供暖季来临，今冬明春天然气保供形势如何？

立冬前后，受冷空气影响，我国北方大部分地区气温持续下降，多地供暖陆续启动，能源需求逐渐增加。随着各地加速入冬，2023—2024年供暖季也拉开帷幕，今冬明春天然气保供形势引发关注。

天然气需求增长仍以“复苏”为主

今年以来，国内天然气消费规模止跌回升，供应总量保持增长，供需形势趋于宽松，天然气市场逐步修复2022年的异常下挫，重回增长轨道。1—9月，在我国经济总体回升向好、国际天然气价格明显回落、去年低基数三重因素共同支撑下，全国天然气消费规模2837亿立方米，同比增长7.7%。今年的需求增长仍以“复苏”为主，1—9月，天然气消费的四类主要用户，即城市燃气、工业燃料、燃气发电和化工原料，均实现了同比增长。1—9月，我国天然气供应规模2914亿立方米，同比增长7.7%。其中，国产气供应量1715亿立方米，同比增长7.1%，与近5年平均增速持平；进口管道气513亿立方米，增速5.6%，较去年同期的9.7%明显回落；进口LNG触底反弹，在新增合约陆续开始供应和国际气价下行两方面因素推动下，共进口721亿立方米，同比增长10.1%，但距离2021年同期的826亿立方米仍有明显差距。

进口天然气价格继续分化。1—9月，我国天然气进口均价2.66元/立方米，相比去年同期明显回落，但进口管道气和LNG价格受国际油、气价格走势和去年基数差异影响出现分化。进口管道气均价2.02元/立方米，较去年同期上涨16.6%，主要原因为价格挂钩原油且存在数个月的滞后期；进口LNG则跟随国际气价走势变化，均价3.12元/立方米，较去年同期降低15.8%。

新签长期购销协议延续增长态势。鉴于近年来国际气价的大幅涨落，为保证未来资源平稳供应，国内企业继续积极签署新的LNG长期购销协议。2023年以来，国内企业共签署LNG中长期购销协议8份，合计规模1070万吨/年，相当于2022年签约量的58%。

供暖季需求仍存在变数

今冬明春天然气需求在国内外经济走势和去年基数影响下，增速预计将小幅回落；厄尔尼诺现象可能带来暖冬，进一步抑制冬季需求增长。今年7月以来，国家在扩大汽车和电子产品消费、促进民营经济发展、调整房地产政策等方面出台了一系列措施，市场信心得到初步提振。特别是三季度以来，宏观经济数据持续改善，代表消费的社会消费品零售总额、反映外贸的进出口商品总值（人民币计价）和体现投资的当月固定投资规模连续回升。

三季度，我国国内生产总值（GDP）增速达到4.9%，超出市场预期，这表明经济顶住了来自国外的风险挑战和国内多重因素交织叠加带来的压力，总体上持续恢复向好。但是也需要注意到国际政治局势和经济滞胀等方面影响，外贸需求仍存在一定变数。除宏观经济外，今冬明春各用气结构增长也存在政策和价格方面的不确定性。国家气候中心判断，今年有较大概率出现中等强度厄尔尼诺现象，并达到峰值，可能导致暖冬现象出现。在基准情景下，总体延续当前政策支持力度和经济复苏进程，今冬明春出现中等强度厄尔尼诺现象，华北地区气温偏高1~2摄氏度，南方地区接近常年，预计供暖季天然气需求量增长4.9%。

在积极情景下，全球经济好转再次提振外需，中美经贸关系有所改善，中欧电动汽车贸易争端问题得到解决，外贸进出口明显回暖，厄尔尼诺影响低于预期，今冬明春气温维持常年同期水平，预计供暖季天然气需求量增长7.2%。

在两种需求情景下，2023—2024年供暖季高月均出现在1月，较上个供暖季推迟一个月，这考虑到两个供暖季节日因素的差异。2024年春节（2月10日）较2023年春节（1月22日）推迟，春节假期对天然气消费的主要影响时段集中在2月。因此，2024年1月在气温触底和节日前赶工双重因素影响下成为本供暖季需求规模和同比增速的双重高月，而2月受春节影响，将难以再现2022年2月和2023年2月的高速增长情景，预计月度需求量较2023年2月将出现一定幅度的下滑。

综合考虑经济复苏预期和气温偏高1~2摄氏度的情景假设，预计今冬明春供暖季日峰值高度为13.8亿~14.8亿立方米，较2022—2023年供暖季峰值（13.2亿立方米/日）有明显上涨。根据往年寒潮规律，日峰值需求预计将出现在2023年12月下旬至2024年1月上旬。

天然气供应将保持总体宽松态势

在供应侧，国产气平稳增储上产，进口气增速明显回升，储气库存气量达到历史高位，2023—2024年供暖季国内天然气供应将继续保持总体宽松态势。其中，国产气参考往年增速，预计供应量为1052亿立方米。进口管道气中，中俄东线将继续按合同增供；中亚管道近年来冬季频繁短供，但2023年土库曼斯坦总统两度来华访问，且乌兹别克斯坦已经打通了从俄罗斯进口的通道，中亚和我国“争气”的现象预计将有所好转；预计中亚、中俄和中缅三大陆上进口通道合计进口量278亿立方米。进口LNG方面，在2022—2023年供暖季基础上考虑新增长期购销协议，预计进口规模增至418亿立方米。储气设施方面，我国2022年底已建成各类储气库（群）24座，形成工作气量192亿立方米，在进入供暖季前已完成注气工作；沿海LNG接收站储罐合计罐容1368万立方米，折合储气能力85.5亿立方米，以高库存迎接供暖季到来。

计算国产气、进口管道气、进口LNG和储气库库存，并扣除出口我国港澳地区部分后，预计总供应规模达到1923亿立方米，超过基准情景需求68亿立方米，如再加上LNG罐容库存、2022—2023年供暖季储气库剩余库存，以及国际气价走低后LNG现货采购规模的增长，也可以满足积极情景下1928亿立方米的需求。因此，在当前国际气价预期和不出现计划外极端天气的前提下，2023—2024年供暖季国内供需保持总体宽松态势，但近年来极端天气频发，仍需警惕极端寒潮下可能出现的短时、局地供应紧张现象。

今冬明春保供工作建议

今冬明春相对宽松的国内外供需格局，在一定程度上降低了天然气供应企业资源筹措的成本和压力，但并不意味着可以高枕无忧。天然气的民生属性和供暖季的敏感性决定了企业在这一时期仍然要全力以赴。

第一，高度关注超预期因素变化，做好双向调节准备。与往年相比，今冬明春供暖季的特点在于经济和气候这两大影响因素都存在较为明显的不确定性，市场走势同时具备向上和向下两个方向变化的可能。如经济复苏叠加2024年春节假期靠后和气价走低因素，可能会推动用气规模和日峰值出现较大幅度增长；如果经济复苏滞后，厄尔尼诺现象强于预期，则可能导致用气需求明显偏离预期。此外，寒潮、海冰、冻雨等极端天气也会对局部地区的短时供需带来显著影响。因此，天然气供应企业需要高度关注宏观经济指标走势、气象部门定期发布的天气公报预报及重点地区的产业活跃程度和极端天气，及时预判市场形势变化，尽量减小对天然气供应的影响；需要提前编制应对预案，考虑供不应求的压减方案和供过于求的调峰用户启动方案，并根据市场变化适时启动预案；设施预留双向调节能力，在实现国家要求储气目标的前提下，预留一定储气能力，避免下游市场不及预期带来的“憋压”“憋罐”现象和LNG船舶滞期损失。

第二，着力提升应急调节能力和管理水平。7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，明确提出了“深化油气储运体制改革，发挥好储备的应急和调节能力”。我国近年来储气调峰能力快速提升，但多数设施仍按照“注气期平稳注入，采气期平稳采出”设计注采能力，最大日注采能力难以满足突发应急注采需求，同时，由于储气设施和外输管道由不同主体投资建设，也存在管输瓶颈制约设施注采能力发挥的现象。从近几年运行情况来看，极端天气频繁出现，可再生能源的快速发展又进一步催生了气电顶峰应急运行需求。储气库、LNG接收站等储气设施能否在关键的几天或一两周时间内连续高负荷运行，在很大程度上决定了全年保供任务能否圆满完成。因此，有必要联合油气、管网、气象和电力等多部门，科学预测未来我国储气和应急调节需求，系统梳理储气设施建设潜力和可能存在的外输瓶颈，从国家层面统筹规划，确保天然气“进得去，出得来”。

第三，“第二梯队”规模和影响力持续扩大，应承担起相应储气调峰责任。我国当前储气调峰责任的划分是中国石油、中国石化、中国海油和国家管网承担合同量10%的储气能力，城市燃气企业承担5%，地方政府承担1%。在全国资源均由三大石油公司和国家管网组织供应的前提下，3个环节储气责任合计为16%左右，基本满足季节调峰需求。随着油气领域市场化改革的推进，以城市燃气企业为代表的进口主体（简称“第二梯队”）开始直接进口天然气供应国内市场，规模持续攀升。据我国LNG进口和长期购销协议签约情况的统计，2023年，“第二梯队”已履约的LNG长期购销协议为1288万吨，占全国已履约LNG长期购销协议的19%；预计2025年为1795万吨，占比为23%；预计2030年为2747万吨，占比达27%。因此，“第二梯队”也需要承担作为天然气供应者的储气调峰责任。

（来源：煤气与热力）

【主持者言】

  受寒冷空气影响，我国北方大部分地区气温持续下降，多地供暖陆续启动，能源需求逐渐增加。在供应侧，国产气平稳增储上产，进口气增速明显回升，储气库存气量达到历史高位，今年供暖季国内天然气供应将继续保持总体宽松态势。杭燃集团作为杭州市天然气保供主体企业，积极围绕产供储销各环节，摸清下游需求，筹划今冬明春及2024年气源，提前以锁量锁价的模式做好冬保液采购，同时强化与上下游合作单位的沟通协调力度，保障采暖季用气高峰天然气的供应，及时缓解供需矛盾。

前瞻！未来能源产业将有哪些重大变革？

绿色发展是全球共同的目标，绿色能源正成为实现这一目标的核心抓手。据报道，中国石化川维化工公司的“万吨级天然气制乙炔成套技术”近日将再次走出国门，出口乌兹别克斯坦，为当地提供绿色能源技术“中国方案”，助力“一带一路”。此前，白鹤滩水电站16台机组全部投产，每天发电1亿多度，长江干流上的6座巨型梯级水电站更是形成了世界最大的“清洁能源走廊”。

当前，世界正处在从化石能源向新能源过渡的第三次能源转型中，技术变革将为能源产业发展趋势带来哪些重要影响？一起关注《人民论坛》独家文章。

技术创新如何影响绿色能源发展？

“绿色能源”这一词汇是伴随着气候变化和环境保护而逐渐成为关注的焦点，在学术上并无明确的科学界定，更多是作为一种表达政治政策的话语而出现在政府和企业的规划报告、媒体的新闻报道中，与“绿色新政”“绿色发展”“绿色经济”等相呼应。从自然科学话语视角来看，能源本身并无黑色能源、绿色能源等色彩之分，主要是因人类生产消费能源的方式不同而导致的外部性效果不同。全球环境整治兴起后，煤炭被冠以“黑煤”的身份，成为污染的代名词，尽管经过几十年的清洁化技术创新，煤炭的高碳排放依然让煤电站成为国际气候合作中极力限制的对象。未来，当二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术实现大规模商业应用时，煤炭利用不再污染环境，也就可以摆脱“黑煤”身份。

与绿色能源概念相近的是清洁能源、低碳能源和可再生能源。本文中的绿色能源主要指在现有技术条件下可大规模商业开发的、对环境友好的、可持续的能源资源，主要包括太阳能、风能、水能、生物质能、海洋能、地热能、绿氢等。核能是一种颇具争议的能源，相对传统能源，核能是一种新能源，能够提供稳定可靠低碳的电力供应，但以核裂变方式运行的核电站会产生高放射性废料，存在安全隐患，而核聚变产生的唯一废料氦气不具有放射性，被视为人类未来的“终极能源”，本文将核聚变能源也视为绿色能源。

绿色能源是未来能源的发展趋势，迎合了第三次能源转型的低碳化和清洁化需求。同时，第三次能源转型带动能源特别是电力的智能与互联，给绿色能源提出了更多的技术创新要求，而正是因为绿色能源持续技术创新的累积效应，使得全球的能源结构向着更为低碳、清洁的方向发展。

太阳能光伏发电产业的发展就是一个例证。1905年爱因斯坦发现了光电效应，1953年美国贝尔实验室发明实验装备验证了光电效应，1973年太阳能技术创新得以商业化，现代太阳能工业开启发展步伐，20世纪90年代德国逐渐形成昂贵的太阳能市场，21世纪初光伏技术得到巨额投资，中国光伏电板制造商开始快速增加，太阳能电池板效率开始大幅提高，电池板的价格大幅下降，2021年中国光伏成本已经低于传统燃煤发电。太阳能光伏技术完成了“发现→发明→技术创新商业化→规模扩散”全过程。需要说明的是，本文中的技术创新是指创新全过程，包括“研究与开发→新的发现与发明（新的产品、新的工艺）→商业化→创新扩散”的全过程。技术革新与技术突破都属于技术创新，前者是渐进的、后者是突变的。全球太阳能发电产业的壮大，既有技术创新、成本大幅下降的因素，也是全球产业政策体系推动的结果。2021年全球太阳能光伏发电量已超过1000TWh，相较于2010年的32.2TWh，实现了31倍的增长。光伏正在成为世界上大部分地区新增发电成本最低的发电方式之一，预计这将推动未来几年的投资。

风能发电产业的发展也提供了例证。人类利用风能的历史久远，20世纪70年代现代风能产业开始出现，并于21世纪初得到迅速增长。推动风能发电增长的因素首先是技术创新，越来越高的风塔、更加智能复杂的控制系统和更精准有效的装机与天气预测模型，反映出持续的风电技术创新。如太阳能发电一样，全球产业政策体系在风电产业发展中发挥了较大的推动作用。2021年全球风能发电量已超过1870TWh，相较于2010年的342.7TWh，实现了5.5倍的增长，风能领先于其它非水可再生能源，2021年发电量几乎是所有其他可再生能源发电量的总和。

技术创新和商业规模化等多种因素促使绿色能源发电效率提升、成本下降、装机量快速增加，使得第三次世界能源低碳清洁转型的趋势更加明显。当前多种绿色能源发电的度电成本已经低于燃煤发电。根据中金公司发布的研究报告，核电、光伏、风电、水电度电成本较燃煤发电分别低5%、17%、25%和34%。2010年—2020年间光伏发电成本下降89%，受益于规模效应、新材料替换和效率提升，未来10年成本有望再缩减一半，到2060年，光伏发电成本有望降至较火电低68%，成为最便宜的绿色电源。

能源转型成功的关键是什么？

建立以储能为核心的多种绿色能源互补体系是第三次世界能源转型的发展方向，储能、绿色能源、能源智能网等领域的技术突破将是能源转型成功的关键，先进核能技术、CCUS技术的创新将带来长期收益，而可控核聚变的技术突破与商业化将引发新的能源革命。

就当前技术创新和商业化水平而言，太阳能、风能是全球装机最多也是前景最好的绿色能源，但是太阳能和风能因受自然条件影响存在产能波动大、随机性高的特点，属于间歇性能源。能源结构中间歇性能源份额的增加，会对电网稳定平衡性造成巨大压力，给间歇性能源电价带来波动性，同时也容易造成大量的弃光、弃风现象。储能技术是解决绿色能源有效利用的关键，可作为电网与供热系统、燃气网络、电气化交通网等的连接桥梁，对改善间歇性能源的波动性和实现电力供需的一致性非常重要。在未来的低碳能源系统中，绿色能源和储能的多种灵活性组合，将会成为最具经济性的解决方案。因此，在未来的能源开发中，技术创新的主要目标是实现绿色能源供给端、储能端的降本增效和灵活可靠，发展以储能为核心的多种绿色能源互补体系。

储能技术分为电化学储能技术与物理储能技术等。电化学储能技术包括液流电池、锂离子电池、铅炭电池、钠基电池技术等，具有位置环境不受限的灵活优势，在发电、输配电和用电过程中均可进行规模化应用，更有利于绿色能源的消纳。物理储能技术包括储电和储热，储电有抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储电等，相较于电化学储能技术，物理储能技术具有规模大、成本低、寿命长、环保等特点，但较易受位置与环境限制。从技术特点和当前发展来看，物理储能更适合于发电和输配电过程，化学储能更多应用于交通领域，尤其是电动汽车的电池需求。绿色能源发电和储能技术的组合对传统发电技术形成越来越强的竞争，竞争结果主要取决于电池技术的发展，同时电池回收与处理技术也会影响这一组合的未来发展。当前在地缘政治和能源安全考量增加的形势下，电池作为矿物密集能源，锂、镍、锰、钴、稀土等电池原料的获取也会影响电化学储能技术创新和产业发展。2023年4月，中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2023》显示，截至2022年年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中抽水蓄能累计装机规模占比为79.3%，锂离子电池在新型储能中的累计装机占比为94.4%。

氢储能是一种新型储能方式，具有调节周期长、储能容量大的优势，在促进可再生能源消纳、电网调峰等应用场景中潜力巨大。氢是宇宙中储量最为丰富的元素，也是普通燃料中能量密度最高的绿色能源之一，绿氢因其绿色高效的特点而被称为21世纪的“终极能源”。然而因为技术创新少和成本较高等原因，氢能在工业应用领域的市场规模一直有限。在全球气候加速变化的情境下，氢能逐渐被视为实现碳中和目标的关键燃料。氢能产业全链条包括上、中、下游。氢能产业链的上游为制氢，目前世界上多数氢气来自对化石燃料的加工，属于污染的“灰氢”，在这一制氢过程中采用碳捕集和封存（CCS）技术可使“灰氢”脱碳后变成“蓝氢”。氢能利用的理想状态是“绿氢”，即利用可再生能源通过电解水制氢。目前世界大部分地区生产“蓝氢”的成本低于“绿氢”。随着技术和制造效率的提高，可再生能源和电解槽的价格将降低，这种成本差异在未来会进一步缩小。氢能产业链的中游为氢储运，有气态氢、液氢和固态氢等储运方式。高压气态氢储运技术已商业化，具有体量小、距离短和灵活性高等特征。液氢和固态氢能量密度极高，运输便捷，是未来实现大规模氢能储运的方向。尽管当前液氢和固态氢储运技术有了较大进步，但储氢密度、安全性和成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有距离。氢能产业链的下游为氢应用，氢能燃料既可以替代天然气作为工业和取暖燃料，又可以为重型卡车和轮船提供能源，还可以通过“绿电→氢→电”的转化方式成为新型储能手段。英国石油公司（BP）预测，2030年全球对低碳氢（蓝氢和绿氢）的需求在30Mtpa—50Mtpa之间，2030年—2050年间全球对低碳氢的需求将增长10倍，大约为300Mtpa—460Mtpa。2030年全球绿氢占低碳氢的60%左右，2050年将增加到65%左右。“蓝氢”作为“绿氢”的重要补充提供其余大部分氢。

储能和氢能的技术创新前景可以从专利申请中看到趋势。以专利合作条约（PCT）形式提出的国际申请具有较高的价值和地位，代表着技术创新的最新成果，也是未来产业发展的风向标。从2000年—2020年间专利申请看，储能技术、氢能技术、燃料电池、智能电网等位居绿色技术PCT专利申请前列，并在近年来呈现逐年增加趋势，预计未来储能和氢能将成为能源领域竞争的重点技术。可再生能源发电领域的PCT专利申请量在2012年达到顶峰后，开始出现逐年下降趋势。

在所有能源利用技术的创新前景中，核聚变技术的突破可能引发剧烈的冲击效应。核聚变使用氘和氚，反应后产生的氦气不具有放射性，氘可以从海水中提取，一升海水中的氘聚变释放能量达到300升汽油燃烧当量。人类从1952年第一颗氢弹爆炸后就开始了可控核聚变的研究，此后发明了托卡马克装置，2007年成立了国际热核聚变实验堆组织（ITER），2021年在中国，全超导托卡马克核聚变实验装置（EAST）成功实现了可重复的1.2亿摄氏度101秒和1.6亿摄氏度20秒等离子体运行，2022年中国新一代“人造太阳”（HL-2M）装置等离子体电流突破100万安培（1兆安），同年美国科研人员在劳伦斯利弗莫尔国家实验室“国家点燃实验设施”进行了历史上首次可控核聚变实验，实现了净能量增益的技术突破。经过几十年的研究，全球可控核聚变技术创新已取得长足进步，私人资本大举进入可控核聚变领域，但真正商业化运行可能还需要几十年的努力。可以预见的是，一旦可控核聚变技术实现突破和大规模商业化，人类现有的用能结构将会发生颠覆性的变化。

自工业革命以来，全球化石燃料的使用量随着GDP的增长而增长，几十年来化石燃料在全球能源结构中占比一直高居80%，即使到2050年仍将略高于60%。全球与能源相关的二氧化碳排放量将在2025年达到370亿吨的峰值，到2050年回落到320亿吨。在这一过程中，CCUS技术将发挥重要作用。CCUS技术是指可以在实现全球能源和气候目标方面发挥重要和多样化作用的技术，该技术通过化学吸附、物理分离等技术，从使用化石或生物质燃料的大型发电或工业设施捕获二氧化碳，也可以直接从大气中捕获。捕获的二氧化碳将通过管道、船舶、铁路或卡车进行压缩和运输，以待后续应用，或注入深层地质构造（包括枯竭的油气藏或盐化层）永久储存。目前，全球的CCUS设施每年可以捕获超过40Mt的二氧化碳。CCUS的贡献将随着时间的推移而增长，并扩展到全球能源系统的几乎所有部分。

能源产业发展趋势前瞻

技术对能源的发展具有关键性影响，具体到能源产业的发展还需要考量资源、人口、气候、环境、政治与经济等其它因素。具体而言，资源的蕴藏和经济可采、人口对能源的需求与偏好、环境对能源活动的容纳度、政治诉求与政策体系、经济发展水平与趋势等，都对能源产业发展施加各种影响。技术创新主要是围绕上述需求而开展，并通过技术扩散发挥作用。

从资源与环境角度来看，化石能源不可再生，只会逐渐减少。历史上屡次出现的“石油峰值论”就是对化石能源枯竭的担忧。围绕化石能源的技术创新时间最长、底蕴最厚、成果最多，但依然摆脱不了化石能源终会枯竭的命运，尽管页岩气（油）革命延缓了这一进程。化石能源使用过程中会排放大量的二氧化碳，这也被认为是造成当今气候变化的罪魁祸首。人类对石油的担忧由原来的供应峰值变成了需求峰值——对石油的消费何时才能达峰？枯竭趋势和高碳排放促使化石能源终将从主导性能源地位退下，被迅速崛起的可再生能源替代。可再生能源拥有契合当今世界能源需求的多种优势：不会枯竭、清洁、低碳等，将会成为未来能源结构中的主导力量。

IEA预测，在“现行政策情景”中，化石燃料在全球能源结构中的占比将从目前的80%下降至2050年的60%。煤炭需求将在未来几年内达峰，石油需求将在21世纪30年代中期达峰，天然气需求在2021年至2030年将增加约5%，随后将趋于稳定。在“已公布的承诺情景”中，电力在能源消费中的占比将从2021年的20%上升到2050年的39%，可再生能源发电量在总发电量中的比重将从2021年的28%上升至2050年的80%，化石燃料发电量占比则从2021年的62%下降至2050年的26%。IEA预测，未来五年的太阳能光伏产能将逐年增加，2026年将超过天然气，2027年将超过煤炭，成为全球最大的电力来源。

可再生能源产能的增加为世界能源清洁低碳转型带来了机遇，但随着可再生能源占比提高，“可再生能源+储能”的组合对储能电池的原料来源提出了新的挑战，未来的矿产需求量和价格将会迅速增长。电池中锂的使用推动了锂需求的增长，到2040年锂的需求将增长25倍至60倍，其中电池用途占锂总需求的85%—95%。镍的总需求也将增长2.5倍至4倍，其中65%—80%的增长是由于电动汽车电池使用的增加。全球关键矿石的分布集中于少数几个国家，有些矿石仅分布在两三个国家，拥有电池矿物丰富储藏或生产加工技术能力的国家和企业未来将显著获益，而大国对关键矿产的竞争博弈和生产国的资源民族主义行为有可能进一步加剧供需失衡，绿色关键金属供应链成为能源地缘政治关注的焦点。全球能源加速转型导致绿色关键金属需求长期持续上升，矿产资源丰富的国家将会获得更多的能源权力。

世界能源需求增长还受到人口和经济增长的影响。伴随着全球人口增加和经济进步，能源消费需求持续增长，能源质量偏好增多。联合国统计数据显示，截至2022年11月，全球人口已达80亿，自2010年以来增加了10亿，自1998年以来增加了20亿。预计到2050年全球人口将增加至97亿，并可能在21世纪80年代中期达到近104亿的峰值。人口增加、城市化步伐加快及经济增长为能源生产提供了持续的动力。根据BP能源数据库公布的数据，经计算所得，全球一次能源消费从2000年的396.88艾焦耳上升到2021年的595.15艾焦耳，增长近1.5倍。此外，经济发展程度不同的国家对能源利用和能源转型有着不同的态度和意义。发展中国家在讨论能源转型方案时往往低估面临的挑战和困难，一些发展必需的清洁能源却被发达国家认为是污染的能源。经济发展程度的不一致影响了发展中国家与发达国家之间开展气候国际合作的成效，能源转型变成了发展权之争。

随着极端天气增加，气候变化已成为全球各国政府的核心议题之一。目前联合国应对气候变化的政策框架主要表现为实施碳中和行动计划。截至目前，全球超过130个国家和地区提出了净零排放或碳中和的目标。在全球气候变化与碳中和的结构性压力下，各国政府既要努力实现零碳目标，又要考虑本国能源安全和经济发展韧性。因此，在设计制定本国能源政策时，核心是加快推进能源转型，实现碳减排目标，包括提升可再生能源占比，提高能源利用效率，建设新核电机组，推进CCUS技术的部署等。除了增加公共资金投入外，政府还需制定政策，鼓励民间资本参与清洁能源领域。IEA指出，预计到2030年清洁能源投资将从2021年的1.3万亿美元上升至2万亿美元，但是如果要实现2050年净零排放目标，这一投资额到2030年需达到4万亿美元。

一些发达经济体为未来十年新制定了政策目标和政府计划，为加速清洁能源发展奠定了基调，比如，美国出台的《通胀削减法案》、欧盟发布的重新赋能欧洲计划、澳大利亚出台的气候变化法案等。欧盟发布的重新赋能欧洲计划以保障欧盟能源安全为核心，通过节能、能源进口多样化和加速清洁能源转型以提升能源系统抗风险能力。同时，欧盟允许成员国在能源转型前可以适度的增加化石能源供给，以更好保障能源安全。

对能源产业发展而言，技术虽然不是决定性因素，但却是最为重要的因素。人口和经济的增长需要技术来开发、生产更多的资源和能源，资源开发遭遇环境压力也需要技术创新来实现能源利用方式的转型，而政治诉求和政策设计又极力促进技术扩散和大规模商业化。在全球实现碳中和目标的结构性压力下，国家和企业都承担着推动能源清洁化转型、提升能源安全和韧性发展的任务，利用好既有优势因素，发挥技术创新的催化和倍增效应，将影响国家能源产业的发展前景，也决定了国家和企业在未来能源产业中的地位与权力。

（来源：煤气与热力）

【主持者言】

绿色发展是高质量发展的根本要求，是推动工业大国迈向工业强国的必由之路。我国能源革命方兴未艾，能源结构持续优化，形成了多轮驱动的供应体系，核电和可再生能源发展处于世界前列，具备加快能源转型发展的基础和优势；但发展不平衡不充分问题仍然突出，供应链安全和产业链现代化水平有待提升，构建现代能源体系面临新的机遇和挑战。

杭燃集团为实现绿色发展，积极探索能源的转型升级，在做大做强传统天然气供气的基础上，积极发展氢能、光伏、储能、充电桩等新能源产业中。绿色发展同样是新发展理念的重要组成部分，是建设美丽中国的重要内容。

观点 | 现阶段天然气市场“疲软”与能源转型关系不大

笔者10月下旬前往北京参加一场天然气论坛活动。一进入会场，一种熟悉的感觉迎面而来，无论是谈论的话题还是与会的企业，都似曾相识。也有一些新变化，一是石油公司对于新能源的关注程度大大提高；二是从业者对天然气发展前景预期出现了较明显的分化。一些人士认为经济发展仍将支撑国内天然气市场较快增长，另一些从业者则表示无论是目前的能源转型趋势还是市场表现，天然气市场都难有大发展。

2022年以来，我国的天然气消费增长乏力。一些人士认为，新能源与煤炭双重“挤压”对天然气市场的影响明显。特别是近几年，我国的新能源发展势头迅猛。国家能源局的数据显示，2022年我国新增可再生能源装机规模1.52亿千瓦；2023年前三季度，全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%。

笔者认为，长期来看，作为清洁低碳的化石能源，天然气市场空间将逐渐被新能源所替代，但现阶段能源转型对天然气市场的影响并不明显。短中期来看，新能源与天然气的竞争主要在增量市场上，而决定两者竞争力的主要是各自的经济性。与此同时，在加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统过程中，天然气将发挥重要的“桥梁”支撑作用，天然气发电还具有较大的增长空间，从而带动天然气消费提升。

近年来，国内天然气市场波动主要还是受气价的影响。2021年，受疫情影响，全球天然气价格大幅下降，我国天然气表观消费量3726亿立方米，同比增长12.7%；2022年，受俄乌冲突影响，全球气价暴涨，国内市场需求被抑制，我国天然气表观消费量3663亿立方米，同比下降1.7%；2023年以来，国际气价回落，天然气消费有所恢复，1—9月全国天然气表观消费量2887.5亿立方米，同比增长7%。

近两年，全国局部阶段性电力供应偏紧对天然气消费的拉动作用明显。2021年春夏季，由于气温偏高，广东电力供应偏紧，燃气机组顶峰发电，带动2021年广东天然气消费量达到364亿立方米，较2020年增长约25.5%。

从市场的实际表现来看，当前新能源的发展对天然气市场的不利影响并不明显，短期内，新能源的发展还将带动天然气市场的增长。目前天然气市场“疲软”主要还是受气价和天然气产业自身市场结构影响，要解决当前天然气市场发展的困境还需立足行业自身，破解和疏导市场发展中存在的难点、堵点。

（来源：南方能源观察）

【主持者言】

2023年下半年预计全球天然气市场将持续受到欧洲市场供需再平衡的影响，随着逐步恢复天然气库存，亚洲需求预计将稳步复苏。国家能源局表示，基于本土天然气产量增加和中俄东线管道天然气供应增加，中国的天然气供应预计将增加，液化天然气进口将恢复增长，以更加灵活应对国内供需变化。中国的天然气战略包括加强国内天然气生产和促进长期合同签订，并从现货市场进口液化天然气，以减少波动、保持价格稳定。

城燃企业购进气量成本高且无法合理传导至终端市场是导致城燃经营利润下降的主要原因之一。要解决当前天然气市场发展的困境，不仅要保证上游气量和价格的稳定性，并使得外购高价成本能合理传导至终端市场，还要增强城燃企业资源储备和调配能力，下游成本合理传导，这才是疏导天然气市场“疲软”的关键方法。

加强党建引领 找准定位坐标

推动集团现代化高质量新发展

——燃气集团召开中层干部专题培训暨基层党组织负责人、中层干部述职述廉及民主评议会议

11月19日-20日，燃气集团召开中层干部专题培训暨基层党组织负责人、中层干部述职述廉及民主评议会议，集团领导班子、全体中层干部和劳模工匠代表参会。会议由集团党委委员、纪委书记赵伟儿主持。

会上，浙江大学语言与认知研究中心博士生导师徐慈华作《创新思维与创新管理》、浙江省中国特色社会主义理论体系研究中心副主任郑仓元作《领导干部的责任与担当》专题教学。30名基层党组织负责人、部分中层干部代表上台述职述廉，全体参会人员进行了中层干部民主评议和后备干部民主推荐。

集团党委书记、董事长万向伟从为什么要述职述廉、如何看待述职述廉、如何述好职述好廉三方面强调了述职述廉的重要性，提出要结合岗位特性，找准定位，体现特点，并对大家一年来的付出表示很辛苦要肯定、很努力要激励。最后提出三点要求：一是要以党建引领为根本，深刻把握杭燃集团政治坐标，把准政治方向、突出政治标准、夯实政治根基；二是要以高质量发展为基础，精准把握杭燃集团战略坐标，推进创新、协调、绿色、开放、共享发展；三是要以作风建设为底线，全盘把握杭燃集团廉政坐标，坚决纠正“四风”、涵养政治生态、严明廉洁纪律。

（来源：杭州燃气集团）

【主持者言】

述职述廉是加强党内廉政建设的有力措施，本次述职述廉要求领导干部对本级党委廉政建设和自身廉洁情况在组织和群众面前作自我说明，有利于增强其自我约束力，时刻紧绷廉政勤政这根弦，做到不违法不失职。述职述廉是我党在党内监督体制上的创造性举措，是发展党内民主、加强党内监督的有效载体。通过公开述职述廉有利于推动党的党风廉政建设和反腐败斗争的深入开展。建立述职述廉制度，通过领导干部向群众报告自己的工作，接受群众的监督、批评和建议，使杭燃各中层干部从思想深处认识到工作职责所在，从而增强其公仆意识，使我们的领导干部在具体的工作实践中体现党的宗旨。

液化天然气市场信息

据金联创统计11月28日全国LNG出厂（站）均价涨46至5671元/吨，同比上涨3.24%，其中接收站LNG槽批均价涨30至5673元/吨，同比下跌10.32%；国产LNG实际出厂均价涨62至5668元/吨，同比增长21.60%，国产-进口价差为-5元/吨。国内LNG价格以涨为主，个别回落。液厂方面，杨凌补库需求增加，同时上游看涨新一轮原料气竞拍，加之库存可控，支撑液厂价格上行，但下游高价承接能力不足，交投相对一般；海气方面，华北、华东、华南多个接收站延续控量政策，加之国产气上涨至套利半径收窄，海气价格持续上行，但五号沟接收站库存承压，带动杭佳鑫接收站降价促销。后市来看，储备库稳定出货，供方竞争加剧，同时下游抵触高价情绪明显，且市场重车有待消化，预计短线价格盘稳为主，观望原料气竞拍。

西北地区：西北地区价格重心继续上移。区内主流出厂成交价格在5460-5730元/吨，上涨130元/吨。受区内补库需求增加及库存可控支撑，同时明日新一轮原料气竞拍，业内看涨后市，今日液价继续推涨上探，但近期连续涨价，且市场重车未完全消化，市场交投一般，预计短线内价格盘整窄幅上探。

内蒙古地区：内蒙古液厂价格小幅上调，主流出厂成交价格在5400-5700元/吨，涨75元/吨。冷空气过境带动刚需低价跟进，加之原料气竞拍在即，液厂库存无压小幅推涨，市场重心上移，但实际高价成交有所减弱，预计短线价格盘整探涨，等待原料气竞拍涨价指引。

京津冀晋：京津冀区内价格以涨为主。区内主流出厂（站）5600-5900元/吨，涨50元/吨，其中接收站主流出站成交5700-5900元/吨，涨50元/吨，液厂主流出厂成交5600-5750元/吨，涨75元/吨。接收站走货基本无忧，加之成本因素支撑，价格持续推涨，华北五大接收站日出货量620车左右；国产气方面，华北海气上涨利好，但因刚需有限，且下游抵触高价情绪依旧，液厂跟涨幅度较窄，交投相对一般，后市新一轮中石油原料气竞拍在即，市场观望情绪浓厚，预计短线区内价格稳定运行为主。山西液厂价格继续上涨，主流出厂成交价格在5500-5800元/吨，涨110元/吨。原料气竞拍在即，液厂看涨情绪保持，加之冷空气过境，下游涨前适量采买，部分低价成交尚可，但高价有所减弱，下游抵触情绪日渐升温，预计短线高位有价恐无量，观望原料气竞拍指引。

山东地区：山东地区液厂价格稳中有涨，区内主流出厂成交价格在5500-5750元/吨，涨25元/吨。其中接收站价格稳定在5500元/吨，稳定；液厂主流出厂成交5700-5800元/吨，涨25元/吨。董家口接收站价格持稳，日槽批量维70-80车左右，内供为主；国产气方面，多数厂家挺价运行，个别厂家低价补涨，区内供需矛盾不明显，厂家库存无压，下游刚需跟进，但随和着储备库出货增多，导致市场竞争加剧，预计短线市场横盘整理，关注新一轮中石油西部直供液厂原料气竞拍情况。

东北地区：东北区内价格以稳为主，个别补涨。区内主流出厂（站）成交5800元/吨，涨50元/吨，其中接收站主流出站成交5800元/吨，稳定；液厂主流出厂成交5800元/吨，涨50元/吨。交投氛围变化不大，终端需求未有增量，市场基本面依旧偏弱，但海气价格高企且限量惜售，支撑短线价格坚挺为主。

华东地区：华东地区市场价格总体稳定，部分涨跌互现，区内出站价格为5280-6000元/吨，稳定。如东延续控量推涨100元/吨，上海五号沟库存承压，带动杭嘉鑫接收站降价促销，下调40元/吨。区内接收站控量销售价格高位为主，市场抵触高价，接货乏力，逢低采买，个别资源价格适中，出货增量，预计短线价格稳定为主个别补涨。

华中地区：华中地区液厂价格上涨运行，区内主流出厂成交价格在5550-5650元/吨，上涨50元/吨，区内液厂库存低位运行，市场买涨心态支撑液厂走货尚可，西北及山西煤气价格走高，区内液厂为平衡与周边价差价格上调，但终端接货能力有限，下游刚需采买抵触高价，市场观望中石油西部直供液厂原料气竞拍，预计短线区内或低价补涨运行。

西南地区：西南地区液厂价格上涨为主，个别走跌，区内主流出厂成交价格在5100-5400元/吨，上涨65元/吨。华南海气价格走高，利好区内资源外流，市场买涨情绪支撑区内液厂走货顺畅，但终端抵触高价情绪仍存，区内个别高价液厂降价促销，市场采买观望，预计短线区内价格低价存补涨可能。

华南地区：华南地区市场价格上涨运行，区内接收站主流出站价格在5500-5900元/吨，上涨50元/吨，液厂主流出厂成交价格在6150元/吨，稳定。区内海气延续控量销售，市场逢低采买抵触高价，终端需求疲软，高价海气走货不畅，但接收站库存可控，临近中石油西部直供液厂原料气竞拍，市场观望国产资源价格走势逢低采买，预计短线区内或低价补涨运行。