
7月，国家发展改革委、市场监管总局下发《关于加强天然气输配价格监管的通知》，《通知》指出，合理制定省内管道运输价格和城镇燃气配气价格。天然气输配价格按照“准许成本+合理收益”原则核定。各地要根据《关于加强配气价格监管的指导意见》制定配气价格管理办法并核定独立的配气价格，准许收益率按不超过7%确定，地方可结合实际适当降低。
目前，我国天然气输配价格仍居高不下，解决天然气输配环节的矛盾是理顺天然气价格的必然选择。此次《通知》再次强调并重申天然气输配收益率7%的上限，旨在降低天然气用户用气成本，并考虑到全国各地的多样性，给地方留出很大自由裁量权，监管逐步走向精细化。从中长期来看，随着一系列政策措施的效果逐步显现，天然气产业链各环节收益更趋合理，将有效促进天然气行业持续健康有序发展。
5.油品行业准入门槛全面降低
为贯彻落实《优化营商环境条例》和国务院有关石油成品油流通管理“放管服”改革工作的要求，2020年7月，商务部发布2020年第1号令，废止《成品油市场管理办法》《原油市场管理办法》。至此，已经实施了13年的原油、成品油经营许可制度正式退出历史舞台，凭“牌照”入场的时代宣告结束。
《成品油市场管理办法》《原油市场管理办法》首次明确地给出了原油、成品油国内流通的经营资质门槛条件，对油品流通开放起到过重要的助推作用。此次两个办法废止意味着国内油品市场准入放开和行政审批下放，是对油品流通市场“放管服”改革的延伸。此举旨在将过去的“设门槛、管准入资质”变成“放门槛、加强事中事后监督”，政府监管工作也由“重审批”向“重市场”转变。油品行业准入门槛降低将促进原油、成品油批发仓储及零售环节市场化。
6.成品油出口权再度下放民企
2020年7月，商务部印发《关于同意赋予浙江石油化工有限公司成品油非国营贸易出口资格的批复》。这是民营炼化企业成品油出口权自2017年回收后，于3年后再度下放。浙石化由此成为民营炼化企业成品油出口权回收后首个获得该资质的民营炼化企业。
2015年国家在进口原油领域对民营炼化企业加快开放，并于四季度放开了成品油的出口权限，多家地炼企业获得资质。但由于出口配额利用率偏低，2017年国家暂停地炼企业出口配额发放，此后我国成品油出口资质集中在几大央企手中。近年来，以恒力石化、浙石化为代表的民营炼化一体化项目纷纷投产，国内炼化企业逐步向大型化、集约化、一体化方向发展。截至2019年底，我国炼油能力过剩已超过1.5亿吨/年。2020年，国内炼油能力过剩程度进一步加剧。在此背景下，成品油出口权再次向民营炼化企业放开意义重大。浙石化获得成品油出口资质，或成为成品油出口权下放的风向标。一方面有助于缓解国内供应过剩压力，优化炼油产业布局，深化成品油市场化改革；另一方面为地方炼厂提供更多发展契机，有助于推动我国进一步参与全球石油贸易。
7.“省网”与“国网”融合逐步推进
2020年2月，浙江省发改委、浙江省能源局发布《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》，指出要重组合并浙江浙能天然气管网有限公司和浙江省天然气开发有限公司，制定省管网公司以市场化方式融入国家管网集团的方案，组建央企、地方国资和各类社会资本参与的混合所有制浙江省管网公司。打破省级管网统购统销，实行管输和销售业务分离，推进省级管网和LNG接收站等天然气基础设施向所有市场主体公平开放。
9月，国家管网集团与广东省政府签署《关于广东省天然气管网体制改革战略合作协议》。根据协议，广东省政府将与国家管网集团共同推进省级管网与国家管网融合，通过股权整合成立国家管网集团广东省管网有限公司。该公司将作为广东省天然气主干管网的唯一建设运营主体，通过打造覆盖全省、资源共享的“一张网”，实现全省天然气主干管网统一规划、统一建设、统一调度、统一运营、统一维护。同时，全面加快省内天然气管道建设，实现广东天然气主干管道“县县通”，并向所有市场主体提供公平开放服务。
截至目前，全国32个省级行政区中，已经有25个省（市、区）组建了35家省级天然气管网公司。各家在成立运营时间、投资力度、管网覆盖面、股权结构、投融资职能、运营模式等方面各有千秋，背后利益错综复杂。在现有大型油气企业管网资产划拨给国家管网集团的任务基本完成后，省级管网的改革就成为未来管网改革的另一项重要任务。业界普遍认为，继浙江省级管网改革和广东省级管网以市场化方式融入国家管网之后，更多地方将继续跟进。
8.天然气上下游产业不断融合
上游供气企业加速终端城燃市场布局
2020年9月，中石化长城燃气投资有限公司斥资5.39亿港元，以“定向增发+非公开协议转让”交易方式持有滨海投资有限公司29.99%的股权，成为滨海投资第二大股东。这是中石化成立长城燃气以来在天然气终端市场最大的一笔投资。该项目股权交割完毕，中石化正式入股滨海投资，进军7省2市燃气市场，通过与滨海投资形成资源与市场优势互补，持续完善上下游经营产业链。中石油从2018年底开始发力终端零售业务，并在天然气行业开启大规模并购模式。国家管网集团成立后，天然气管网独立运营，我国将逐渐实现天然气产业的产、运、销分离，拓展下游领域占有市场已成为中石油、中石化等上游企业的选择，未来城市燃气终端市场竞争将更加充分和激烈。
下游城燃企业进军上游市场
4月，佛山能源集团股份有限公司与BP（中国）投资有限公司联合举行《天然气购销关键条款协议》云签约仪式。根据协议，BP将从2021年1月1日起，向佛燃能源提供为期两年的管道天然气资源，年合同量为30万吨。随着油气产业上游开放，佛燃能源有意发展天然气产业链上游业务，扩大资源采购的国际化和供应的多样化。同样在布局上游的还有北京燃气。2020年，北京控股旗下附属公司北京燃气天津南港LNG应急储备项目获得国家发展改革委批复。该项目总投资201亿元，主要包括10座20万立方米LNG储罐及相关配套接卸、气化、装车等设施。随着我国城燃市场竞争日趋激烈，城燃企业通过布局LNG接收站、开展国际LNG贸易等方式进军上游、打造天然气全产业链的趋势将日益明显。
9.上海原油期货国际化程度提升
2020年以来，面对油价剧烈波动，实体避险需求增强，境内外涉油企业纷纷使用上海原油期货举行套期保值，上海原油期货市场规模跨越式增长，交易量、持仓量屡创新高。年初至10月底，上海原油期货累计成交3257万手、9.4万亿元；日均成交16.4万手、同比增长6.2%，日均持仓12万手、同比增长313%。最大单日成交量近50万手，最高持仓量超过18万手。大部分交易日的亚洲交易时段流动性已超过布伦特原油期货。在此过程中，上海原油期货国际化程度不断提升，境内外知名涉油企业积极参与交割。7月，BP向上海原油期货市场交割第一船入库原油，国际知名石油公司开始参与上海原油期货的实物交割。据悉，上半年参与上海原油期货交割中，境内外知名涉油企业套保交割量占比超过40%。
推出原油期货TAS指令和日中交易参考价
自10月12日起，上海原油期货启用结算价交易（TAS）指令。TAS指令，就是允许交易者在规定交易时段内按照期货合约当日结算价或当日结算价增减若干个最小变动价位申报买卖期货合约。其本质是为市场提供一种便捷高效的风险管理工具，在国际成熟市场已得到广泛使用。同日，原油期货日中交易参考价（Marker Price）也同步上线。日中交易参考价是境外主要期货交易所成熟的信息发布制度，一般针对现货交易活跃时点发布相应时段的期货成交量加权平均价，为交易者提供现货贸易定价参考。推出原油期货TAS指令和日中交易参考价是上海原油期货与国际接轨的重要一步。在原油期货这一重要的国际化期货品种上进行不断的制度创新和探索实践，有助于我国期货市场完善优化制度，夯实期货价格发现和风险管理基础，进一步提升国际化水平。
三、问题与趋势
1.亟需加快油气储备能力建设
当前，我国油气储备设施存在建设滞后、储备规模偏低等问题。如我国地下储气库总调峰能力约占全国天然气年消费量的4.5%，与全球平均水平还有不小的差距。即使加上企业石油储备或库存，我国石油战略储备总体规模与国际能源署规定的90天目标和发达国家实际石油储备水平相比仍有差距。
油气储备能力直接影响战略主动性。中央全面深化改革委员会第十二次会议强调，要健全国家储备体系，科学调整储备的品类、规模、结构，提升储备效能。2020年的《政府工作报告》强调，要完善石油、天然气、电力产供销体系，提升能源储备能力。这都为进一步聚焦储备安全核心职能，加强能源储备工作指明了方向。为保障国家能源安全，必须做好规划，继续扩大在油气储备、管输等基础设施方面的投入，同时提高设施的运营效率，多措并举提升能源储备能力，不断强化国家能源储备“稳定器”和“压舱石”作用。
2.油气市场化改革将持续推进
随着“三桶油”近四千亿资产划入，2020年10月，国家管网集团正式并网运营，我国油气市场化改革迈出关键一步。业内专家表示，资产划拨仅是开始，体制改革中还有很多配套文件仍缺失，还有很多问题悬而未解，如管输分配机制、管网运营监管，国家管网的长期投资规划建设、调峰应急保供责任的落实和划分、长贸协定相关问题等，这些问题都需要在改革过程中稳妥处理，逐步加以解决。以调峰应急保供责任的落实和划分为例。国家管网集团独立运营后，上游供气企业的部分储气库和LNG接收站将划转到国家管网集团，原本承担天然气保供和能源安全责任的上游供气企业，其储气调峰能力将被削弱。为此需要根据储气调峰资产划拨情况，重新界定和分配上游供气企业和国家管网集团之间的调峰责任，需要加强政府综合协调和监督监管、清晰各方责任。此外还要在天然气产业其他各个环节加快改革进程，根据自然资源部发布的《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，我国油气勘探开采市场的大门已完全打开，今后还需继续完善终端市场改革。
第三篇 煤炭产能结构持续优化
一、煤炭供需
据国家统计局数据，2020年1～11月，煤炭产量34.8亿吨，同比增长0.4%。中国煤炭工业协会测算，前10个月煤炭消费量32.4亿吨左右，同比下降0.8%，略低于2019年同期。据预测，2020年，我国全年煤炭消费量或同比下降1%，但总产量与去年基本持平。为达成“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标，“十四五”期间煤炭消费总量将在2020年基础上“稳中有降”。
2016～2019年，累计退出煤炭落后产能9亿吨/年以上，超额完成“十三五”煤炭去产能目标。同时，煤炭优质产能持续释放，煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中，“十三五”期间，14个大型煤炭基地产量增长到全国的96.6%。生产方面，2016年，原煤产量34.1亿吨，是2010年以来的最低点；2017年，原煤产量实现2014年以来首次正增长；2018、2019年，原煤生产增速有所放缓。去产能方面，山西省“十三五”期间煤炭产能退出总量居全国第一，提前一年超额完成“十三五”去产能目标任务。消费方面，我国煤炭在整体能源消费中的比重逐年降低，煤炭消费量占比由2016年的62%下降至2019年的57.7%，提前一年完成“十三五”将煤炭消费比重降到58%左右的约束性目标。
我国85%以上煤炭消费基本实现清洁高效利用和超低排放
总体上，我国85%以上的煤炭消费已经基本实现清洁高效利用和超低排放。统计数据显示，截至2019年底，我国原煤入选比例已超过73%，原煤入选总量超过28亿吨。“十三五”期间，北方地区冬季清洁取暖率达到60%以上，替代散煤1.4亿吨以上；我国实现超低排放的煤电机组达到8.9亿千瓦，建成世界上最大规模的超低排放清洁煤电供应系统；全国约6.1亿吨的粗钢产能正在实施超低排放改造；传统煤化工的大型合成氨行业已全面升级换代为煤炭高温气化技术；新兴的现代煤化工升级示范项目全面实现烟气超低排放、污废水“近零”排放和VOCs治理；煤焦化、大中型工业锅炉、工业窑炉正在全面进行超低排放改造。
散煤替代是清洁取暖改造中的一项重要内容。目前，我国民用散煤用量已压缩到2亿吨以内。“十三五”期间，我国推进京津冀及周边地区、汾渭平原等区域散煤治理，累计完成散煤治理2500万余户，北京以南约20万平方千米基本完成散煤替代。县级及以上城市建成区淘汰每小时10蒸吨及以下燃煤设施，京津冀及周边地区、汾渭平原、长三角地区基本淘汰每小时35蒸吨以下燃煤锅炉，每小时65蒸吨及以上燃煤锅炉开展节能和超低排放改造。在“2+26”城市，散煤治理带动PM2.5平均浓度下降10.7微克/立方米，相当于空气质量改善幅度的三分之一。
进口方面，海关总署公布的数据显示，2020年1～11月，我国煤炭进口2.6亿吨，同比下降10.8%。2016年我国煤炭进口出现较大幅度回升，全年进口量2.55亿吨，比上年增长25.2%；2017年，进口煤政策有所调控，增幅回落为6.1%，但进口总量仍达到2.71亿吨；2018～2019年，煤炭进口保持小幅增长。
二、政策与大事
1.持续推进“上大压小、增优减劣”，提升煤炭供给质量
2020年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，提出大力提高能源生产供应能力，今年再退出一批煤炭落后产能，煤矿数量控制在5000处以内，大型煤炭基地产量占全国煤炭产量的96%以上。
同月，国家发展改革委等六部门印发《2020年煤炭化解过剩产能工作要点》，要求在巩固现有成果的基础上，持续推动结构性去产能，系统性优产能，确保各地区在“十三五”收官之年全面完成目标任务。《工作要点》提出，以煤电、煤化一体化及资源接续发展为重点，在山西、内蒙古、陕西、新疆等大型煤炭基地，谋划布局一批资源条件好、竞争能力强、安全保障程度高的大型露天煤矿和现代化井工煤矿。深入推进煤炭行业“放管服”改革，加快推动在建煤矿投产达产，合理有序释放先进产能，实现煤炭新旧产能有序接替。统筹推进煤电联营、兼并重组、转型升级等工作，促进煤炭及下游产业健康和谐发展。着力加强煤炭产供储销体系建设，持续提升供给体系质量，增强能源保障和应急调控能力。根据《工作要点》，内蒙古、新疆、黑龙江等十余地区陆续公布地方版实施方案。在巩固现有成果的基础上，我国结构性优产能持续推进，优质增量供给不断扩大。
2.新一轮煤企整合开启煤炭战略重组新局面
2020年6月，国家发展改革委等六部门发布的《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》提出，推动钢铁、煤炭、电力企业兼并重组和上下游融合发展，提升产业基础能力和产业链现代化水平，打造一批具有较强国际竞争力的企业集团。6月30日，中央全面深化改革委员会第十四次会议审议通过《国企改革三年行动方案（2020-2022年）》。我国煤炭企业整合速度明显加快，多个地方煤炭国企开展了实质性的合并重组工作。
地方煤炭国企加速整合
进入2020年以来，山西煤企重组步伐不断加快，推进国资国企改革实现重大突破。4月，焦煤集团与山西煤炭进出口集团实施联合重组，通过无偿划转与吸收合并方式，由焦煤集团重组山煤集团。7月，潞安集团、阳煤集团、晋煤集团的煤化工业务宣布整合为潞安化工集团。9月底，山西将同煤集团、晋煤集团、晋能集团3家煤企联合重组，新设成立晋能控股集团。
7月，山东省宣布山东能源与兖矿集团联合重组方案，重组后的山东能源集团煤炭产量可达2.91亿吨，成为仅次于国家能源集团的中国第二大煤企。据了解，新山东能源集团定位为山东省能源产业的国有资本投资公司，在巩固发展煤炭、煤电、煤化工三大传统产业的同时，将大力发展高端装备制造、新能源新材料、现代物流贸易三大新兴产业。
3.绿色矿山建设加快推进
在实施绿色矿山建设方面，国家发展改革委等八部门于2020年2月联合印发《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》提出，融合智能技术与绿色开采技术，积极推进绿色矿山建设，新建煤矿要按照绿色矿山建设标准进行规划、设计、建设和运营管理，生产煤矿要逐步升级改造，达到绿色矿山建设标准，努力构建清洁低碳、安全高效的煤炭工业体系，形成人与自然和谐共生的煤矿发展格局。10月30日，生态环境部等三部门印发《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》，进一步明确煤炭资源开发项目在生态、水环境、大气环境、固体废物等方面影响评价和保护措施的要求。
同时，我国多省推进绿色矿山建设工作，矿山生态环境明显改善。内蒙古自治区印发的《内蒙古自治区矿山环境治理实施方案》要求，到2025年，已建矿山要达到绿色矿山建设标准，不符合绿色矿山建设标准要求的生产矿山要限期退出；全区生产矿山环境得到有效保护和治理，历史遗留问题治理取得显著成效，重点地区矿山环境治理基本完成。
4.煤矿智能化建设全面提速
2020年，煤炭行业智能化建设加快。国家层面，2月，国家发展改革委等八部门联合印发《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，明确提出煤矿智能化发展原则、目标、任务和保障措施。根据指导意见，到2035年，各类煤矿基本实现智能化，构建多产业链、多系统集成的煤矿智能化系统，建成智能感知、智能决策、自动执行的煤矿智能化体系。为实现该目标，指导意见同时提出两个分阶段目标。7月，国家能源局、国家煤矿安全监察局印发《关于开展首批智能化示范煤矿建设推荐工作有关事项的通知》，明确到2021年底，将建成多种类型、不同模式的智能化示范煤矿，初步形成煤矿开拓设计、地质保障、生产、安全等主要环节的信息化传输、自动化运行技术体系，基本实现掘进工作面减人提效、综采工作面内少人或无人操作、井下和露天煤矿固定岗位的无人值守与远程监控。11月，国家能源局、国家煤矿安全监察局印发《关于开展首批智能化示范煤矿建设的通知》，确定我国首批71处智能化示范建设煤矿。
地方和企业层面，山东、河南、山西、安徽、贵州、河北、内蒙古等省（区）已出台政策措施和标准规范，国家能源集团、中煤集团、山东能源集团、陕煤化集团、山西焦煤集团、阳煤集团等大型骨干企业，或独立、或结合安全生产专项整治三年行动，拟定了实施方案，大力推动智能化建设和机器人研发应用。
据统计，2020年上半年全国智能化采煤工作面已达338个。2015年全国只有3个煤矿智能化工作面，2018年发展至80多个，2019年达到275个，预计2020年年底将达到377个以上，呈加速增长态势。
5.煤炭法修订草案公开征求意见
2020年7月，国家发展改革委发布《中华人民共和国煤炭法（修订草案）》（征求意见稿），并就修订内容进行说明。征求意见稿中，新增煤炭市场建设、价格机制等条款，同时新增统筹煤炭产供储销体系建设，保障煤炭安全稳定供应。在新增煤炭市场建设、价格机制等条款中，征求意见稿提出建立和完善统一开放、层次分明、功能齐全、竞争有序的煤炭市场体系和多层次煤炭市场交易体系，以及由市场决定煤炭价格的机制；市场主体应该依法经营、公平竞争；优化煤炭进出口贸易等内容，以推动现代煤炭市场体系的建立，优化和提升资源配置效率。
6.全年煤炭市场价格波动趋稳
2020年上半年全国煤炭价格明显下跌，下半年小幅波动后有所回升。中国煤炭工业协会数据显示，2020年1～10月全国动力煤中长期合同（5500大卡下水煤）价格较为稳定。11月下水动力煤长协价553元/吨，比10月上涨6元/吨；2020年1～11月均价541元/吨，比2019年全年均价下降14元/吨。
动力煤市场价格则在经历连续多月大幅下跌后，7月开始迅速回升。据秦皇岛煤炭网4月15日公布，当期环渤海动力煤价格指数（BSPI）报530元/吨，环比下跌0.93%。Wind数据显示，该指数的当前水平与2016年9月初持平。11月以来，动力煤等资源品价格持续大幅上涨，分析认为，冬季煤炭消费逐渐进入冲峰通道，国内和进口煤供应双双偏紧，环渤海地区煤炭结构性紧缺仍未缓解，市场价格表现强势。
7.全国煤炭交易中心投入运营
建立现代化能源市场交易体系，是能源行业高质量发展和保障能源安全的迫切要求，也是解决煤炭和下游行业多年以来矛盾的重要举措。国家发展改革委发布的《中华人民共和国煤炭法（修订草案）》（征求意见稿）提出建立和完善统一开放、层次分明、功能齐全、竞争有序的煤炭市场体系和多层次煤炭市场交易体系，首次从法律层面对煤炭市场化建设予以明确。
2020年10月28日，全国煤炭交易中心有限公司在北京正式开业，全国煤炭交易中心由国家发展改革委牵头，中国国家铁路集团有限公司联合煤炭、电力、钢铁、港口、地方交易中心等35家煤炭上下游优势企业组建，集产、供、储、销、运及监测预警信息于一体，是首家“政府主导、市场运作”的全国性煤炭交易平台。目前国内已有多家煤炭交易中心，由政府、企业、贸易商等不同主体主导。如中国（太原）煤炭交易中心、东北亚煤炭交易中心由政府主导。企业主导的如陕西煤炭交易中心，由陕西省煤炭运销（集团）有限责任公司于2010年建立；山东煤炭交易中心，由兖州煤业股份有限公司、济宁能源发展集团有限公司等于2012年建立。
三、问题与趋势
1.严控煤炭消费总量，推进清洁高效利用
随着我国碳达峰和碳中和目标的明确，能源结构调整问题备受关注。由于我国能源体系以化石能源尤其是以高碳的煤炭为支撑，减少煤炭消费、推进煤炭清洁高效利用对于实现碳中和目标就显得尤为重要。
近年来我国在煤炭生产、运输、消费等各个环节大力推进绿色低碳生产和清洁高效利用，总体上，85%以上的煤炭消费已基本实现清洁高效利用和超低排放。今后仍须深入推进煤炭清洁高效利用，推动煤炭上下游产业协同发展，加快推动煤炭行业绿色矿山建设，促进煤炭工业高质量发展。同时须加快推进产业结构调整，科学统筹各行业各领域的煤炭生产与消费，节能提效优先，大幅降低散烧煤的使用，最终实现全部替代，严格控制煤电产业发展规模。总体而言，当前煤炭消费虽然呈现持续下降趋势，但短期内难以被大规模替代，这是我国碳中和目标实现过程中面临的较为严峻的挑战。业内专家认为，到2025年，我国煤炭消费总量需在2020年基础上进一步稳中有降。
2.煤矿基础条件不一，
智能化建设面临现实难题
当前，我国90%以上煤炭资源仅适合井工开采，井下作业复杂多样且具有不可预测性，从事采煤、掘进、运输等危险繁重岗位人员占比超过60%，煤炭成为最迫切需要大范围“机器换人”的行业之一。煤炭智能化是第四次煤炭行业重大技术变革。智能化是趋势，但不同煤矿的开采技术与装备水平、工程基础、基础路径、建设目标等均存在较大差异，且受制于智能化开采技术与装备发展水平，不同煤层赋存条件框架进行智能化建设的难易程度与最终效果也存在一定差异。部分矿井煤层赋存条件好、煤质好，开采难度小，客观上有利于建成安全高效智能绿色的现代化煤矿。有些地质条件复杂的矿井，开采工序复杂，人员和资金投入较高，智能化技术装备应用难度较大。
迎接智能化趋势，各地应根据煤矿实际地质条件提出具体需求，使智能化发展更好适应特定的生产条件，因地制宜，形成多种煤矿智能化产业发展模式，分类纵深推进煤矿智能化发展。在此过程中，更加迫切需要具备煤炭开采、信息技术、管理知识的复合型技术人才，以及技术过硬、富有创新精神的技能型队伍。
