2022年我國LNG進口量近7年首次下滑

近日，海關總署最新公布數據顯示，2022年中國進口天然氣總量10924.8萬噸，同比下降9.9%。其中，進口液化天然氣(LNG)量6344.2萬噸，同比下降19.5%，這是近7年以來首次出現同比下滑。

金聯創分析師呂娜認為，2022年地緣政治沖突加劇全球能源供應危機，東北亞LNG現貨價格屢創新高。在進口成本高企背景下，中國主要進口商在減少對LNG現貨采買的同時，也在國際上轉售LNG貨物，從而使LNG進口量大幅縮減。與此同時，國內因疫情反復以及高氣價抑制，用氣需求放緩。此外，管道氣進口成本遠低于LNG、中俄東線加大對國內天然氣供應以及暖冬天氣也抑制了LNG進口。

據海關總署公布數據顯示，2022年LNG進口成本為5498元/噸，同比上漲52.4%。據金聯創監測數據顯示，2022年東北亞LNG現貨價格為33.977美元/百萬英熱，同比上漲82.7%。其中，2022年3月7日，東北亞LNG現貨價格飆升至84.76美元/百萬英熱，創歷史新高。

據了解，2021-2022年，國際LNG量緊價高，以現貨資源為主的中國LNG進口商在國內市場開發、盈利等方面均受到較大影響，同時對供暖季的保供極為不利，為此中國買家紛紛調整LNG采購策略，加大LNG長協簽署。據不完全統計，2022年中國進口商簽訂的LNG長協超過1748萬噸/年。

呂娜介紹，2022年中國進口管道氣進口量占比提升明顯，份額由2021年的35%提升至42.7%。進口量達4580.5萬噸，同比增長7.8%，這主要得益于中俄東線增加對我國的管道氣供應。此外，國家管網數據顯示，中俄東線自投產以來，累計向我國輸送天然氣超300億立方米。從2023年1月1日起，中俄東線日輸氣量提升至6100萬立方米，預計2023年全年輸氣量將突破220億立方米。

同時，2022年中國通過轉口貿易出口LNG達到57.6萬噸，同比增長2109.1%。除了轉口貿易，我國多個進口商在國際市場通過直接轉售的方式也參與到LNG國際貿易中。

呂娜認為，2023年隨著多個LNG接收站陸續投產以及新簽長協的執行，LNG進口量有望攀升。同時，中俄東線增供疊加國內需求恢復，預計2023年我國天然氣進口量將增長。

（來源：中國化工報）

【主持者言】

2022年地緣政治沖突加劇全球能源供應危機，東北亞LNG現貨價格屢創新高。2023年隨著多個LNG接收站陸續投產以及新簽長協的執行，LNG進口量有望攀升。隨著油氣改革進入深水區，今年杭燃集團已開始自行組織氣源和氣量，LNG是管道氣的重要補充氣源，能否采購到低位價格的LNG，能否提高LNG氣化入管網的比例，這都需要我們走出去、買進來，因此起步海氣國際貿易十分必要。

儲能技術種類及十大應用場景

儲能技術主要有哪幾種？

儲能，顧名思義，就是把電能儲存起來，需要的時候再放出來用，為了探究儲存電力的方式，科學家圍繞物理、化學、電磁等多個路徑探索了數以百計的儲能方式，本文主要盤點目前大家提及較多、已經能夠商業化的儲能技術。

（1）傳統儲能抽水蓄能：抽水蓄能是物理機械儲能的代表，通過重力將重物提升至高處，以增加其重力勢能完成儲能。再通過重物下落過程，將重力勢能轉化為動能進而轉化為電能。

抽水蓄能把多余的電力輸入抽水機組，利用水壩的高低差，把水從低位抽到高位。當需要用電時，再開閘放水發電。最大的優勢是：它所能儲備的電量非常大，而且生命周期很長，能夠使用50年~60年。可以實現長時儲能和4小時~7小時的放電，整體成本最具經濟性。

抽水蓄能也是到目前為止，歷史最悠久、最成熟、應用最廣泛的儲能方式：2021年抽水蓄能在全球電力儲能累計裝機中所占比例為86.2%。

（2）新型儲能在一些沒有水源和合適位置，不適宜發展抽水蓄能的地區，新型儲能應運而生。（除了抽水蓄能外，只要是新的儲存電力的技術，都稱為“新型儲能”。）

壓縮空氣儲能：在用電低谷時，將空氣壓縮儲存于儲氣室中，將電能轉化為空氣能存儲起來；在用電高峰時釋放高壓空氣，帶動發電機發電。

在實際應用中，經常是去尋找礦洞來作為天然的儲氣室，因此壓縮空氣儲能的成本較低。目前壓縮空氣儲能的效率約為70%，與效率較高的電池（85%~90%）相比相對較低。且響應速度較慢，負荷從0到100%的正常響應時間需要3~9分鐘。

飛輪儲能：利用電動機帶動飛輪高速旋轉，實現電能和動能的雙向轉換，能達到毫秒級的快速響應。飛輪儲能技術主要應用于“有輪子”的場景，如城市軌道交通車站。列車在制動（也就是人們常說的“剎車”）過程中會產生數量可觀的能量，具有回收利用價值。

電化學儲能：本質上就是把電能儲存成化學能，再用化學電池的機制放出來，放到電網中變回電能，電化學儲能目前被提及較多的是鋰離子電池儲能、鉛酸電池儲能、鈉離子電池儲能、氫儲能、液流儲能等技術。

①鉛酸電池儲能：我們日常使用的電瓶車、電動三輪車以及摩托車里面使用的就是鉛酸電池，鉛酸電池的儲能成本低，可靠性好，效率較高，是我國早期大規模電化學儲能的主導技術路線，但鉛酸電池用于大型電站的時有著壽命較短的缺陷。且對環境影響較大。

②鋰電池儲能：鋰電池儲能是目前電化學儲能中最耀眼的一種，技術成熟、響應速度快、壽命長。其充放電原理，簡單來說就是利用鋰離子的運動。當對鋰電池進行充電操作的時候，電池正極會有鋰離子生成,鋰離子可以通過電解液，運動到電池的負極，到達負極的鋰離子數量越多，則充電時的電池容量也會變得更高。 

根據正極材料的不同，鋰離子電池又分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰和三元電池等，其中磷酸鐵鋰電池能量密度適中，安全性、使用壽命均優于其他電池類型，且成本相較于其他鋰電池更低。

③鈉電池儲能：鈉電池的放電時間、效率以及循環壽命與鋰電池相似，改變的是依靠鈉離子在正極和負極之間移動來運作，替代了鋰離子。

相比較于鋰離子電池，鈉離子電池性價比更高，原材料成本是鋰電池的一半。且因為沒有過度放電的特性，鈉離子電池的安全性也比鋰離子更高。但鈉離子目前最致命的缺點也是壽命較短。（鋰電池回收壽命6000次，而鈉離子電池回收壽命只有1500次。） 

電化學儲能技術目前應用率僅次于抽水蓄能的儲能技術。根據《2022儲能產業應用研究報告》，2021年我國電化學儲能累計裝機規模為5.1GW，占我國所有新型儲能裝機的89%左右。

氫能源儲能：氫儲能指的是通過環保可循環能源制氫，通過能量在不同載體的轉換例如燃料電池系統進行發電并網，實現調峰、調頻。氫儲能最直接的應用將多產生的電力用來制造可儲存的氫氣，能儲用較長時間，1Nm3氫氣大約可產生1.35kWh 電能。

氫能源儲能具備元素資源豐富、儲能時間長、能量密度大等優勢，是未來最具備優勢的儲能方案。但目前成本較高，且技術不夠完善，尚未大規模商用。

目前來說，氫能源儲能成本較高，且技術不完善！現在的氫能就像5-10年前的鋰電池和光伏，雖然還未大規模商用，但從技術進步和商用進展上，正處在爆發前夜。

儲能項目十大應用場景

01 零碳智慧園區+儲能

工廠園區面積大，機柜、機房等設備較多，所以用電具有用電功率大、長時間高負荷、設備能耗大等特點，且我國工業園區有較高的電價差，適用于儲能項目的峰谷套利。

02 數據中心+儲能項目

儲能系統接入數據中心，可增強數據中心的供電可靠性，防止偶然斷電導致數據丟失。儲能系統通過削峰填谷、容量調配等機制，提升數據中心電力運營的經濟性，低碳節能。

1、數據中心后臺電源傳統數據中心需要使用大量的鉛蓄電池作為備用電源，但電池狀態不可知。而儲能型數據中心，電池每天都會放電，放電后電壓一目了然，很容易判斷電池好壞，有助于及時剔除不良電池，同時也省去了每年做假負載測試的費用。

2、數據中心接入儲能節能創收接入儲能系統，通過電費峰谷差價進行套利。使數據中心不再是一個簡單的電力負荷，而是具有可調用和可調的功率節點，甚至參與電網調頻，靈活切換有利于電網、數據中心、新能源發電的最優模式，實現節能減排。

2021年1月28日，長三角首個“十二站合一”綜合能源站在無錫投運。全站融合了變電站、儲能站、分布式光伏站、預裝式冷熱供應站、智慧路燈、智能聯動無人巡檢、數據中心機房、5G微站、電動汽車充電站、電動汽車換電站、換電e站以及自助洗車站共十二項城市公共設施。?

03 城際軌道交通+飛輪儲能

列車可以通過儲能技術儲存電能， 在無接觸網或緊急情況下釋放電能， 以保證正常行駛。

地鐵+飛輪儲能：城市軌道交通車站間距短，列車頻繁啟動、制動，在運營過程中可以說是“用電大戶”。列車在制動（也就是人們常說的“剎車”）過程中會產生數量可觀的能量，具有回收利用價值。據統計，軌道交通列車制動產生的能量可達到牽引系統耗能的20%-40%左右，若被充分利用，將顯著降低軌道交通運營能耗。

飛輪儲能屬于物理儲能，采用磁懸浮技術，飛輪轉子在真空室內無風阻環境下運行。飛輪儲能裝置安裝于軌道交通牽引變電所內，當列車進站制動時，飛輪吸收能量，將電能轉換為動能，轉速高達每分鐘20000轉；當列車出站加速時，飛輪釋放能量，將動能轉化為電能，釋放能量供列車使用，具有極佳的節能和穩壓效果。

青島地鐵飛輪儲能裝置可實現牽引能耗節約15%，兩臺飛輪儲能裝置投用后，預計年節電約50萬度，30年壽命周期可節電1500萬度，節省電費約1065萬元。同時，其擁有的網壓波動抑制功能可顯著提高軌道交通牽引供電系統穩定性，改善供電系統電能質量。

04 光儲充電站

在油費貴油價漲的時代，新能源汽車成了很多車主的選擇，在新能源汽車蓬勃發展的今天，充電基礎設施的建設也在逐步加快，新能源汽車充電站作為維持新能源汽車運行的能源補給設施，可謂正當風口。

在碳中和的大背景下，涵蓋“光伏+儲能+充電”的超級充電站備受地方政府青睞。儲能的加入一方面可幫助光伏在應用過程中解決一部分發電冗余和并網問題，另一方面可發揮組合優勢，帶動光伏、儲能、充電樁多向發展。

05 5G 基站+儲能

在積極適應5G網絡新業務要求，助力能源結構轉型的背景下，“通信儲能鋰電化，鋰電智能化”成為大勢所趨。如果5G等新基建也缺電，怎么辦？

能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之間，對于電力的需求大幅提升。另一方面，在2G、3G、4G時代，站點電源以被動響應為主，缺乏主動規劃， 容易導致資源浪費。

在更高的電力需求之下，如何提升5G基站的系統運行效率、減少資源浪費成為5G建設的重點，因此電化學儲能系統柔性、智能、高效的技術特點使得其成為5G 基站備用電源的合適選擇。

06 醫院+儲能備用電源

醫院屬于用能重點單位，夏季極端高溫天氣下一天的耗電量相當于3000個正常四口之家一天的用電總量。但是由于醫院為生命服務的特殊性，手術室、病房、搶救室等等，醫院的每一個角落都是生命的通道，絕不能出任何運行問題。據探訪，武漢火神山醫院1天用電量最多達35萬度。儲能項目可以充當UPS（不間斷電源）的功能保證醫院重要負荷不斷電，為醫院平穩運營提供堅實的電力保障。

07 石油+儲能

各大石油公司紛紛布局儲能，在加快能源轉型的同時助力國家實現“雙碳”目標。對于油氣企業上游領域來說，建設‘新能源發電+配儲’是一條必由之路。下游領域‘煉化企業+配儲’也有著一舉多得的應用前景。

據了解，無論是建設風力發電還是光伏發電，企業都要面對可再生能源發電帶來的最大挑戰——波動性以及間歇性。如何獲得持續平穩的清潔電力供應，24小時保障油區正常生產生活，“配儲”是關鍵。由于試油氣隊野外作業，主要靠柴油發電機供電，無可靠固定、可連續供電的經濟型電源。此次計劃采用性價比高的鋰電池儲能系統來解決供電不連續、用電瓶頸等問題。

08 儲能+微電網

微電網，也被稱為分布式能源孤島系統，將發電機、負荷、儲能裝置及控制裝置等系統地結合在一起，形成一個單一可控的單元，同時向用戶供給電能和熱能。微電網+儲能適用于偏遠地區用電，部分大電網覆蓋不到的地方，如海島、偏遠山區等地區。

09 風光+儲能

前面說的都是用電側的儲能，而在發電側，新能源發電配儲比例逐步增加，有些地區強制配儲能，也為共享儲能等模式開辟了發展的道路。2021年至今，全國共有24個省區發布了新能源配儲政策，其中，不少地方對分布式光伏配套建設儲能都提出了明確要求。而在這眾多文件當中，以山東棗莊配儲規模要求最高，為裝機容量15%～30%建設儲能，且時長2～4小時。

10 共享儲能+電網

傳統的電力系統中，電能輸出曲線相對穩定，但用電曲線（ 需求曲線）在一天之內存在多次的峰谷波動，使得電力系統的供需曲線難以匹配。

電網側儲能接入輸電網或配電網，由電網公司統一調度，能夠獨立參與電網的調節，電網調峰儲能系統通過高儲低放實現調峰調頻，保證電網穩定。同時，還能夠提升電網的輸送能力，緩解阻塞，還能當故障緊急備用電源。

（來源：碳中和圈子）

【主持者言】

隨著碳達峰、碳中和目標的提出，以光伏、風電為代表的可再生能源戰略地位凸顯，但是在電網側，公網僅能承受15%左右的光伏、風電等不穩定電源，但儲能技術能解決電網波動、穩定這一問題，有效緩解電網壓力，同時可以推遲輸配電網擴容建設。隨著儲能技術的快速發展，各種儲能技術層出不窮，儲能應用場景不僅僅局限于電網側，還應用在用戶側和電源側，因此我們要加強儲能知識的學習，做到與時俱進。

盤點兩會氫能聲音！

張慶生：推進氫能產業鏈高質量發展

全國人大代表，中國石化中原油田黨委書記、執行董事張慶生建議，優化國內氫能產業鏈布局結構、延續并加大政策支持力度、推進氫能產學研用深度融合、統籌跨行業管理規范及標準體系，為氫能產業鏈高質量發展營造良好環境，助力我國“雙碳”目標的實現。

張慶生認為，總體來看，我國氫能產業仍處于政策扶持及市場培育階段，面臨著綠氫成本競爭力有待提升、氫能應用場景有待豐富、技術裝備自主化水平有待提高等問題。

張慶生建議，進一步優化國內氫能產業鏈布局結構，延續氫能交通領域支持政策，同時重點推動綠氫在工業應用方面有關鼓勵及支持政策的出臺，如：對于綠氫生產或消納企業給予一定的財稅支持，并在相關企業經營業績考核方面給予激勵支持政策等。

建議加快統籌建設氫能標準體系，進一步完善氫能在船舶、機車等重型交通，冶金、化工等工業脫碳，儲能、發電等能源電力領域標準規范覆蓋，加快明確基礎設施建設領域政府監管體系，有效發揮政府和政策引導作用，進一步拓展氫能應用場景。進一步明確氫能產業鏈“制儲運用”各環節的管理規范及相關法律法規體系，形成統一高效的氫能項目審批管理制度。

建議加快氫能交通產業鏈發展，一是明確支持傳統加油站升級為綜合加能站，明確支持加油站依法依規開展加氫站、充電站、換電站、分布式光伏發電站的建設與運營，將傳統加油站升級為綜合加能站，滿足多元化補能需求；二是進一步規范加氫站建設和管理優化流程，在國家部委層面明確歸口管理部門，與加油站、加氣站歸口管理部門保持一致，加快制定規劃、報建、竣工驗收、經營許可全流程的管理辦法，引導地方制定審批流程；三是進一步加快氫能示范城市群政策落地，形成多樣化的氫能交通應用場景。

建議加快綠氫產業鏈發展，加強綠氫產業頂層設計，從國家層面規劃一批綠電制氫、儲氫、用氫重大工程，有序推動綠氫在交通、儲能、發電、工業等領域應用；加速推進氫能產業化集群建設，形成一批供氫中心、氫能裝備制造中心、用氫示范群。加速綠氫產業鏈國產化替代和示范，完善碳標簽制度和法律法規體系，制定完善氫能行業規范、制度法規框架體系以及技術規范，形成統一行業標準。

張國強：擴大燃料電池汽車示范城市群數量

全國人大代表、北京億華通科技股份有限公司董事長張國強在今年全國兩會期間帶來強化政策支持，加快氫能規模化發展等建議。

張國強認為，在雙碳目標及國家各項政策的指引下，在我國政、產、學、用、資本等各方高效協同下，我國氫能及燃料電池產業實現了快速發展，構建了完善的產業鏈，燃料電池核心零部件實現國產化替代，可靠性、耐久性、經濟性持續提升，助推我國成為氫能及燃料電池產業最早實現規模化推廣的國家。

雖然氫能發展前景廣闊，但目前我國氫能產業尚處于示范應用和商業模式探索階段。張國強表示，在氫能及氫燃料電池產業高質量發展過程中，還存在氫源成本較高、加氫站數量少、氫能基礎設施配套不完善等問題。針對上述行業現狀，張國強提出四點建議：

擴大燃料電池汽車示范城市群數量，以示范運行提質降本。建議擴大燃料電池汽車示范城市群，將經濟基礎好、氫源豐富、產業配套基礎好的地區納入燃料電池汽車示范城市群，先行先試，推廣燃料電池汽車，建立覆蓋城市群的低碳、清潔交通體系，用規模化帶動高質量、低成本的燃料電池汽車產業發展。

探索多元化氫源供給模式，推動可再生能源綠氫發展。探索多元化氫源供給模式，統籌經濟性和供應能力，保障氫能產業發展初期需求，滿足多元化應用場景需求。做好工業副產氫、化石能源制氫產能整合工作，前期支撐燃料電池汽車示范運營。推動風、光、水可再生能源發電及電解水制氫項目，打造可再生能源綠氫基地。

推進氫能基礎設施建設，支持氫能制、儲、運、加產業鏈發展。建議取消須在化工園區內制氫的限制，支持非化工園區可再生能源制氫項目的發展。國家層面出臺加氫站審批管理辦法，優化相關審批、建設、驗收流程，形成從項目立項到經營許可及監督管理全過程的審批辦法。合理利用已有加油、加氣場地，鼓勵綜合能源補給站建設。制定加氫基礎設施建設運營補助辦法，鼓勵社會資本積極參與。

探索金融支持、碳交易政策措施。推進綠色金融創新試點先行先試，設立氫能產業基金，支持壯大氫能制儲運加用全產業鏈發展。支持產業鏈相關企業開展碳匯交易試點，搭建碳交易結算平臺或運行機制。

曹仁賢：關于支持燃料電池并網發電的建議

全國人大代表、陽光電源董事長曹仁賢表示，在構建新型電力系統進程中，電能與氫能可共同作為綠色能源的終端形態，電氫、氫電耦合是未來能源創新發展的一種路徑。氫儲能具有大規模、長周期、清潔低碳、便于存放的優勢，可實現與電能的相互轉換，對可再生能源消納、灰氫綜合利用、電力系統穩定、移動電源供電以及分布式能源發電都具有重要作用。以氫為燃料的燃料電池具有無污染、無噪音、無排放等優點，可以將氫能轉化為電能饋入電網，也可以作為用戶的自備微型電廠。燃料電池發電將對中國深度脫碳起到舉足輕重的作用。

但目前燃料電池并網發電的技術還不成熟，政策尚未出臺，燃料電池發電與可再生能源發電以及傳統煤電上網發電存在較大差異，當前技術主要用于車輛等移動場合。現有的新能源并網發電政策也不適用于燃料電池發電。此外，中國燃料電池產業仍處于早期示范階段，缺少商業化應用。氫氣制備、儲運、配送及應用環節成本較高，燃料電池材料耐久性、系統效率和成本也有待進一步改善，現階段燃料電池并網發電無經濟性可言。

因此，曹仁賢提出以下建議：

1.盡快制定燃料電池并網發電管理制度。中國燃料電池發電產業處于發展初期，政策端多集中在交通領域的應用，對發電并網領域關注較少。目前燃料電池發電僅以個別示范方式運行，缺少商業化應用。建議盡快制定燃料電池并網發電管理制度。借鑒早期扶持風光發電的成功經驗，逐步建立相關制度流程、標準規范，提前出臺相應政策，激發產業潛能。

2.盡快確定燃料電池并網電價形成機制。燃料電池發電度電成本由設備初投資、氫原料和運營成本等構成。隨著技術發展及產業規模化和氫源的多元化，發電效率將進一步提升，系統成本將大幅度降低。建議由價格主管部門根據氫燃料電池的發電成本，盡快厘定上網電價，高于各地標桿電價部分，由國家可再生能源電價附加資金給予補貼。具體政策可參照目前光熱發電的政策，實行項目總量控制，并逐步擴大規模，逐步降低補貼強度。

3.完善燃料電池熱電聯供鼓勵政策。燃料電池發電過程中伴隨大量熱能產生，熱電聯供系統可以回收部分熱能，進而大幅度提高系統效率。《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》提出要“因地制宜布局氫燃料電池分布式熱電聯供設施”，部分地方政府規劃也提及積極推進氫燃料電池熱電聯供項目的發展。但現行政策仍較粗略，多側重于產業規模及技術的發展方向，缺乏對產業落地的細致指導。建議盡快完善關于燃料電池熱電聯供的扶持政策，鼓勵燃料電池發電項目積極配套熱電聯供系統，提高系統效率和經濟性。

郭建增：進一步扶持綠氫制備產業，大力發展綠氫裝備

中國船舶集團有限公司第七一八研究所黨委委員、副所長郭建增建議國家進一步扶持綠氫制備產業，大力發展綠氫裝備。

氫能是戰略性新興產業的重點方向，以綠電制綠氫也已經成為氫能產業可持續發展的行業共識。但是，綠氫制備產業發展仍受到限制：存在資源與市場的錯配難題，綠氫的生產地通常是在風光資源豐富的“三北”偏遠地區，而使用地則是在人口和經濟較為發達的城市或工業區，目前還尚未建立完善的氫氣儲存和輸運網絡渠道；制氫成本居高不下，電力成本高昂，電解水制氫裝備造價昂貴，部分關鍵技術還需要依賴進口。

綠氫作為純正的零碳能源，對于實現“碳中和、碳達峰”意義重大，但目前尚沒有建立真正的綠氫市場，在一定程度上限制了綠氫的下游應用。

為推動綠氫制備產業健康發展，郭建增建議，強化綠氫制備的行業意義，為綠氫發展提供強有力支持，“需要進一步加大綠氫項目開發支持力度，健全綠氫項目激勵機制，提升綠氫市場占有率，更大程度地鼓勵綠氫制備及下游應用行業的發展。”

他還建議，將氫能納入能源管理范疇，推進氫能服務于社會經濟發展，“明確氫能在能源體系中的定位，促進基礎設施建設，加強氫安全技術研究，形成覆蓋全產業鏈的標準體系，以此帶動傳統產業轉型升級并催生新產業鏈，對促進社會經濟新舊動能轉換具有重要意義。”

鹿新弟：將氫內燃機納入新能源汽車產業發展規劃

全國人大代表，一汽解放大連柴油機有限公司裝配車間發動機裝調工、高級技師、首席技能大師鹿新弟進入履職的第六年。鹿新弟今年特別關注氫內燃機產業的發展。他呼吁，應將氫內燃機納入新能源汽車產業發展規劃，支持氫內燃機產業化推廣。

“作為全球規模最大、產業鏈最完整的內燃機制造大國，我國在‘雙碳’背景下，傳統內燃機產業面臨前所未有的挑戰。如果沒有一個好的技術支持，可能會影響到未來內燃機產業的發展。”鹿新弟表示。

2022年以來，一汽、北汽、廣汽、濰柴等國內多家商用車和零部件企業相繼發布氫內燃機研發成果并推出樣機，但氫內燃機的發展還處于最初始的階段，后續還有很多艱難的工作要做。

在鹿新弟看來，與氫燃料電池汽車相比，氫內燃機成本低，有良好的燃料適應能力，經處理后可實現零碳零氮排放。

馬新強：將武漢市牽頭的城市群納入國家燃料電池汽車示范應用城市群

全國人大代表、華工科技董事長馬新強在接受中國證券報記者專訪時表示，氫能產業發展空間廣闊。基于武漢的優勢，馬新強建議，將武漢市牽頭的城市群納入國家燃料電池汽車示范應用城市群。

“武漢城市群已具備燃料電池汽車示范應用與產業發展的基礎、應用市場等，牽頭申報示范應用城市群正當其時。”馬新強建議，將武漢市牽頭的城市群納入國家燃料電池汽車示范應用城市群，發揮武漢燃料電池汽車城市群的探索作用，為氫能產業發展作出貢獻。

馬新強認為，應明確氫氣的能源屬性。“當前，氫氣仍作為危化品進行管理。為發展氫能產業，建議將作為能源使用的氫氣和作為工業原料使用的氫氣區分對待，明確氫氣的能源屬性，將能源型氫氣的制儲運用項目不視為化工項目和危化品項目。”

阮英：打造西部氫能走廊，加快組建氫能產業創新聯合體

全國政協委員、蘭石集團董事長阮英的提案聚焦氫能產業發展。他建議，按照全國一盤棋和區域點帶面的布局，以甘肅為通道樞紐，利用“一帶一路”通道節點城市布局特色和“西氣東輸”天然氣管道過境有利條件，點線結合、以點帶面，打造西部氫能產業發展走廊，與現有燃料電池產業示范城市群差異化發展，加快形成我國氫能全產業鏈發展的新高地。

關于打造西部氫能走廊，阮英的建議涵蓋三方面內容。

一是放大通道優勢，打造全產業鏈示范區。充分考慮西部地區基礎和條件，立足河西走廊可再生能源優勢，建設綠氫生產及綜合利用先行示范區。立足隴東地區多種能源富集優勢，布局氫能—多能互補綜合能源示范區。

借力“蘭白”科技創新區，支持主要企業和重點院校聯合引培專業高端人才，合作建設國家工程中心或國家重點實驗室，打造氫能產業創新示范基地。在西部資源型企業地區建設工業副產氫提純制氫示范工程。優先在“通道”節點大城市規劃建設制氫、儲運、加注等基礎設施。

二是依托龍頭企業，發展氫能裝備制造業。阮英表示，石油化工等能源裝備制造業是區域特色優勢產業，應加大國有資本經營預算對氫能裝備研發制造的扶持力度，大力支持區域大型裝備制造企業規模化發展高效電解水制氫設備、大容量高壓氣態儲氫設備、固態儲氫、70MPa車載儲氫瓶、低溫液氫及液氫儲運裝備，以及大規模甲醇反應裝置、合成氨反應裝置等核心設備。

阮英還提到，依托在建純氫輸送管道項目和新建天然氣管道項目，大力支持研究純氫管道輸氫、天然氣管道摻氫相關技術和安全標準。加快組建龍頭企業牽頭的氫能產業創新聯合體。基于甘肅省鉑族貴金屬資源優勢，開展氫氣凈化、電解水制氫及氫燃料電池高效催化材料研發及產業化推廣。

三是聚力規模效應，開展多元化應用試點。基于西部地區帶狀或走廊式的遠距離城市分布，支持在省內及跨省份高速公路服務區內布局建設“分布式光伏+制氫、儲氫、加氫”一體化示范應用。利用國家布局在西部地區大型重工業的比較優勢，重點推進化工、傳統煉化、煤化工、冶金等行業開展氫能替代應用。

同時，在運營強度大、行駛路線固定的礦區、工業園區，推進氫燃料電池重卡示范應用。支持開展城市公交、旅游、物流配送、環衛等公共服務領域示范應用，以及在西部偏遠地區開展氫燃料電池分布式發電示范應用，加大示范應用補貼向西部傾斜力度。

景柱：在海南大力發展氫燃料電池乘用車

全國人大代表、中國民間商會副會長、海馬集團董事長景柱建議，在海南大力發展氫燃料電池乘用車。

景柱建議在海南大力發展氫燃料電池乘用車。首先，將海南納入燃料電池汽車示范城市群。其認為，海南既具島嶼特點，又是國際旅游消費中心，具有推廣氫燃料電池乘用車的地理優勢和目標人群，十分適合納入燃料電池汽車示范城市群開展推廣。

其次，加大政策和資金支持，鼓勵海南本土企業積極參與氫燃料電池乘用車全產業鏈的研發和生產。由于氫燃料電池乘用車研發、制造及應用推廣前期投入巨大，建議從研發端、制造端、上游氫能供給端以及下游應用端政府提供相應財政補貼。

（來源：北極星氫能網）

【主持者言】

氫能源，是公認的清潔能源，優勢很多，一是能量密度高，氫氣熱值大約是石油的3倍；二是零污染，產物只有水，水可以再次分解氫；三是儲量豐富，可從海水中開發。作為“電能替代”，氫能源應用范圍可以覆蓋交通出行、工業生產、能量轉送、電網儲能調配等領域，使氫能源行業有望成為能源轉型支柱行業。國家大力支持氫能發展，氫氣也是一種燃氣，杭燃集團應該高度關注氫能綜合利用產業，特別要借助杭州亞運，把濱江綜合能源站打造成亞運示范，以推動氫能健康發展。

加強交流 探索合作 理念趨同 共贏發展

2023年3月9日上午，甘肅中石油昆侖燃氣有限公司副總經理馮世忠一行六人到訪杭燃集團交流工作。杭燃集團領導朱琴君、俞峻、徐小冬，辦公室、建設發展部、綜合管理部、科技信息部相關負責人參加。

    馮世忠一行在杭燃應急指揮中心觀摩了杭州燃氣發展48周年企業文化宣傳片和杭州燃氣數字平臺，了解杭燃集團發展歷史和“杭燃供氣、杭燃服務、杭燃優家、杭燃體驗”四大產品，對杭燃集團的創新發展、精益管理、數字賦能及用戶服務表示肯定。

    座談會上，雙方就目前能源供應緊缺大背景下，企業發展現狀、經營難點、改革重點、突圍方向等進行探討研究，并圍繞老舊管網改造、施工審批流程、巡檢搶修管理、數字賦能應用、氣源采購組織等具體內容開展交流。朱琴君對馮世忠一行的到訪表示歡迎和感謝，盡管雙方存在地方政策和營商環境要求等地域性差異，但作為城市燃氣企業承擔民生保供的職責和使命是完全一致的。同時，甘肅中石油昆侖燃氣分享的信息和建議，對杭燃集團當前的改革發展和轉型升級具有寶貴的借鑒意義，希望雙方進一步加強溝通、傳遞信息，深挖合作潛力，實現共贏發展。

馮世忠感謝杭燃集團交流分享安全運營管理和數字化建設等方面的技術經驗，表示十分愿意同杭燃交流共商，相互支持，優勢互補，探索合作新模式，共同應對能源變革新局面，推動行業健康可持續發展。

（來源：市燃氣集團）

【主持者言】

跨地區的行業交流和對話十分重要，可以很好的做到取長補短、相互借鑒、開拓思路，往往會有著意想不到的收獲。杭燃集團發展至今48年，圍繞“5441”戰略，以“安全發展、創新發展、綠色發展、共享發展”為發展理念，將與各家燃氣企業積極交流、共同進步、合作共贏，努力打造“跨區域發展的全國第一方陣的公眾企業”。

液化天然氣市場信息

2023.3.3-2023.3.9日，本期東北亞LNG現貨價格下跌，周均價為 13.521 美元/百萬 英熱， 環比上漲1.111 美元/百萬英熱，同比下跌 77.04%，據此推測 LNG 現 貨進口均價為 5828 元/噸（含增值稅及接收站加工費），低于國內進口槽批價格 6178 元/噸的水平，差值達 350 元/噸。本期中國LNG接收站進口綜合成本均價約為 5892 元/噸（含增值稅及接 收站加工費），較上周下跌 724 元/噸，同比上漲 21.1%，平均毛利為 293 元 /噸，毛利由虧轉盈。 

本周全國 LNG 液態供應量共計 8.62 億方，較上周減少 2.6%。其中，進口 LNG 槽批 量 2.54 億方，較上周減少 18.1%，占 LNG 液態供應總量的 29%，國產 LNG 供應量 6.08 億 方，較上周增加 5.7%。本期全國 24 家接收站進口 LNG 液態供應總量 2.54 億方，環比減少 18.07%，同比減 少 6.62%，進口資源在 LNG 液態供應總量中的占比 30%，環比減少 6 個百分點。除華南接 收站槽批量有所增加外，其余各地接收站均有不同程度減少。 （1）海陸價差擴大，擠占海氣常規市場。本周，國產氣頻繁走跌，對遠端市場套利增多，沖擊海氣常規市場。 （2）兩會召開，供需受限。3 月 4 日、5 日兩會相繼召開，進而打壓下游需求，與此同 時，部分接收站裝車受限，海氣外流不暢。此外，南京港華補庫結束，需求端一進步萎縮，市場利空明顯。 （3）值得注意的是，本周華南接收站槽批量 2793 車，較上周增加 213 車，其原因 在于，前期海氣價格優勢較大，加之終端工廠復工良好，下游需求增加，利好槽車走量。

本周，國產 LNG 供應量 6.08 億方，較上周增加 5.7%。本周統計樣本中，無新增產能，檢修產能為 135 萬方/天，重啟產能為 440 萬方/天。伴隨著天氣轉暖，供暖季即將結束，加之兩會召開抑制京津冀周邊需求，管道氣整體供應寬松下，主產區及中石油旗 下液廠開工提升明顯，周度行業產量環比上周增加。 從兩周產量變化看，共有 8 個省市產量環比增加，1 個省市產量環比下降，其他 15 個省市產量環比持平。其中產量增長最為突出的是湖北，增加 1622 萬方，區內黃岡液廠 500 萬方/天的裝置 3 月 1 日開機后于本周負荷提升至 6 成，日產 300 萬方，周內產 量貢獻率環比明顯增加；其次產量增加較為明顯的是陜西，楊凌 200 萬方/天的裝置于 3 月 4 日復產后逐步提升至滿負荷運行，旭強瑞 3 號開工后于本周提升至 100%，眾源綠能開工提升 40 個百分點至 55%，周內產量增加明顯。