中國天然氣發展報告（2023）

前??言

2022年，國際地緣政治局勢劇烈動蕩，能源產業鏈供應鏈屢受沖擊，能源格局深刻調整，貿易流向顯著變化，能源價格高位劇烈波動，能源消費增速放緩。面對異常復雜的國際形勢，中國天然氣行業主動應對，堅持供需兩側協同發力、保供穩價，為穩定全球天然氣產業鏈供應鏈做出積極貢獻。

黨的二十大報告提出，深入推進能源革命，加大油氣資源勘探開發和增儲上產力度，加快規劃建設新型能源體系，為推進能源綠色低碳轉型和高質量發展指明了方向。面對能源發展新形勢新要求，天然氣行業將深入貫徹落實習近平總書記重要指示批示精神，持續加快產供儲銷體系建設，提升供應保障能力，完善市場體系建設，激發科技創新活力，推進國際交流合作，增強產業鏈供應鏈韌性，實現行業高質量發展，推動天然氣在新型能源體系建設中發揮更大作用。

（一）世界天然氣發展

1.天然氣消費波動，區域市場出現分化

2022年，世界天然氣消費量3.94萬億立方米，同比增速由上年的5.3%降至-3.1%；全球經濟復蘇乏力、國際氣價異常高位、替代能源利用增加是需求下降的主要因素。歐洲是全球消費降幅最大的地區，全年消費量4988億立方米，同比下降13.0%，主要是由于天然氣供應體系重構，需求管控加強，煤炭等替代能源利用提高。北美地區全年天然氣消費量1.10萬億立方米，同比增長4.7%。其中，美國消費量8812億立方米，同比增長5.4%，主要是發電用氣快速增長。亞太地區多國重啟核電，加強煤電利用，加快推動可再生能源發展，全年消費量9071億立方米，同比下降2.3%。其中，韓國、中國、日本、印度分別同比下降0.8%、1.2%、3.0%、6.3%。

2.勘探開發投資快速恢復，天然氣產量保持穩定

2022年，全球油氣勘探開發投資支出4934億美元，較上年增加1228億美元，增幅33.1%，但仍比2014年的歷史高位低2010億美元。其中，北美地區增加613億美元，增幅53.1%，占全球投資增量的43%。2022年，世界天然氣產量4.04萬億立方米，北美和中東地區天然氣產量分別增加490億立方米和151億立方米，增幅分別為4.2%和2.1%；產量增加100億立方米以上的國家有美國、加拿大和中國，增量分別為345億立方米、127億立方米和125億立方米；俄羅斯產量因貿易受限減少837億立方米，同比下降11.9%。2022年，全球新發現氣田92個，新增儲量1.23萬億立方米，均高于上年水平，世界天然氣剩余探明可采儲量193萬億立方米；全球十大油氣發現中，圭亞那表現突出（發現5個），其次是納米比亞（發現2個）。

3.天然氣貿易量同比下降，貿易格局深刻調整

2022年，世界天然氣貿易量1.21萬億立方米，同比下降1.0%，主要是由于地緣政治博弈、全球經濟表現不佳。管道氣貿易量6492億立方米，同比下降7.8%，占天然氣貿易總量的53.7%，較上年減少4.0個百分點，主要由于俄羅斯供歐洲管道氣量大幅下降。液化天然氣（LNG）貿易量5597億立方米，同比增長5.1%，其中美國LNG出口貿易量1100億立方米，同比增長13.4%，在全球LNG貿易中占比19.5%，較上年提升1.5個百分點；LNG貿易中現貨和3年內短期合約貿易量1695億立方米，同比下降0.7%，占LNG總貿易量的29.8%。世界天然氣貿易格局深刻調整，俄羅斯與歐洲管道氣貿易量大幅下降，美國和中東加大對歐洲LNG供應。2022年，俄羅斯出口歐洲管道氣同比下降50%，美國、卡塔爾對歐洲LNG出口同比分別增長142%、22.6%。全球已投產LNG接收站接卸能力10.1億噸/年，新增3700萬噸/年，新投產項目以浮式儲存再氣化裝置（FSRU）為主，主要分布在德國、芬蘭、荷蘭等歐洲地區。2022年，全球新簽LNG長協合同量9816萬噸，同比增長34.5%，達到歷史高位。新簽長協呈現目的地條款限制減少、合同期趨長、合同標的量趨小的特點。

4.受地緣政治等因素影響，全球天然氣價格高位震蕩

2022年，歐洲自俄羅斯進口管道氣顯著下降，區內氣田增產乏力，注庫需求旺盛，疊加地緣政治溢價影響，歐洲氣價大幅攀升，持續超過東北亞LNG現貨價格。荷蘭TTF天然氣現貨價格一度創下96.3美元/百萬英熱單位的歷史高點，年均價格37.7美元/百萬英熱單位，同比上漲137%。亞洲受市場供應整體緊張和歐洲市場聯動影響，年內東北亞LNG現貨報價達到72.2美元/百萬英熱單位（17.6元/米3）的歷史高位，全年東北亞LNG現貨到岸均價34.5美元/百萬英熱單位（8.4元/米3），同比上漲138%；全年東北亞LNG（含長協和現貨）到岸均價19.2美元/百萬英熱單位，同比上漲76%。美國受LNG出口旺盛、本土需求增長影響，市場供應緊張，亨利中心（HH）天然氣現貨年均價格6.4美元/百萬英熱單位，同比上漲64%，短期回到2008年頁巖氣革命前的價格水平。隨著全球LNG貿易活躍度提升，船運市場運力緊缺，船運費明顯上漲，造船企業新接LNG運輸船訂單量增多。

5.歐洲全力應對能源危機，供應安全成為重大關切

能源危機下，傳統能源對保障供應安全和支撐能源轉型的作用進一步強化。歐盟宣布將核電和天然氣重新納入綠色能源目錄，出臺更嚴格的儲氣規定保障冬季供應安全，要求11月1日前成員國儲氣庫滿庫率須達80％，且此后每年同期均須達90％。2022年11月，歐盟儲氣庫實際滿庫率95.4%，同比增加18個百分點。歐盟加強能源統一大市場建設，推進成員國間管網互聯，建設投產波蘭—立陶宛聯絡線、希臘—保加利亞聯絡線等管道；建立歐盟天然氣聯合采購平臺（AggregateEU），成員國可通過該平臺集體購氣。全球主要國家和地區將清潔能源發展作為能源供應安全的關鍵保障，加快能源低碳轉型部署，統籌推進氣候變化、能源安全和低碳發展。2022年5月，歐盟推出“REPowerEU”能源計劃，強調天然氣領域要進一步節約利用和替代、供應多源化、內部統一市場建設。

（二）中國天然氣發展

1.供需兩側協同發力，天然氣市場總體平穩

供應側發揮國產氣和進口長協氣保供穩價“壓艙石”作用，靈活調節LNG現貨采購，資源池均衡定價平抑市場波動，多企互濟強化供應保障。需求側立足能源系統思維多能互補，發揮煤炭兜底保障作用，優化調整用氣結構，用好氣、少用氣，同時發揮市場調節作用，可中斷用戶等快速響應，平衡供需。天然氣行業形成“全國一盤棋”，全產業鏈齊心協力，主動有效應對國際市場價格波動的新局面。2022年，全國天然氣

消費量3646億立方米，同比下降1.2%；天然氣在一次能源消費總量中占比8.4%，較上年下降0.5個百分點，全方位體現了中國天然氣產業發展的彈性和靈活性。從消費結構看，城市燃氣消費占比增至33%；工業燃料、天然氣發電、化工行業用氣規模下降，占比分別為42%、17%和8%。廣東和江蘇全年消費量保持在300億立方米以上，河北、山東和四川消費量處于200億～300億立方米之間。

2.大力提升勘探開發力度，新增儲量產量維持高位

2022年，天然氣勘探開發在陸上超深層、深水、頁巖氣、煤層氣等領域取得重大突破。其中，在瓊東南盆地發現南海首個深水深層大型天然氣田；頁巖氣在四川盆地寒武系新地層勘探取得重大突破，開辟了規模增儲新陣地，威榮等深層頁巖氣田開發全面鋪開；鄂爾多斯盆地東緣大寧—吉縣區塊深層煤層氣開發先導試驗成功實施。2022年，國內油氣企業加大勘探開發投資，同比增長19%，其中，勘探投資約840億元，創歷史最高水平；開發投資約2860億元。全國新增探明地質儲量保持高峰水平11323億立方米。全國天然氣產量2201億立方米，同比增長6.0%，連續六年增產超100億立方米，其中頁巖氣產量240億立方米。

3.管道氣進口穩健增長，LNG貿易靈活調節

2022年，進口天然氣1503億立方米，同比下降9.9%。其中，來自土庫曼斯坦、澳大利亞、俄羅斯、卡塔爾、馬來西亞五個國家的進口量合計1215億立方米，占比81%。管道

氣進口量627億立方米，同比增長7.8%，俄羅斯管道氣增長54%，中亞管道氣近年履約量波動加大。在全球天然氣供應緊張及LNG現貨價格高企的背景下，中國靈活調節LNG進口。LNG進口量876億立方米，同比下降19.5%，主要來自澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、俄羅斯、印度尼西亞、巴布內新幾內亞、美國。受國際高氣價影響，中國作為進口國付出更高成本，LNG進口貨值同比增長25%。2022年，中國企業新簽LNG長期購銷協議合同總量近1700萬噸/年，離岸交貨（FOB）合同占比近60%。

4.基礎設施建設持續推進，儲氣能力快速提升

“全國一張網”和全國儲氣能力建設工作加快推進，天然氣基礎設施“戰略規劃、實施方案、年度計劃、重大工程”層層推進落實體系不斷完善。2022年，全國長輸天然氣管道總里程11.8萬千米（含地方及區域管道），新建長輸管道里程3000千米以上。其中，中俄東線（河北安平—江蘇泰興段）、蘇皖管道及與青寧線聯通工程等項目投產，西氣東輸三線中段、西氣東輸四線（吐魯番—中衛段）等重大工程持續快速建設。2022年，全國新增儲氣能力約50億立方米，大港驢駒河、大港白15、吉林雙坨子、長慶蘇東39-61、吐哈溫吉桑儲氣庫群溫西一庫、江漢鹽穴王儲6等地下儲氣庫以及中國海油江蘇濱海LNG接收站等陸續投產，先后建成北京燃氣天津LNG接收站、河北新天曹妃甸LNG接收站，進一步增強了環渤海區域保供能力。

5.油氣體制改革深入實施，市場體系加快建設

全年共掛牌出讓廣西、黑龍江、新疆等7?。ㄗ灾螀^）42個石油天然氣、頁巖氣區塊?！叭珖粡埦W”建設持續推進，浙江省天然氣管網以市場化方式融入國家管網，持續推動全國油氣管網設施公平開放，油氣管網設施運營效率穩步提升。國家管網開放服務及管容交易平臺上線運行，探索“一票制”服務、“儲運通”產品、文23儲氣庫容量競價等多樣化交易模式。出臺完善進口液化天然氣接收站氣化服務定價機制的指導意見。天然氣購銷合同的簽訂與執行構成天然氣市場化保供的堅實基礎。持續壓縮管輸層級和供氣層級，部分地區積極探索和開展燃氣特許經營評估，促進城鎮燃氣優勝劣汰，整合重組。

6.科技創新示范取得新進展，塑造發展新動能

自主研發國產超深井鉆機，四川盆地蓬萊氣區的蓬深6井9026米刷新亞洲最深直井紀錄。成功研制“一鍵式”人機交互7000米自動化鉆機，并在四川長寧—威遠頁巖氣國家級示范區成功應用。深層煤層氣成藏模式、滲流機理取得新認識，鉆井、壓裂技術取得突破，拓展了煤層氣開發的新思路新領域。首套國產化500米級水下油氣生產系統、自主設計建造的亞洲第一深水導管架平臺“?；惶枴钡日酵队谩Ｌ烊粴夤艿涝诰€仿真等數字化智能化水平持續提升。中國最大的碳捕集、利用與封存（CCUS）全產業鏈示范基地、國內首個百萬噸級CCUS項目“中國石化齊魯石化—勝利油田百萬噸級CCUS項目”注氣運行。國內首臺自主研制F級50兆瓦重型燃氣輪機正式交付進入實際應用。

7.行業發展總體向好，局部矛盾需差異化解決

天然氣產供儲銷體系建設以來，國產氣連續6年年增產超百億立方米，“全國一張網”初步形成，儲氣能力翻番式增長，全國天然氣干線管輸“硬瓶頸”基本消除。在氣源及基礎設施供應能力均充分保障、天然氣產業鏈各環節均實現總體盈利的背景下，2022—2023年采暖季期間，個別地區發生民生用氣限供甚至斷供等負面案例，暴露出部分地區民生保供責任未壓實，特許經營權責不對等問題。下游企業用氣成本較高，終端順價的合理訴求以及城燃領域優勝劣汰、整合重組的趨勢也值得關注和引導。未來天然氣行業要進一步深化改革和加快市場體系建設，堅持產業鏈互利共贏的基本原則，共同維護好天然氣市場發展良好形勢，同時中央政府、地方政府及有關企業三方共擔，針對性、差異化解決個別地區農村“煤改氣”可持續運營難題。

二、新型能源體系下推進天然氣產業高質量發展

黨的二十大報告提出，深入推進能源革命，加大油氣資源勘探開發和增儲上產力度，加快規劃建設新型能源體系，加強能源產供儲銷體系建設，確保能源安全。天然氣作為最清潔低碳的化石能源，是我國新型能源體系建設中不可或缺的重要組成部分，當前及未來較長時間內仍將保持穩步增長；天然氣靈活高效的特性還可支撐與多種能源協同發展，在碳達峰乃至碳中和階段持續發揮積極作用。

（一）堅定不移大力增儲上產，立足國內保障供應安全

立足國內全面提升天然氣供應安全保障水平，加大勘探開發和增儲上產力度，確保天然氣自給率長期不低于50%。加大四川盆地及周邊地區勘探開發力度，大力推動在川渝地區建設“中國氣大慶”。推進塔里木、準噶爾盆地深地工程，開辟超深層天然氣增儲上產新領域。大力推進新區建產，持續開展深層頁巖氣、8000米以深超深層天然氣及海域天然氣開發技術攻關，加快川南頁巖氣、博孜—大北、渤中19-6等天然氣上產工程。大力實施老氣田穩產“壓艙石”工程，強化天然氣控遞減與提高采收率技術攻關，確保蘇里格、安岳、克深、普光等重點氣田穩產。

（二）加快天然氣基礎設施建設，完善“全國一張網”

統籌規劃，適度超前，加強天然氣基礎設施建設。完善干線管網，加快中俄東線南段、西氣東輸三線中段、西氣東輸四線、川氣東送二線、虎林—長春—石家莊管道等國家重大戰略性工程建設和投產；在具備條件的地區，加強干支協同布局，支持管道開口分輸，積極完善區域管網；加強管網互聯互通，強化跨區域互濟互保；地下儲氣庫和重點港址LNG接收站要全部接入全國干線管網；支持和引導省級管網以市場化方式融入國家管網。堅持大庫大站集約布局，地下儲氣庫為主，沿海LNG接收站儲罐擴建為輔，謀劃千億立方米全國儲氣能力項目布局，加快項目落地實施。堅持儲氣市場化定價，完善儲氣調峰輔助服務市場機制，支持各方通過自建、合建、租賃、購買等多種方式履行儲氣責任。

（三）深化油氣體制改革，完善天然氣市場體系

進一步提升上游勘探開發活力，探索企業間合作新模式，創新合作機制及組織形式，推動風險勘探再上新臺階，探索難動用儲量加快動用、經濟開發的有效途徑。加大油氣退出區塊的競爭性出讓力度，研究推進礦權市場建設。持續推動基礎設施高水平、高質量開放，指導基礎設施運營企業建立健全規章制度和操作細則并加強監管。加快管網氣量平衡輔助服務市場建設。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，研究完善天然氣門站價格形成和動態調整機制，建立健全天然氣上下游價格聯動機制。開展新一輪管輸定價成本監審，在保障設施合理收益的同時支持新管道投資建設。不斷強化天然氣合同制度，堅持合同化市場化保供，支持中長期、年度、季度、月度及短期等多種合同模式和合同組合，保障市場穩定性，增強市場靈活性。

（四）推動天然氣產業降碳提效，實現綠色發展

推進天然氣生產和利用過程的清潔化、低能耗、低排放，支持油氣企業由傳統油氣供應向綜合能源開發利用轉型發展。支持陸上油氣田風能和太陽能資源規?；_發，著力提升新能源就地消納能力，支撐油氣勘探開發清潔用能。統籌推進海上油氣勘探開發與海上風電建設，形成海上風電與油氣田區域電力系統互補供電模式。推廣關鍵耗能設備節能技術以提升能效水平，加快實施以電驅鉆井技術、電驅壓裂技術、壓縮機組電代氣技術為主的電氣化改造，推進集輸管線檢維修放空氣回收技術等溫室氣體控排技術。加快推進LNG冷能利用。積極推進數字技術與油氣產業的深度融合，通過云計算、物聯網、大數據、人工智能等數字技術降本提質增效。持續優化天然氣利用方向，提高資源的系統配置效率，降低用能綜合成本。

（五）加強與多種能源協同發展，構建多能互補新格局發揮天然氣靈活調節作用，逐步使天然氣成為當前及中長期解決新能源調峰問題的途徑之一。在青海、甘肅等可再生資源較好、氣源有保障且有價格優勢的地區，因地制宜研究建立風光氣水綜合能源基地外送模式。在廣東等可再生資源較好的沿海地區，建立風光氣水綜合能源生產消費模式。鼓勵發展天然氣分布式能源，推廣集供電、供氣、供熱、供冷于一體的綜合能源服務模式；推進天然氣、分布式風光發電、生物質、地熱、氫能、儲能等多能互補的綜合能源發展新模式新業態和示范項目建設。發揮油氣行業技術裝備和工業體系優勢，研究推動管道輸氫、摻氫和終端利用，完善相關標準規范；加強CCUS產業頂層設計和關鍵核心技術攻關，推動CCUS全產業鏈示范及商業化應用，促進傳統化石能源清潔低碳化利用。繼續加強燃氣輪機關鍵核心技術裝備攻關，建設一批創新示范工程。

（六）持續深化國際交流與合作，參與全球能源治理

統籌國產與進口、進口管道氣與LNG，以及不同進口來源，構建開放條件下的天然氣供應安全體系。充分發揮中國在穩定全球天然氣市場、提振消費信心、促進國際貿易、吸引商業投資等方面的積極作用，以“一帶一路”倡議提出十周年為契機，促進國際合作高質量發展。繼續加強在非常規及深水天然氣生產、超高壓運輸、CCUS、制氫輸氫與摻氫、多能源協同發展等領域的國際交流合作與創新研發。積極參與全球天然氣貿易，持續構建進口來源多渠道、貿易形式多樣化、價格基準多元化的資源池。依托我國沿海LNG接收站儲罐規?；季值挠欣麠l件，支持海南自貿區等積極探索LNG轉口貿易及LNG保稅交易，發揮中國在需求側對全球LNG市場的調節作用。深度參與和積極完善全球能源治理體系，共同維護互利共贏、和諧穩定的貿易環境。

三、2023年天然氣發展展望

回顧上半年，國際天然氣市場受采暖季氣溫偏暖、歐美地下儲氣庫庫存高位、全球經濟增速放緩等因素影響，供需緊張形勢顯著緩解，烏克蘭危機等地緣政治對國際能源市場影響的邊際效應減弱，當前國際天然氣現貨及中遠期期貨價格均已恢復至烏克蘭危機前水平。中國天然氣市場發展總體平穩。1—6月，全國天然氣消費量1941億立方米，同比增長5.6%；天然氣產量1155億立方米，同比增長5.4%；天然氣進口量794億立方米，同比增長5.8%，其中管道氣332億立方米，LNG462億立方米。受天然氣進口長協計價滯后期影響，目前國內天然氣進口成本相對高位運行，與國際LNG現貨價格顯著下行的趨勢產生偏差。較高氣價一方面可能影響天然氣需求，另一方面市場主體進口LNG現貨積極性回升，行業發展面臨新形勢新要求。

下半年，歐洲市場再平衡仍是影響全球市場走勢的關鍵，預計進口LNG補庫注氣進程較為溫和，亞洲市場需求穩步復蘇。在目前全球天然氣供需總體平衡的格局下，歐美儲氣庫補庫需求總體有保障，在不發生全球性極寒天氣的前提下，預計當前及下一采暖季天然氣市場總體平穩，供需基本面總體穩中向好。國內方面，受經濟形勢及國內外天然氣價格走勢影響，需求將持續回暖，但波動性有所加大。初步預計2023年全國天然氣消費量3850億～3900億立方米，同比增長5.5%～7%，增長主要受城市燃氣和發電用氣驅動。城市燃氣增量主要來自商業服務業、交通（新冠疫情后恢復性增長）和采暖用氣（上年暖冬基數較低）；發電用氣增量主要來自氣電裝機增長以及迎峰度夏頂峰發電需求影響；工業用戶對氣價更為敏感，需求增量受下半年氣價走勢影響較大。供應增量主要來自國產氣增產和中俄東線管道氣按合同增供，LNG進口恢復性增長，靈活調節。

結束語

2023年是全面貫徹落實黨的二十大精神的開局之年，是實施“十四五”規劃承上啟下的關鍵之年。面對風高浪急的外部環境，統籌好國家能源安全和綠色低碳轉型成為一項重要工作任務。我們將堅決貫徹落實黨的二十大對能源工作的新部署新要求，持續推進天然氣產供儲銷體系建設，全力做好天然氣保供穩價工作，推動天然氣行業高質量發展，在新型能源體系建設中發揮更大作用。

《中國天然氣發展報告》已連續發布八年，感謝中國石油經濟技術研究院、中國石油勘探開發研究院、中國石油規劃總院、中國石化經濟技術研究院、中國海油能源經濟研究院、國家管網集團研究總院、中國國際工程咨詢有限公司、北京大學能源研究院、清華大學氣候變化與可持續發展研究院等單位對報告成稿的積極貢獻；誠摯感謝各相關部門、企事業單位及業界專家的大力支持和幫助。

（來源：中國城市燃氣協會科學技術委員會）

【主持者言】

《中國天然氣發展報告（2023）》全文共計七千五百多字，報告中有回顧、有總結、有分析、有展望，它從世界講到中國，從管道氣講到LNG，從產儲講到一張網，從問題講到措施，報告內容事無巨細、數據詳實，分析到位，最后的結束語寫得更為精彩，它用“風高浪急”形容外部環境，它用“保供穩價”點明今后的目標任務，讓人印象深刻。

我們借用《燃氣資訊》這一平臺特別刊出此報告，主要是為了方便大家學習和交流！雖然篇幅很長，但都是滿滿的干貨，相信讀后一定會給大家帶來意想不到的收獲，每一位燃氣人都應認真細讀、細品。

價格聯動是推動天然氣市場化的現實可行路徑

近期，全國多地進一步完善天然氣價格機制，著力建立完善天然氣上下游價格聯動機制。

公開信息顯示，自2023年6月以來，全國二十余個地市發布了價格聯動新政，設置與優化了價格聯動機制的具體內容，包括聯動的范圍、周期和方式等。具體來看，各地的價格聯動機制又不完全一致。

有觀點認為，天然氣順價銷售和價格聯動政策都不屬于市場化改革舉措，只是增加了價格的靈活性。筆者對此的認識恰恰相反：增加價格的靈活性，減少直接行政干預是加快推進天然氣價格市場化的基礎，也應是市場化改革的重要組成部分。

特別值得注意的是，居民用氣價格也開始納入聯動范圍，這是本輪價格聯動新政最大的亮點。青島、西安、南京、濟南、蘭州等多個城市啟動了天然氣上下游價格聯動機制，調整了居民天然氣銷售價格。從各地發布的通知來看，實施價格聯動后，居民氣價有一定幅度的上漲。據悉，這主要是因為2023年居民用氣的門站價格的上漲幅度更高，從此前的基準門站上浮5%上調為上浮15%。

居民氣價一直以來是上游天然氣價格改革最后的“堡壘”，價格改革時對其尤為謹慎。2018年5月，國家發展改革委進一步理順居民用氣門站價格，實現居民用氣與非居民用氣價格機制的銜接。不過，在省級門站環節，居民用氣與非居民用氣門站價格一直未能真正實現完全并軌。近年來，在國際氣價高漲的情況下，為保障民生，居民用氣門站價格的漲幅受限，缺乏調節彈性。而在下游城市燃氣環節，居民氣價由政府定價，調價則要履行聽證等眾多程序，終端居民用氣價格往往調整滯后或不調，難以反映天然氣價格的變化。

在非居民用氣價格方面，門站環節的非居民用氣價格市場化程度高，除了受管制的管道氣外，其他氣源門站價格早已放開。在城市燃氣環節，全國主要省市都建立了非居民天然氣價格聯動機制，但在實踐中，因為各種因素，各地的價格聯動機制執行難度較大，聯動滯后現象普遍。

近兩年，國際氣價高企，居民氣與非居民氣之間的交叉補貼擴大，完善天然氣價格聯動機制的呼聲強烈。建立健全天然氣價格上下游聯動機制，天然氣的價值鏈就能更順暢地傳導。

有觀點認為，讓買賣雙方通過自主協商或交易競爭形成價格，才是天然氣價格改革的方向。這是天然氣市場化的重要表現之一，但并不是唯一的評價標準，也并不意味著價格完全放開。天然氣作為一種清潔能源，其開采、進口等各環節都具有較高的市場準入門檻。歐美等國家和地區也沒有完全放開終端天然氣價格。在我國，天然氣行業上游是寡頭壟斷市場，中間管輸環節具有自然壟斷屬性，下游配氣環節主體多，但在特許經營制度下，競爭不充分，由買賣雙方自行達成價格，也并不是理想中市場化的價格。況且，當下國內外的能源供需環境并不利于推進天然氣價格完全市場化。

總的來看，建立與完善天然氣上下游價格聯動機制有利于推進天然氣價格市場化。但要注意政策實施的連貫性，要預防聯動機制成為“擺設”，機制要運轉起來，價格要能上也能下。

（來源：石油商報）

【主持者言】

氣價倒掛不只是杭燃集團所面臨的難題，價格聯動也不僅僅是杭燃集團才提出的訴求，這些都是全行業的共性問題，是關乎到燃氣行業健康可持續發展的大事。

想方設法營造良好營商環境來促進招商引資的理念是正確的，堅定不移的保障民生，以提高人民的幸福指數是必要的，但長期氣價倒掛將不利于燃氣企業的安全發展和服務能力的提升，這是一對矛盾體，最終還是需要依靠“市場這只無形的手”來優化配置天然氣資源，本文作者提出一系列觀點值得深思！

杭州推進混凝土攪拌車“油改電”

--150多輛純電動混凝土攪拌車亞運會前陸續亮相

在杭州建筑構件集團有限公司（以下簡稱“杭構集團”）仁和生產基地，停放著20輛“特殊”的混凝土攪拌車，從外觀看，它們比傳統的混凝土攪拌車多了一塊差不多與車身等寬的黑色長方塊。

“這是8月4日首批投入的純電動混凝土攪拌車，駕駛室后面的這個黑色長方塊就是車輛的電池?！焙贾菔猩唐坊炷列袠I協會會長、杭構集團總經理周永元表示，為積極響應“綠色亞運”號召，根據《杭州市亞運環境空氣質量提升攻堅任務》，對現有商品混凝土運輸設備進行了環保提升改造，淘汰了國四柴油攪拌車12輛，添置了純電動攪拌車20輛。

這種純電動混凝土攪拌車不僅在外觀上與傳統燃油混凝土攪拌車有差別，還具有能耗低、零排放、自重輕、裝卸快、噪音小等特點?！白铌P鍵的是，使用純電動攪拌車能降低運營成本，消減燃油攪拌車等‘碳排放大戶’，更有利于加快商品混凝土行業綠色轉型。”周永元說。

目前，杭州全市有16000余輛渣土運輸車和燃油混凝土攪拌車，每年排放大氣污染物（PM2.5）4400余噸，對城市空氣和聲環境影響較大。

經測算，相較燃油車，20輛純電動混凝土攪拌車年減少碳排放約1822噸，實現大氣污染物減排量近5.84噸，釋放的生態效益將助力實現“雙碳”目標；同時，純電動混凝土攪拌車的運輸成本也低于燃油車，企業可節約運輸成本約15%。

此次投入使用的純電動攪拌車續航里程在160公里左右。為了方便車輛換電，杭構集團仁和生產基地內還增設了一座智能換電站，配備7塊周轉電池，司機可一鍵化操控，自動更換電池只要5分鐘。“車輛在減速帶停下固定后，機械手臂會把需要更換的電池取下送進充電倉，再換上充滿電的電池，并且電池從20%充至95%，只需40分鐘，能保障20輛攪拌車24小時的換電需求?！比f物友好運力科技有限公司運營工程師魯春正說。

為護航“綠色亞運”，今年，杭州市在蕭山、余杭、錢塘、臨平、富陽等地各選擇了1家以上混凝土生產企業進行試點，力爭在杭州亞運會前投運純電動混凝土攪拌車達150輛以上。

“目標任務明確后，市建委多次召開會議、研究部署，并赴試點區、企業進行指導督查幫扶，在市、區兩級相關部門的合力下，積極解決試點過程中出現的難題。除了杭構集團首批投運的20輛純電動混凝土攪拌車，蕭山區已有31輛純電動混凝土攪拌車投入使用。”市建管站相關負責人表示，將繼續加大純電動混凝土攪拌車的推廣應用力度，加快推進杭州混凝土行業綠色低碳高質量發展，為“綠色亞運”貢獻城建力量。

（來源：杭州日報）

【主持者言】

在當前全球氣候變化和環境污染問題日益嚴重的背景下，推動綠色低碳發展已經成為各國政府和企業的重要戰略。杭構集團通過“油改電”，淘汰了傳統的燃油混凝土攪拌車，引入了環保、節能、低排放的純電動混凝土攪拌車，這不僅有助于減少大氣污染物排放，改善空氣質量，也有利于實現碳中和的目標。杭燃集團同樣緊跟國家戰略，學習兄弟企業優秀經驗，通過濱江綜合能源站、屋頂光伏等項目進行能源改革，推動企業實現綠色轉型。

肯定成績轉型發展

切實在五個方面“下功夫”

——市城投集團黨委書記、董事長李紅良一行蒞臨杭燃集團調研指導

2023年8月2日下午，市城投集團黨委書記、董事長李紅良，黨委副書記、董事郭東曉，黨委委員、副總經理徐洪炳，黨委委員、副總經理、市能源集團黨委書記、董事長沈卓恒攜辦公室、財務管理部、投資發展部、工程管理部、應急管理部負責人蒞臨杭燃集團調研指導。杭燃集團領導班子及各部室、各單位主要負責人參加。

會上，杭燃集團黨委書記、董事長萬向偉圍繞1-7月份工作目標完成情況、存在的問題及對策建議、全力以赴確保完成“三年行動計劃”三方面進行具體匯報，其他領導班子成員作補充匯報。城投職能部室分別從專業線角度提出指導意見。郭東曉副書記、徐洪炳副總、沈卓恒副總分別對下一步重點工作進行強調部署。

李紅良董事長以“黨建引領堅強有力、服務大局積極有為、企業經營平穩有序”對杭燃集團上半年的工作予以充分肯定，并對杭燃集團領導班子及各部室、單位主要負責人的良好精神面貌表示贊賞。他指出，面對嚴峻的經濟形勢和激烈的市場競爭，杭燃集團要切實增強危機感和緊迫感，以2025年實現“利潤5億、營收100億”目標而努力。要堅定信心，主動對標國內先進一流企業，找到差距，轉換思維。要進一步優化產業布局，加大投資、拓展產業鏈，走市場化發展道路。同時要加快推動科技賦能，做好企業降本增效。針對下一步工作，李紅良提出要在五個方面“下功夫”：一是要在強化黨建引領上下功夫。二是要在推動改革發展上下功夫。三是要在確保服務保障上下功夫。四是要在推進重大項目上下功夫。五是要在防范風險隱患上下功夫。希望杭燃集團上下凝心聚力，再接再厲，推動企業繼續做大做強。

（來源：杭州市燃氣集團）

【主持者言】

這次調研是上級領導對杭燃集團工作的一次全面檢查和指導，旨在幫助杭燃集團更好地應對市場挑戰，實現高質量發展。杭燃集團將認真學習領導的指示精神，切實加強黨建工作，深化改革創新，提高服務保障水平，加快推進重大項目建設，切實防范風險隱患，為亞運全力保障，為社會切實服務，為實現企業的發展目標而努力奮斗。

液化天然氣市場信息

8月3日金聯創全國LNG出廠（站）均價較上周四跌109至4040元/噸，同比下跌41.23%，其中接收站LNG槽批均價跌71至4058元/噸，同比下跌42.86%；國產LNG實際出廠均價跌147至4023元/噸，同比下跌39.47%，當前國產-進口價差為41元/噸。本周受新一輪原料氣放量降價影響，市場看跌后市，同時臺風導致多地強降雨，物流運輸受阻且終端采買需求放緩，液廠庫存承壓令價格下行。隨著國產氣價格不斷下跌，海氣經濟性喪失，同時8月氣電及工業需求均有下滑預期，接收站氣態銷售承壓，中石油接收站液態氣資源大幅走跌進而帶動周邊接收站跟跌。但后期價格不斷走跌，多地儲備庫零星補庫需求對市場略有支撐。下周，臺風“卡努”走向復雜多變，但螺旋雨帶將導致華東沿海地區強降雨，氣電需求或有所下滑，同時華北及華東8月管道氣需求下滑的預期或令接收站庫存承壓，接收站或繼續加大液態銷售以緩解庫存壓力。此外，下周多個液廠復工，市場競爭加劇，預計下周價格仍以下行為主，但不排除價格跌至低位，LNG替代管道氣需求增加的可能。

華東地區：本周華東市場價格走跌，區內出站價格為3490-3900元/噸，下跌75元/噸。周初，受臺風影響，中海油莆田接收站28日暫時停裝，臺風過后，下游積極補庫，支撐莆田及舟山出貨量大幅增加。但進入8月，市場預判8月接收站管道氣外輸量將大幅下滑，中石油如東加大液態銷售以緩解庫存壓力，進而導致區內接收站紛紛跟跌。目前,臺風“卡努”走向復雜多變，但螺旋雨帶將導致華東沿海地區強降雨，氣電需求或有所下滑，預計下周價格仍以下行為主。