供暖季來臨，今冬明春天然氣保供形勢如何？

立冬前后，受冷空氣影響，我國北方大部分地區氣溫持續下降，多地供暖陸續啟動，能源需求逐漸增加。隨著各地加速入冬，2023—2024年供暖季也拉開帷幕，今冬明春天然氣保供形勢引發關注。

天然氣需求增長仍以“復蘇”為主

今年以來，國內天然氣消費規模止跌回升，供應總量保持增長，供需形勢趨于寬松，天然氣市場逐步修復2022年的異常下挫，重回增長軌道。1—9月，在我國經濟總體回升向好、國際天然氣價格明顯回落、去年低基數三重因素共同支撐下，全國天然氣消費規模2837億立方米，同比增長7.7%。今年的需求增長仍以“復蘇”為主，1—9月，天然氣消費的四類主要用戶，即城市燃氣、工業燃料、燃氣發電和化工原料，均實現了同比增長。1—9月，我國天然氣供應規模2914億立方米，同比增長7.7%。其中，國產氣供應量1715億立方米，同比增長7.1%，與近5年平均增速持平；進口管道氣513億立方米，增速5.6%，較去年同期的9.7%明顯回落；進口LNG觸底反彈，在新增合約陸續開始供應和國際氣價下行兩方面因素推動下，共進口721億立方米，同比增長10.1%，但距離2021年同期的826億立方米仍有明顯差距。

進口天然氣價格繼續分化。1—9月，我國天然氣進口均價2.66元/立方米，相比去年同期明顯回落，但進口管道氣和LNG價格受國際油、氣價格走勢和去年基數差異影響出現分化。進口管道氣均價2.02元/立方米，較去年同期上漲16.6%，主要原因為價格掛鉤原油且存在數個月的滯后期；進口LNG則跟隨國際氣價走勢變化，均價3.12元/立方米，較去年同期降低15.8%。

新簽長期購銷協議延續增長態勢。鑒于近年來國際氣價的大幅漲落，為保證未來資源平穩供應，國內企業繼續積極簽署新的LNG長期購銷協議。2023年以來，國內企業共簽署LNG中長期購銷協議8份，合計規模1070萬噸/年，相當于2022年簽約量的58%。

供暖季需求仍存在變數

今冬明春天然氣需求在國內外經濟走勢和去年基數影響下，增速預計將小幅回落；厄爾尼諾現象可能帶來暖冬，進一步抑制冬季需求增長。今年7月以來，國家在擴大汽車和電子產品消費、促進民營經濟發展、調整房地產政策等方面出臺了一系列措施，市場信心得到初步提振。特別是三季度以來，宏觀經濟數據持續改善，代表消費的社會消費品零售總額、反映外貿的進出口商品總值（人民幣計價）和體現投資的當月固定投資規模連續回升。

三季度，我國國內生產總值（GDP）增速達到4.9%，超出市場預期，這表明經濟頂住了來自國外的風險挑戰和國內多重因素交織疊加帶來的壓力，總體上持續恢復向好。但是也需要注意到國際政治局勢和經濟滯脹等方面影響，外貿需求仍存在一定變數。除宏觀經濟外，今冬明春各用氣結構增長也存在政策和價格方面的不確定性。國家氣候中心判斷，今年有較大概率出現中等強度厄爾尼諾現象，并達到峰值，可能導致暖冬現象出現。在基準情景下，總體延續當前政策支持力度和經濟復蘇進程，今冬明春出現中等強度厄爾尼諾現象，華北地區氣溫偏高1~2攝氏度，南方地區接近常年，預計供暖季天然氣需求量增長4.9%。

在積極情景下，全球經濟好轉再次提振外需，中美經貿關系有所改善，中歐電動汽車貿易爭端問題得到解決，外貿進出口明顯回暖，厄爾尼諾影響低于預期，今冬明春氣溫維持常年同期水平，預計供暖季天然氣需求量增長7.2%。

在兩種需求情景下，2023—2024年供暖季高月均出現在1月，較上個供暖季推遲一個月，這考慮到兩個供暖季節日因素的差異。2024年春節（2月10日）較2023年春節（1月22日）推遲，春節假期對天然氣消費的主要影響時段集中在2月。因此，2024年1月在氣溫觸底和節日前趕工雙重因素影響下成為本供暖季需求規模和同比增速的雙重高月，而2月受春節影響，將難以再現2022年2月和2023年2月的高速增長情景，預計月度需求量較2023年2月將出現一定幅度的下滑。

綜合考慮經濟復蘇預期和氣溫偏高1~2攝氏度的情景假設，預計今冬明春供暖季日峰值高度為13.8億~14.8億立方米，較2022—2023年供暖季峰值（13.2億立方米/日）有明顯上漲。根據往年寒潮規律，日峰值需求預計將出現在2023年12月下旬至2024年1月上旬。

天然氣供應將保持總體寬松態勢

在供應側，國產氣平穩增儲上產，進口氣增速明顯回升，儲氣庫存氣量達到歷史高位，2023—2024年供暖季國內天然氣供應將繼續保持總體寬松態勢。其中，國產氣參考往年增速，預計供應量為1052億立方米。進口管道氣中，中俄東線將繼續按合同增供；中亞管道近年來冬季頻繁短供，但2023年土庫曼斯坦總統兩度來華訪問，且烏茲別克斯坦已經打通了從俄羅斯進口的通道，中亞和我國“爭氣”的現象預計將有所好轉；預計中亞、中俄和中緬三大陸上進口通道合計進口量278億立方米。進口LNG方面，在2022—2023年供暖季基礎上考慮新增長期購銷協議，預計進口規模增至418億立方米。儲氣設施方面，我國2022年底已建成各類儲氣庫（群）24座，形成工作氣量192億立方米，在進入供暖季前已完成注氣工作；沿海LNG接收站儲罐合計罐容1368萬立方米，折合儲氣能力85.5億立方米，以高庫存迎接供暖季到來。

計算國產氣、進口管道氣、進口LNG和儲氣庫庫存，并扣除出口我國港澳地區部分后，預計總供應規模達到1923億立方米，超過基準情景需求68億立方米，如再加上LNG罐容庫存、2022—2023年供暖季儲氣庫剩余庫存，以及國際氣價走低后LNG現貨采購規模的增長，也可以滿足積極情景下1928億立方米的需求。因此，在當前國際氣價預期和不出現計劃外極端天氣的前提下，2023—2024年供暖季國內供需保持總體寬松態勢，但近年來極端天氣頻發，仍需警惕極端寒潮下可能出現的短時、局地供應緊張現象。

今冬明春保供工作建議

今冬明春相對寬松的國內外供需格局，在一定程度上降低了天然氣供應企業資源籌措的成本和壓力，但并不意味著可以高枕無憂。天然氣的民生屬性和供暖季的敏感性決定了企業在這一時期仍然要全力以赴。

第一，高度關注超預期因素變化，做好雙向調節準備。與往年相比，今冬明春供暖季的特點在于經濟和氣候這兩大影響因素都存在較為明顯的不確定性，市場走勢同時具備向上和向下兩個方向變化的可能。如經濟復蘇疊加2024年春節假期靠后和氣價走低因素，可能會推動用氣規模和日峰值出現較大幅度增長；如果經濟復蘇滯后，厄爾尼諾現象強于預期，則可能導致用氣需求明顯偏離預期。此外，寒潮、海冰、凍雨等極端天氣也會對局部地區的短時供需帶來顯著影響。因此，天然氣供應企業需要高度關注宏觀經濟指標走勢、氣象部門定期發布的天氣公報預報及重點地區的產業活躍程度和極端天氣，及時預判市場形勢變化，盡量減小對天然氣供應的影響；需要提前編制應對預案，考慮供不應求的壓減方案和供過于求的調峰用戶啟動方案，并根據市場變化適時啟動預案；設施預留雙向調節能力，在實現國家要求儲氣目標的前提下，預留一定儲氣能力，避免下游市場不及預期帶來的“憋壓”“憋罐”現象和LNG船舶滯期損失。

第二，著力提升應急調節能力和管理水平。7月11日，中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過了《關于推動能耗雙控逐步轉向碳排放雙控的意見》，明確提出了“深化油氣儲運體制改革，發揮好儲備的應急和調節能力”。我國近年來儲氣調峰能力快速提升，但多數設施仍按照“注氣期平穩注入，采氣期平穩采出”設計注采能力，最大日注采能力難以滿足突發應急注采需求，同時，由于儲氣設施和外輸管道由不同主體投資建設，也存在管輸瓶頸制約設施注采能力發揮的現象。從近幾年運行情況來看，極端天氣頻繁出現，可再生能源的快速發展又進一步催生了氣電頂峰應急運行需求。儲氣庫、LNG接收站等儲氣設施能否在關鍵的幾天或一兩周時間內連續高負荷運行，在很大程度上決定了全年保供任務能否圓滿完成。因此，有必要聯合油氣、管網、氣象和電力等多部門，科學預測未來我國儲氣和應急調節需求，系統梳理儲氣設施建設潛力和可能存在的外輸瓶頸，從國家層面統籌規劃，確保天然氣“進得去，出得來”。

第三，“第二梯隊”規模和影響力持續擴大，應承擔起相應儲氣調峰責任。我國當前儲氣調峰責任的劃分是中國石油、中國石化、中國海油和國家管網承擔合同量10%的儲氣能力，城市燃氣企業承擔5%，地方政府承擔1%。在全國資源均由三大石油公司和國家管網組織供應的前提下，3個環節儲氣責任合計為16%左右，基本滿足季節調峰需求。隨著油氣領域市場化改革的推進，以城市燃氣企業為代表的進口主體（簡稱“第二梯隊”）開始直接進口天然氣供應國內市場，規模持續攀升。據我國LNG進口和長期購銷協議簽約情況的統計，2023年，“第二梯隊”已履約的LNG長期購銷協議為1288萬噸，占全國已履約LNG長期購銷協議的19%；預計2025年為1795萬噸，占比為23%；預計2030年為2747萬噸，占比達27%。因此，“第二梯隊”也需要承擔作為天然氣供應者的儲氣調峰責任。

（來源：煤氣與熱力）

【主持者言】

  受寒冷空氣影響，我國北方大部分地區氣溫持續下降，多地供暖陸續啟動，能源需求逐漸增加。在供應側，國產氣平穩增儲上產，進口氣增速明顯回升，儲氣庫存氣量達到歷史高位，今年供暖季國內天然氣供應將繼續保持總體寬松態勢。杭燃集團作為杭州市天然氣保供主體企業，積極圍繞產供儲銷各環節，摸清下游需求，籌劃今冬明春及2024年氣源，提前以鎖量鎖價的模式做好冬保液采購，同時強化與上下游合作單位的溝通協調力度，保障采暖季用氣高峰天然氣的供應，及時緩解供需矛盾。

前瞻！未來能源產業將有哪些重大變革？

綠色發展是全球共同的目標，綠色能源正成為實現這一目標的核心抓手。據報道，中國石化川維化工公司的“萬噸級天然氣制乙炔成套技術”近日將再次走出國門，出口烏茲別克斯坦，為當地提供綠色能源技術“中國方案”，助力“一帶一路”。此前，白鶴灘水電站16臺機組全部投產，每天發電1億多度，長江干流上的6座巨型梯級水電站更是形成了世界最大的“清潔能源走廊”。

當前，世界正處在從化石能源向新能源過渡的第三次能源轉型中，技術變革將為能源產業發展趨勢帶來哪些重要影響？一起關注《人民論壇》獨家文章。

技術創新如何影響綠色能源發展？

“綠色能源”這一詞匯是伴隨著氣候變化和環境保護而逐漸成為關注的焦點，在學術上并無明確的科學界定，更多是作為一種表達政治政策的話語而出現在政府和企業的規劃報告、媒體的新聞報道中，與“綠色新政”“綠色發展”“綠色經濟”等相呼應。從自然科學話語視角來看，能源本身并無黑色能源、綠色能源等色彩之分，主要是因人類生產消費能源的方式不同而導致的外部性效果不同。全球環境整治興起后，煤炭被冠以“黑煤”的身份，成為污染的代名詞，盡管經過幾十年的清潔化技術創新，煤炭的高碳排放依然讓煤電站成為國際氣候合作中極力限制的對象。未來，當二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）技術實現大規模商業應用時，煤炭利用不再污染環境，也就可以擺脫“黑煤”身份。

與綠色能源概念相近的是清潔能源、低碳能源和可再生能源。本文中的綠色能源主要指在現有技術條件下可大規模商業開發的、對環境友好的、可持續的能源資源，主要包括太陽能、風能、水能、生物質能、海洋能、地熱能、綠氫等。核能是一種頗具爭議的能源，相對傳統能源，核能是一種新能源，能夠提供穩定可靠低碳的電力供應，但以核裂變方式運行的核電站會產生高放射性廢料，存在安全隱患，而核聚變產生的唯一廢料氦氣不具有放射性，被視為人類未來的“終極能源”，本文將核聚變能源也視為綠色能源。

綠色能源是未來能源的發展趨勢，迎合了第三次能源轉型的低碳化和清潔化需求。同時，第三次能源轉型帶動能源特別是電力的智能與互聯，給綠色能源提出了更多的技術創新要求，而正是因為綠色能源持續技術創新的累積效應，使得全球的能源結構向著更為低碳、清潔的方向發展。

太陽能光伏發電產業的發展就是一個例證。1905年愛因斯坦發現了光電效應，1953年美國貝爾實驗室發明實驗裝備驗證了光電效應，1973年太陽能技術創新得以商業化，現代太陽能工業開啟發展步伐，20世紀90年代德國逐漸形成昂貴的太陽能市場，21世紀初光伏技術得到巨額投資，中國光伏電板制造商開始快速增加，太陽能電池板效率開始大幅提高，電池板的價格大幅下降，2021年中國光伏成本已經低于傳統燃煤發電。太陽能光伏技術完成了“發現→發明→技術創新商業化→規模擴散”全過程。需要說明的是，本文中的技術創新是指創新全過程，包括“研究與開發→新的發現與發明（新的產品、新的工藝）→商業化→創新擴散”的全過程。技術革新與技術突破都屬于技術創新，前者是漸進的、后者是突變的。全球太陽能發電產業的壯大，既有技術創新、成本大幅下降的因素，也是全球產業政策體系推動的結果。2021年全球太陽能光伏發電量已超過1000TWh，相較于2010年的32.2TWh，實現了31倍的增長。光伏正在成為世界上大部分地區新增發電成本最低的發電方式之一，預計這將推動未來幾年的投資。

風能發電產業的發展也提供了例證。人類利用風能的歷史久遠，20世紀70年代現代風能產業開始出現，并于21世紀初得到迅速增長。推動風能發電增長的因素首先是技術創新，越來越高的風塔、更加智能復雜的控制系統和更精準有效的裝機與天氣預測模型，反映出持續的風電技術創新。如太陽能發電一樣，全球產業政策體系在風電產業發展中發揮了較大的推動作用。2021年全球風能發電量已超過1870TWh，相較于2010年的342.7TWh，實現了5.5倍的增長，風能領先于其它非水可再生能源，2021年發電量幾乎是所有其他可再生能源發電量的總和。

技術創新和商業規模化等多種因素促使綠色能源發電效率提升、成本下降、裝機量快速增加，使得第三次世界能源低碳清潔轉型的趨勢更加明顯。當前多種綠色能源發電的度電成本已經低于燃煤發電。根據中金公司發布的研究報告，核電、光伏、風電、水電度電成本較燃煤發電分別低5%、17%、25%和34%。2010年—2020年間光伏發電成本下降89%，受益于規模效應、新材料替換和效率提升，未來10年成本有望再縮減一半，到2060年，光伏發電成本有望降至較火電低68%，成為最便宜的綠色電源。

能源轉型成功的關鍵是什么？

建立以儲能為核心的多種綠色能源互補體系是第三次世界能源轉型的發展方向，儲能、綠色能源、能源智能網等領域的技術突破將是能源轉型成功的關鍵，先進核能技術、CCUS技術的創新將帶來長期收益，而可控核聚變的技術突破與商業化將引發新的能源革命。

就當前技術創新和商業化水平而言，太陽能、風能是全球裝機最多也是前景最好的綠色能源，但是太陽能和風能因受自然條件影響存在產能波動大、隨機性高的特點，屬于間歇性能源。能源結構中間歇性能源份額的增加，會對電網穩定平衡性造成巨大壓力，給間歇性能源電價帶來波動性，同時也容易造成大量的棄光、棄風現象。儲能技術是解決綠色能源有效利用的關鍵，可作為電網與供熱系統、燃氣網絡、電氣化交通網等的連接橋梁，對改善間歇性能源的波動性和實現電力供需的一致性非常重要。在未來的低碳能源系統中，綠色能源和儲能的多種靈活性組合，將會成為最具經濟性的解決方案。因此，在未來的能源開發中，技術創新的主要目標是實現綠色能源供給端、儲能端的降本增效和靈活可靠，發展以儲能為核心的多種綠色能源互補體系。

儲能技術分為電化學儲能技術與物理儲能技術等。電化學儲能技術包括液流電池、鋰離子電池、鉛炭電池、鈉基電池技術等，具有位置環境不受限的靈活優勢，在發電、輸配電和用電過程中均可進行規模化應用，更有利于綠色能源的消納。物理儲能技術包括儲電和儲熱，儲電有抽水儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超導儲電等，相較于電化學儲能技術，物理儲能技術具有規模大、成本低、壽命長、環保等特點，但較易受位置與環境限制。從技術特點和當前發展來看，物理儲能更適合于發電和輸配電過程，化學儲能更多應用于交通領域，尤其是電動汽車的電池需求。綠色能源發電和儲能技術的組合對傳統發電技術形成越來越強的競爭，競爭結果主要取決于電池技術的發展，同時電池回收與處理技術也會影響這一組合的未來發展。當前在地緣政治和能源安全考量增加的形勢下，電池作為礦物密集能源，鋰、鎳、錳、鈷、稀土等電池原料的獲取也會影響電化學儲能技術創新和產業發展。2023年4月，中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書2023》顯示，截至2022年年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模237.2GW，其中抽水蓄能累計裝機規模占比為79.3%，鋰離子電池在新型儲能中的累計裝機占比為94.4%。

氫儲能是一種新型儲能方式，具有調節周期長、儲能容量大的優勢，在促進可再生能源消納、電網調峰等應用場景中潛力巨大。氫是宇宙中儲量最為豐富的元素，也是普通燃料中能量密度最高的綠色能源之一，綠氫因其綠色高效的特點而被稱為21世紀的“終極能源”。然而因為技術創新少和成本較高等原因，氫能在工業應用領域的市場規模一直有限。在全球氣候加速變化的情境下，氫能逐漸被視為實現碳中和目標的關鍵燃料。氫能產業全鏈條包括上、中、下游。氫能產業鏈的上游為制氫，目前世界上多數氫氣來自對化石燃料的加工，屬于污染的“灰氫”，在這一制氫過程中采用碳捕集和封存（CCS）技術可使“灰氫”脫碳后變成“藍氫”。氫能利用的理想狀態是“綠氫”，即利用可再生能源通過電解水制氫。目前世界大部分地區生產“藍氫”的成本低于“綠氫”。隨著技術和制造效率的提高，可再生能源和電解槽的價格將降低，這種成本差異在未來會進一步縮小。氫能產業鏈的中游為氫儲運，有氣態氫、液氫和固態氫等儲運方式。高壓氣態氫儲運技術已商業化，具有體量小、距離短和靈活性高等特征。液氫和固態氫能量密度極高，運輸便捷，是未來實現大規模氫能儲運的方向。盡管當前液氫和固態氫儲運技術有了較大進步，但儲氫密度、安全性和成本之間的平衡關系尚未解決，離大規模商業化應用還有距離。氫能產業鏈的下游為氫應用，氫能燃料既可以替代天然氣作為工業和取暖燃料，又可以為重型卡車和輪船提供能源，還可以通過“綠電→氫→電”的轉化方式成為新型儲能手段。英國石油公司（BP）預測，2030年全球對低碳氫（藍氫和綠氫）的需求在30Mtpa—50Mtpa之間，2030年—2050年間全球對低碳氫的需求將增長10倍，大約為300Mtpa—460Mtpa。2030年全球綠氫占低碳氫的60%左右，2050年將增加到65%左右。“藍氫”作為“綠氫”的重要補充提供其余大部分氫。

儲能和氫能的技術創新前景可以從專利申請中看到趨勢。以專利合作條約（PCT）形式提出的國際申請具有較高的價值和地位，代表著技術創新的最新成果，也是未來產業發展的風向標。從2000年—2020年間專利申請看，儲能技術、氫能技術、燃料電池、智能電網等位居綠色技術PCT專利申請前列，并在近年來呈現逐年增加趨勢，預計未來儲能和氫能將成為能源領域競爭的重點技術。可再生能源發電領域的PCT專利申請量在2012年達到頂峰后，開始出現逐年下降趨勢。

在所有能源利用技術的創新前景中，核聚變技術的突破可能引發劇烈的沖擊效應。核聚變使用氘和氚，反應后產生的氦氣不具有放射性，氘可以從海水中提取，一升海水中的氘聚變釋放能量達到300升汽油燃燒當量。人類從1952年第一顆氫彈爆炸后就開始了可控核聚變的研究，此后發明了托卡馬克裝置，2007年成立了國際熱核聚變實驗堆組織（ITER），2021年在中國，全超導托卡馬克核聚變實驗裝置（EAST）成功實現了可重復的1.2億攝氏度101秒和1.6億攝氏度20秒等離子體運行，2022年中國新一代“人造太陽”（HL-2M）裝置等離子體電流突破100萬安培（1兆安），同年美國科研人員在勞倫斯利弗莫爾國家實驗室“國家點燃實驗設施”進行了歷史上首次可控核聚變實驗，實現了凈能量增益的技術突破。經過幾十年的研究，全球可控核聚變技術創新已取得長足進步，私人資本大舉進入可控核聚變領域，但真正商業化運行可能還需要幾十年的努力。可以預見的是，一旦可控核聚變技術實現突破和大規模商業化，人類現有的用能結構將會發生顛覆性的變化。

自工業革命以來，全球化石燃料的使用量隨著GDP的增長而增長，幾十年來化石燃料在全球能源結構中占比一直高居80%，即使到2050年仍將略高于60%。全球與能源相關的二氧化碳排放量將在2025年達到370億噸的峰值，到2050年回落到320億噸。在這一過程中，CCUS技術將發揮重要作用。CCUS技術是指可以在實現全球能源和氣候目標方面發揮重要和多樣化作用的技術，該技術通過化學吸附、物理分離等技術，從使用化石或生物質燃料的大型發電或工業設施捕獲二氧化碳，也可以直接從大氣中捕獲。捕獲的二氧化碳將通過管道、船舶、鐵路或卡車進行壓縮和運輸，以待后續應用，或注入深層地質構造（包括枯竭的油氣藏或鹽化層）永久儲存。目前，全球的CCUS設施每年可以捕獲超過40Mt的二氧化碳。CCUS的貢獻將隨著時間的推移而增長，并擴展到全球能源系統的幾乎所有部分。

能源產業發展趨勢前瞻

技術對能源的發展具有關鍵性影響，具體到能源產業的發展還需要考量資源、人口、氣候、環境、政治與經濟等其它因素。具體而言，資源的蘊藏和經濟可采、人口對能源的需求與偏好、環境對能源活動的容納度、政治訴求與政策體系、經濟發展水平與趨勢等，都對能源產業發展施加各種影響。技術創新主要是圍繞上述需求而開展，并通過技術擴散發揮作用。

從資源與環境角度來看，化石能源不可再生，只會逐漸減少。歷史上屢次出現的“石油峰值論”就是對化石能源枯竭的擔憂。圍繞化石能源的技術創新時間最長、底蘊最厚、成果最多，但依然擺脫不了化石能源終會枯竭的命運，盡管頁巖氣（油）革命延緩了這一進程。化石能源使用過程中會排放大量的二氧化碳，這也被認為是造成當今氣候變化的罪魁禍首。人類對石油的擔憂由原來的供應峰值變成了需求峰值——對石油的消費何時才能達峰？枯竭趨勢和高碳排放促使化石能源終將從主導性能源地位退下，被迅速崛起的可再生能源替代。可再生能源擁有契合當今世界能源需求的多種優勢：不會枯竭、清潔、低碳等，將會成為未來能源結構中的主導力量。

IEA預測，在“現行政策情景”中，化石燃料在全球能源結構中的占比將從目前的80%下降至2050年的60%。煤炭需求將在未來幾年內達峰，石油需求將在21世紀30年代中期達峰，天然氣需求在2021年至2030年將增加約5%，隨后將趨于穩定。在“已公布的承諾情景”中，電力在能源消費中的占比將從2021年的20%上升到2050年的39%，可再生能源發電量在總發電量中的比重將從2021年的28%上升至2050年的80%，化石燃料發電量占比則從2021年的62%下降至2050年的26%。IEA預測，未來五年的太陽能光伏產能將逐年增加，2026年將超過天然氣，2027年將超過煤炭，成為全球最大的電力來源。

可再生能源產能的增加為世界能源清潔低碳轉型帶來了機遇，但隨著可再生能源占比提高，“可再生能源+儲能”的組合對儲能電池的原料來源提出了新的挑戰，未來的礦產需求量和價格將會迅速增長。電池中鋰的使用推動了鋰需求的增長，到2040年鋰的需求將增長25倍至60倍，其中電池用途占鋰總需求的85%—95%。鎳的總需求也將增長2.5倍至4倍，其中65%—80%的增長是由于電動汽車電池使用的增加。全球關鍵礦石的分布集中于少數幾個國家，有些礦石僅分布在兩三個國家，擁有電池礦物豐富儲藏或生產加工技術能力的國家和企業未來將顯著獲益，而大國對關鍵礦產的競爭博弈和生產國的資源民族主義行為有可能進一步加劇供需失衡，綠色關鍵金屬供應鏈成為能源地緣政治關注的焦點。全球能源加速轉型導致綠色關鍵金屬需求長期持續上升，礦產資源豐富的國家將會獲得更多的能源權力。

世界能源需求增長還受到人口和經濟增長的影響。伴隨著全球人口增加和經濟進步，能源消費需求持續增長，能源質量偏好增多。聯合國統計數據顯示，截至2022年11月，全球人口已達80億，自2010年以來增加了10億，自1998年以來增加了20億。預計到2050年全球人口將增加至97億，并可能在21世紀80年代中期達到近104億的峰值。人口增加、城市化步伐加快及經濟增長為能源生產提供了持續的動力。根據BP能源數據庫公布的數據，經計算所得，全球一次能源消費從2000年的396.88艾焦耳上升到2021年的595.15艾焦耳，增長近1.5倍。此外，經濟發展程度不同的國家對能源利用和能源轉型有著不同的態度和意義。發展中國家在討論能源轉型方案時往往低估面臨的挑戰和困難，一些發展必需的清潔能源卻被發達國家認為是污染的能源。經濟發展程度的不一致影響了發展中國家與發達國家之間開展氣候國際合作的成效，能源轉型變成了發展權之爭。

隨著極端天氣增加，氣候變化已成為全球各國政府的核心議題之一。目前聯合國應對氣候變化的政策框架主要表現為實施碳中和行動計劃。截至目前，全球超過130個國家和地區提出了凈零排放或碳中和的目標。在全球氣候變化與碳中和的結構性壓力下，各國政府既要努力實現零碳目標，又要考慮本國能源安全和經濟發展韌性。因此，在設計制定本國能源政策時，核心是加快推進能源轉型，實現碳減排目標，包括提升可再生能源占比，提高能源利用效率，建設新核電機組，推進CCUS技術的部署等。除了增加公共資金投入外，政府還需制定政策，鼓勵民間資本參與清潔能源領域。IEA指出，預計到2030年清潔能源投資將從2021年的1.3萬億美元上升至2萬億美元，但是如果要實現2050年凈零排放目標，這一投資額到2030年需達到4萬億美元。

一些發達經濟體為未來十年新制定了政策目標和政府計劃，為加速清潔能源發展奠定了基調，比如，美國出臺的《通脹削減法案》、歐盟發布的重新賦能歐洲計劃、澳大利亞出臺的氣候變化法案等。歐盟發布的重新賦能歐洲計劃以保障歐盟能源安全為核心，通過節能、能源進口多樣化和加速清潔能源轉型以提升能源系統抗風險能力。同時，歐盟允許成員國在能源轉型前可以適度的增加化石能源供給，以更好保障能源安全。

對能源產業發展而言，技術雖然不是決定性因素，但卻是最為重要的因素。人口和經濟的增長需要技術來開發、生產更多的資源和能源，資源開發遭遇環境壓力也需要技術創新來實現能源利用方式的轉型，而政治訴求和政策設計又極力促進技術擴散和大規模商業化。在全球實現碳中和目標的結構性壓力下，國家和企業都承擔著推動能源清潔化轉型、提升能源安全和韌性發展的任務，利用好既有優勢因素，發揮技術創新的催化和倍增效應，將影響國家能源產業的發展前景，也決定了國家和企業在未來能源產業中的地位與權力。

（來源：煤氣與熱力）

【主持者言】

綠色發展是高質量發展的根本要求，是推動工業大國邁向工業強國的必由之路。我國能源革命方興未艾，能源結構持續優化，形成了多輪驅動的供應體系，核電和可再生能源發展處于世界前列，具備加快能源轉型發展的基礎和優勢；但發展不平衡不充分問題仍然突出，供應鏈安全和產業鏈現代化水平有待提升，構建現代能源體系面臨新的機遇和挑戰。

杭燃集團為實現綠色發展，積極探索能源的轉型升級，在做大做強傳統天然氣供氣的基礎上，積極發展氫能、光伏、儲能、充電樁等新能源產業中。綠色發展同樣是新發展理念的重要組成部分，是建設美麗中國的重要內容。

觀點 | 現階段天然氣市場“疲軟”與能源轉型關系不大

筆者10月下旬前往北京參加一場天然氣論壇活動。一進入會場，一種熟悉的感覺迎面而來，無論是談論的話題還是與會的企業，都似曾相識。也有一些新變化，一是石油公司對于新能源的關注程度大大提高；二是從業者對天然氣發展前景預期出現了較明顯的分化。一些人士認為經濟發展仍將支撐國內天然氣市場較快增長，另一些從業者則表示無論是目前的能源轉型趨勢還是市場表現，天然氣市場都難有大發展。

2022年以來，我國的天然氣消費增長乏力。一些人士認為，新能源與煤炭雙重“擠壓”對天然氣市場的影響明顯。特別是近幾年，我國的新能源發展勢頭迅猛。國家能源局的數據顯示，2022年我國新增可再生能源裝機規模1.52億千瓦；2023年前三季度，全國可再生能源新增裝機1.72億千瓦，同比增長93%。

筆者認為，長期來看，作為清潔低碳的化石能源，天然氣市場空間將逐漸被新能源所替代，但現階段能源轉型對天然氣市場的影響并不明顯。短中期來看，新能源與天然氣的競爭主要在增量市場上，而決定兩者競爭力的主要是各自的經濟性。與此同時，在加快構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統過程中，天然氣將發揮重要的“橋梁”支撐作用，天然氣發電還具有較大的增長空間，從而帶動天然氣消費提升。

近年來，國內天然氣市場波動主要還是受氣價的影響。2021年，受疫情影響，全球天然氣價格大幅下降，我國天然氣表觀消費量3726億立方米，同比增長12.7%；2022年，受俄烏沖突影響，全球氣價暴漲，國內市場需求被抑制，我國天然氣表觀消費量3663億立方米，同比下降1.7%；2023年以來，國際氣價回落，天然氣消費有所恢復，1—9月全國天然氣表觀消費量2887.5億立方米，同比增長7%。

近兩年，全國局部階段性電力供應偏緊對天然氣消費的拉動作用明顯。2021年春夏季，由于氣溫偏高，廣東電力供應偏緊，燃氣機組頂峰發電，帶動2021年廣東天然氣消費量達到364億立方米，較2020年增長約25.5%。

從市場的實際表現來看，當前新能源的發展對天然氣市場的不利影響并不明顯，短期內，新能源的發展還將帶動天然氣市場的增長。目前天然氣市場“疲軟”主要還是受氣價和天然氣產業自身市場結構影響，要解決當前天然氣市場發展的困境還需立足行業自身，破解和疏導市場發展中存在的難點、堵點。

（來源：南方能源觀察）

【主持者言】

2023年下半年預計全球天然氣市場將持續受到歐洲市場供需再平衡的影響，隨著逐步恢復天然氣庫存，亞洲需求預計將穩步復蘇。國家能源局表示，基于本土天然氣產量增加和中俄東線管道天然氣供應增加，中國的天然氣供應預計將增加，液化天然氣進口將恢復增長，以更加靈活應對國內供需變化。中國的天然氣戰略包括加強國內天然氣生產和促進長期合同簽訂，并從現貨市場進口液化天然氣，以減少波動、保持價格穩定。

城燃企業購進氣量成本高且無法合理傳導至終端市場是導致城燃經營利潤下降的主要原因之一。要解決當前天然氣市場發展的困境，不僅要保證上游氣量和價格的穩定性，并使得外購高價成本能合理傳導至終端市場，還要增強城燃企業資源儲備和調配能力，下游成本合理傳導，這才是疏導天然氣市場“疲軟”的關鍵方法。

加強黨建引領 找準定位坐標

推動集團現代化高質量新發展

——燃氣集團召開中層干部專題培訓暨基層黨組織負責人、中層干部述職述廉及民主評議會議

11月19日-20日，燃氣集團召開中層干部專題培訓暨基層黨組織負責人、中層干部述職述廉及民主評議會議，集團領導班子、全體中層干部和勞模工匠代表參會。會議由集團黨委委員、紀委書記趙偉兒主持。

會上，浙江大學語言與認知研究中心博士生導師徐慈華作《創新思維與創新管理》、浙江省中國特色社會主義理論體系研究中心副主任鄭倉元作《領導干部的責任與擔當》專題教學。30名基層黨組織負責人、部分中層干部代表上臺述職述廉，全體參會人員進行了中層干部民主評議和后備干部民主推薦。

集團黨委書記、董事長萬向偉從為什么要述職述廉、如何看待述職述廉、如何述好職述好廉三方面強調了述職述廉的重要性，提出要結合崗位特性，找準定位，體現特點，并對大家一年來的付出表示很辛苦要肯定、很努力要激勵。最后提出三點要求：一是要以黨建引領為根本，深刻把握杭燃集團政治坐標，把準政治方向、突出政治標準、夯實政治根基；二是要以高質量發展為基礎，精準把握杭燃集團戰略坐標，推進創新、協調、綠色、開放、共享發展；三是要以作風建設為底線，全盤把握杭燃集團廉政坐標，堅決糾正“四風”、涵養政治生態、嚴明廉潔紀律。

（來源：杭州燃氣集團）

【主持者言】

述職述廉是加強黨內廉政建設的有力措施，本次述職述廉要求領導干部對本級黨委廉政建設和自身廉潔情況在組織和群眾面前作自我說明，有利于增強其自我約束力，時刻緊繃廉政勤政這根弦，做到不違法不失職。述職述廉是我黨在黨內監督體制上的創造性舉措，是發展黨內民主、加強黨內監督的有效載體。通過公開述職述廉有利于推動黨的黨風廉政建設和反腐敗斗爭的深入開展。建立述職述廉制度，通過領導干部向群眾報告自己的工作，接受群眾的監督、批評和建議，使杭燃各中層干部從思想深處認識到工作職責所在，從而增強其公仆意識，使我們的領導干部在具體的工作實踐中體現黨的宗旨。

液化天然氣市場信息

據金聯創統計11月28日全國LNG出廠（站）均價漲46至5671元/噸，同比上漲3.24%，其中接收站LNG槽批均價漲30至5673元/噸，同比下跌10.32%；國產LNG實際出廠均價漲62至5668元/噸，同比增長21.60%，國產-進口價差為-5元/噸。國內LNG價格以漲為主，個別回落。液廠方面，楊凌補庫需求增加，同時上游看漲新一輪原料氣競拍，加之庫存可控，支撐液廠價格上行，但下游高價承接能力不足，交投相對一般；海氣方面，華北、華東、華南多個接收站延續控量政策，加之國產氣上漲至套利半徑收窄，海氣價格持續上行，但五號溝接收站庫存承壓，帶動杭佳鑫接收站降價促銷。后市來看，儲備庫穩定出貨，供方競爭加劇，同時下游抵觸高價情緒明顯，且市場重車有待消化，預計短線價格盤穩為主，觀望原料氣競拍。

西北地區：西北地區價格重心繼續上移。區內主流出廠成交價格在5460-5730元/噸，上漲130元/噸。受區內補庫需求增加及庫存可控支撐，同時明日新一輪原料氣競拍，業內看漲后市，今日液價繼續推漲上探，但近期連續漲價，且市場重車未完全消化，市場交投一般，預計短線內價格盤整窄幅上探。

內蒙古地區：內蒙古液廠價格小幅上調，主流出廠成交價格在5400-5700元/噸，漲75元/噸。冷空氣過境帶動剛需低價跟進，加之原料氣競拍在即，液廠庫存無壓小幅推漲，市場重心上移，但實際高價成交有所減弱，預計短線價格盤整探漲，等待原料氣競拍漲價指引。

京津冀晉：京津冀區內價格以漲為主。區內主流出廠（站）5600-5900元/噸，漲50元/噸，其中接收站主流出站成交5700-5900元/噸，漲50元/噸，液廠主流出廠成交5600-5750元/噸，漲75元/噸。接收站走貨基本無憂，加之成本因素支撐，價格持續推漲，華北五大接收站日出貨量620車左右；國產氣方面，華北海氣上漲利好，但因剛需有限，且下游抵觸高價情緒依舊，液廠跟漲幅度較窄，交投相對一般，后市新一輪中石油原料氣競拍在即，市場觀望情緒濃厚，預計短線區內價格穩定運行為主。山西液廠價格繼續上漲，主流出廠成交價格在5500-5800元/噸，漲110元/噸。原料氣競拍在即，液廠看漲情緒保持，加之冷空氣過境，下游漲前適量采買，部分低價成交尚可，但高價有所減弱，下游抵觸情緒日漸升溫，預計短線高位有價恐無量，觀望原料氣競拍指引。

山東地區：山東地區液廠價格穩中有漲，區內主流出廠成交價格在5500-5750元/噸，漲25元/噸。其中接收站價格穩定在5500元/噸，穩定；液廠主流出廠成交5700-5800元/噸，漲25元/噸。董家口接收站價格持穩，日槽批量維70-80車左右，內供為主；國產氣方面，多數廠家挺價運行，個別廠家低價補漲，區內供需矛盾不明顯，廠家庫存無壓，下游剛需跟進，但隨和著儲備庫出貨增多，導致市場競爭加劇，預計短線市場橫盤整理，關注新一輪中石油西部直供液廠原料氣競拍情況。

東北地區：東北區內價格以穩為主，個別補漲。區內主流出廠（站）成交5800元/噸，漲50元/噸，其中接收站主流出站成交5800元/噸，穩定；液廠主流出廠成交5800元/噸，漲50元/噸。交投氛圍變化不大，終端需求未有增量，市場基本面依舊偏弱，但海氣價格高企且限量惜售，支撐短線價格堅挺為主。

華東地區：華東地區市場價格總體穩定，部分漲跌互現，區內出站價格為5280-6000元/噸，穩定。如東延續控量推漲100元/噸，上海五號溝庫存承壓，帶動杭嘉鑫接收站降價促銷，下調40元/噸。區內接收站控量銷售價格高位為主，市場抵觸高價，接貨乏力，逢低采買，個別資源價格適中，出貨增量，預計短線價格穩定為主個別補漲。

華中地區：華中地區液廠價格上漲運行，區內主流出廠成交價格在5550-5650元/噸，上漲50元/噸，區內液廠庫存低位運行，市場買漲心態支撐液廠走貨尚可，西北及山西煤氣價格走高，區內液廠為平衡與周邊價差價格上調，但終端接貨能力有限，下游剛需采買抵觸高價，市場觀望中石油西部直供液廠原料氣競拍，預計短線區內或低價補漲運行。

西南地區：西南地區液廠價格上漲為主，個別走跌，區內主流出廠成交價格在5100-5400元/噸，上漲65元/噸。華南海氣價格走高，利好區內資源外流，市場買漲情緒支撐區內液廠走貨順暢，但終端抵觸高價情緒仍存，區內個別高價液廠降價促銷，市場采買觀望，預計短線區內價格低價存補漲可能。

華南地區：華南地區市場價格上漲運行，區內接收站主流出站價格在5500-5900元/噸，上漲50元/噸，液廠主流出廠成交價格在6150元/噸，穩定。區內海氣延續控量銷售，市場逢低采買抵觸高價，終端需求疲軟，高價海氣走貨不暢，但接收站庫存可控，臨近中石油西部直供液廠原料氣競拍，市場觀望國產資源價格走勢逢低采買，預計短線區內或低價補漲運行。