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2020年春节期间一场突如其来的新型冠状病毒肺炎疫情在湖北武汉爆发并迅速蔓延全国。举国上下延长假期、居家隔离、延迟复工，全民联防联控，一场疫情防控阻击战迅速打响。在稳增长的大背景下，按照中央“抗疫情”、“稳经营”指导方针，当前各地陆续开展复工复产。
来源：微信公众号“中国能源报”ID：cnenergy
疫情虽无法改变中国经济逐步企稳向好的基本面，但毫无疑问会对中国经济特别是今年第一季度和上半年的经济产生较大冲击，同时也会对包括能源行业在内的各行业发展带来新的影响与挑战。
以此次疫情为契机，深入思考重大公共危机突发事件对能源行业发展带来的影响、挑战与应急管理启示，对于促进能源行业持续健康稳定发展，提升能源行业应对重大危机的能力具有重要现实意义。
（来源：中国能源报 文丨张跃军 系湖南大学工商管理学院教授，湖南大学资源与环境管理研究中心负责人丨王伟 系湖南大学工商管理学院博士生）
疫情对能源行业的影响与挑战
一、对能源消费的影响1.短期能源消费需求陡降，中长期影响不大
此次疫情导致假期延长、企业复工推迟。当前第一个“14天隔离期”后，虽在积极有序推进企业复工复产，但企业复工率将显著低于往年，预计持续至3月初逐步有所改善，且产能的完全恢复可能会持续半年以上。
工业企业1季度能源消费需求将较往年出现较大幅度下滑，工业能源消费需求基本恢复可能需至4-5月份。疫情总体上对经济直接冲击主要在1季度，预计1季度GDP破5%、全年破6%已是大概率事件，按能源消费弹性系数推算，能源消费总量增速1季度破2.5%、全年破3%可能性较大。对比2003年SARS情况，如若此次疫情能够在2月底3月初得到基本控制，并不会对中国经济基本面产生太大影响，故其对中长期能源消费需求影响将不大。
2.工业企业能源消费迅速回补，商业、交通能源消费回弹时间略长，居民能源消费略有上升
工业企业生产人员较为集中，相对易于相关防疫管理，随着疫情控制，企业将快速复工复产，产能虽会受整体市场冲击有所影响，但只要经济基本面不变也会逐步恢复，故而其能源消费也会迅速回补。
商业、交通行业对人员流通和聚集要求较高，防疫难度相对较大，疫情对其影响消除尚需时日，可能在疫情基本或完全平息同时民众基本消除恐惧后，方可能逐步恢复，故其能源消费完全回弹预计要半年以后。居民用能因延长假期、居家隔离政策会较同期有所上升。
二、对能源供给的影响
1.动力煤供应短期趋紧
一方面，煤炭企业作为劳动密集型企业会受防疫措施延迟复产复工。煤矿大概率无法完全响应国家能源局的及时复工复产要求。晋陕蒙等煤炭主产区大部分煤矿复产复工延迟或处于放假状态，少数煤矿以销售库存和保站台发运为主，参与保供应的多为国有大型煤矿，在产煤矿也依然受员工到岗不足无法迅速释放产能。
另一方面，受汽运不畅、港口停运等交通管制措施影响，煤炭运力下降较大。防疫管制导致部分地区汽运不畅，部分地区煤矿只允许上站台通过火车发运或内销，暂不允许通过汽运外销。同时，部分港口停运管制，“西煤东送”重要流通运输明显受阻。假设按50%的动力煤矿晚复工一周测算，将影响总体动力煤产量下降约3000万吨，意味着1季度动力煤供应能力将同比下降近5%。
2.电力供应趋于平缓，油气呈现供大于求
冬春季节电力以火电为主，虽然电煤供应较同期趋紧，但受疫情影响，二产、三产用电需求短期内同比下滑较大，将会相应缓解火电因电煤供应不足导致局部电力供应紧张的问题。石油、天然气（LNG）以进口为主，对外依存度较高，并且以长期协议合同为主。除个别地方因运输问题出现局部供应紧张外，短期内因需求大幅下滑，将总体呈现供大于求局面。3.新能源项目投产滞后，但基本不会对能源供给产生影响
受此次疫情影响，基建项目延迟复产复工，光伏、风电等新能源项目建设影响首当其冲。往年“赶工抢投”情景不再，光伏、风电项目投产并网时间预计将相应推迟1个月左右。鉴于光伏、风电等新能源占比不高，其相关项目延期并网投产，基本不会对总体电力供应产生影响。
疫情对能源应急管理的挑战
一、能源应急管理制度缺位
当前我国推行的能源应急管理主要侧重于能源行业内部、能源企业内部安全生产较多，主要考虑企业自身发生安全事故后的应急处置与管理。国家和区域层面都缺乏能源行业应对重大公共危机事件的安全应急管理制度与办法，不利于及时有效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，可能会影响疫情等重大公共危机事件的救助与处理。
二、能源储备类型较为单一
当前我国能源储备以国家战略石油储备为主，而天然气和煤炭储备（中转储运）很少，同时商业化、区域型储备也相对不足。能源储备的类型单一和储量不足不利于在疫情等重大公共危机事件期间保障能源供给，助推经济社会稳定运行。
三、能源跨区域调度能力不足
我国区域能源禀赋、能源供给结构差异较大，各省能源生产基本以省为单位保障，特别是电力（电网）供应区域分割情况明显。我国长期存在西煤东运格局，煤炭运输造成挤占铁路运力、效率不高等问题，特高压建设争议不断，坑口电站西电东送发展不利。同时，各省电网物理分割较为严重，不利于区域重大公共危机期间的电力跨省调度与保障。
疫情对现有能源行业管理的启示
一、健全市场预测预警机制，促进能源供需市场稳定
1.加强疫情期间能源市场预测与预警
国家能源主管部门应组织制定重大公共危机期间能源市场预测预警机制与办法，搭建应对疫情危机的国家级能源市场预测预警系统与平台。各级能源市场运行管理部门应充分应用大数据信息和模拟仿真技术提升能源市场监测平台的预测预警能力，强化疫情期间能源市场趋势预测与分析，及时研判疫情对国内外能源市场的冲击与影响。
能源行业、能源价格主管部门应联合牵头，及时向全社会尤其是重点能源企业发布能源市场预警信息，引导相关重点单位及时调整经营策略，采取提前采购加大库存、合理调度等措施保障能源供需平衡，促进能源市场稳定。
2.做好重点能源行业预警与库存管理
能源主管部门应结合国内外能源市场、能源结构现状，重点做好国际石油、天然气(LNG)及国内动力煤市场监测与预警，通过及时发布监测预警报告、系统模拟和优化决策方案，共享信息平台等机制，引导督促相关能源企业科学把控能源采购节奏，优化中长期合同签订策略，及时合理调整库存，保障市场供需稳定，降低新冠肺炎疫情造成的损失。
3.强化疫情期间能源市场价格监测与干预
能源属于保障城市社会运行的基础资源，疫情期间的能源保障尤为重要。能源价格主管部门要做好疫情期间能源市场价格的实时监测，防止特殊事件恶意提升能源价格现象，必要时应采取补贴、限价等市场干预手段，保障疫情期间能源市场稳定。
二、完善能源行业应急管理制度，提升能源保供水平
1.加强能源行业应急管理立法
组织制定国家层面重大公共危机事件能源应急保障办法，建立高层能源应急调度协调机制，明确中央、地方能源应急保障职责与权限。充分考虑国内、国外两个维度，建立战争、地震及传染疫情等多种重大危机事件的能源应急保障机制。依据可能发生的重大危机事件影响程度，划分能源应急保障响应等级，做好危机预演与模拟，提供多种应急保障预案。
2.建立多主体协同及重点区域责任保供机制
建立以重点能源央企为主、省级能源国企为辅的多主体协同的重点应急保供制度。依据能源央企、省级能源国企产业布局及各地能源资源禀赋、能源供给结构现状，按重点应急保障单位划分重点应急保供区域，建立能源企业与重点区域应急对口责任保障机制。
3.制定分级优先应急保供制度
考虑到疫情等重大公共危机事件可能造成国家或区域出现能源紧缺问题，制定应急分级保障机制，合理划分单位、行业、区域等层面的优先能源供应保障等级，实行疫情等重大公共危机事件期间的能源应急分级保供。三、开展多元能源应急储备，有效平抑能源市场波动
1.加强能源应急储备建设，构建国家、区域及企业等多层级、多能源品种的能源储备体系
拓宽现有以服务国家能源安全，保障国内原油不间断供应为主要目的的战略石油储备体系范畴，大力建设以应对疫情等重大公共危机的应急石油储备，并积极推进天然气（LNG）应急储备建设。合理开展内陆石油、天然气（LNG）应急储备布点，建立国家、区域及企业等多层级的应急能源储备机制，应对疫情等重大公共危机期间的能源市场波动，发挥储备对能源市场的调节平抑作用，保障特殊时期能源供给。
2.加强区域煤炭储备（中转）基地建设
针对西煤东送格局，为应对疫情等重大公共危机期间的煤炭运输危机，可在西部、东部合理选取地点，建设煤炭储备（中转）基地。既可结合煤炭价格波动科学把控煤炭采购和中转策略，有效降低区域煤炭总体需求成本，又可在短期内保障区域重大公共危机期间的煤炭供给稳定，确保区域电煤持续供应，降低火电缺煤、电力供应紧缺风险。
四、推进分布式智能微网应用，提升电力跨区域调度能力
1.积极推进分布式智能微网应用，鼓励开展分布式应急储能系统建设
能源主管部门和电网企业应积极推广建设风、光等多能互补的智能微网系统，提升微网独立运行水平与能力。加强企业单位个体应对疫情等重大公共危机的能源应急保障意识，鼓励企业单位采取应急能源措施，提升自我应急保障能力。
政府通过补贴、补助等方式快速推进储能商业应用，不断降低储能电池成本，鼓励企业建立楼宇型、区域型分布式储能系统（如风储、光储等），开展峰谷价差套利，同时实现突发事件时自我应急电力供应，提升重大公共危机突发事件期间的能源应急保障能力。
2.积极推进特高压建设，增强电力跨区调度能力
通过特高压建设，有效联通原来各区域基本分割的电网系统，大力发展西部坑口电站，通过特高压输电开展西电东送，逐步降低原有西煤东送的煤炭比重，减少煤炭周转运输。
同时，通过实现各区域电网互联互通，有效保障在发生区域重大公共危机期间局部电源失效后，及时实现能源电力就近或跨区输送，通过异地跨区供电方式有效保障重大公共危机期间的电力稳定供应。
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