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2022年我国LNG进口量近7年首次下滑

近日，海关总署最新公布数据显示，2022年中国进口天然气总量10924.8万吨，同比下降9.9%。其中，进口液化天然气(LNG)量6344.2万吨，同比下降19.5%，这是近7年以来首次出现同比下滑。

金联创分析师吕娜认为，2022年地缘政治冲突加剧全球能源供应危机，东北亚LNG现货价格屡创新高。在进口成本高企背景下，中国主要进口商在减少对LNG现货采买的同时，也在国际上转售LNG货物，从而使LNG进口量大幅缩减。与此同时，国内因疫情反复以及高气价抑制，用气需求放缓。此外，管道气进口成本远低于LNG、中俄东线加大对国内天然气供应以及暖冬天气也抑制了LNG进口。

据海关总署公布数据显示，2022年LNG进口成本为5498元/吨，同比上涨52.4%。据金联创监测数据显示，2022年东北亚LNG现货价格为33.977美元/百万英热，同比上涨82.7%。其中，2022年3月7日，东北亚LNG现货价格飙升至84.76美元/百万英热，创历史新高。

据了解，2021-2022年，国际LNG量紧价高，以现货资源为主的中国LNG进口商在国内市场开发、盈利等方面均受到较大影响，同时对供暖季的保供极为不利，为此中国买家纷纷调整LNG采购策略，加大LNG长协签署。据不完全统计，2022年中国进口商签订的LNG长协超过1748万吨/年。

吕娜介绍，2022年中国进口管道气进口量占比提升明显，份额由2021年的35%提升至42.7%。进口量达4580.5万吨，同比增长7.8%，这主要得益于中俄东线增加对我国的管道气供应。此外，国家管网数据显示，中俄东线自投产以来，累计向我国输送天然气超300亿立方米。从2023年1月1日起，中俄东线日输气量提升至6100万立方米，预计2023年全年输气量将突破220亿立方米。

同时，2022年中国通过转口贸易出口LNG达到57.6万吨，同比增长2109.1%。除了转口贸易，我国多个进口商在国际市场通过直接转售的方式也参与到LNG国际贸易中。

吕娜认为，2023年随着多个LNG接收站陆续投产以及新签长协的执行，LNG进口量有望攀升。同时，中俄东线增供叠加国内需求恢复，预计2023年我国天然气进口量将增长。

（来源：中国化工报）

【主持者言】

2022年地缘政治冲突加剧全球能源供应危机，东北亚LNG现货价格屡创新高。2023年随着多个LNG接收站陆续投产以及新签长协的执行，LNG进口量有望攀升。随着油气改革进入深水区，今年杭燃集团已开始自行组织气源和气量，LNG是管道气的重要补充气源，能否采购到低位价格的LNG，能否提高LNG气化入管网的比例，这都需要我们走出去、买进来，因此起步海气国际贸易十分必要。

储能技术种类及十大应用场景

储能技术主要有哪几种？

储能，顾名思义，就是把电能储存起来，需要的时候再放出来用，为了探究储存电力的方式，科学家围绕物理、化学、电磁等多个路径探索了数以百计的储能方式，本文主要盘点目前大家提及较多、已经能够商业化的储能技术。

（1）传统储能抽水蓄能：抽水蓄能是物理机械储能的代表，通过重力将重物提升至高处，以增加其重力势能完成储能。再通过重物下落过程，将重力势能转化为动能进而转化为电能。

抽水蓄能把多余的电力输入抽水机组，利用水坝的高低差，把水从低位抽到高位。当需要用电时，再开闸放水发电。最大的优势是：它所能储备的电量非常大，而且生命周期很长，能够使用50年~60年。可以实现长时储能和4小时~7小时的放电，整体成本最具经济性。

抽水蓄能也是到目前为止，历史最悠久、最成熟、应用最广泛的储能方式：2021年抽水蓄能在全球电力储能累计装机中所占比例为86.2%。

（2）新型储能在一些没有水源和合适位置，不适宜发展抽水蓄能的地区，新型储能应运而生。（除了抽水蓄能外，只要是新的储存电力的技术，都称为“新型储能”。）

压缩空气储能：在用电低谷时，将空气压缩储存于储气室中，将电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时释放高压空气，带动发电机发电。

在实际应用中，经常是去寻找矿洞来作为天然的储气室，因此压缩空气储能的成本较低。目前压缩空气储能的效率约为70%，与效率较高的电池（85%~90%）相比相对较低。且响应速度较慢，负荷从0到100%的正常响应时间需要3~9分钟。

飞轮储能：利用电动机带动飞轮高速旋转，实现电能和动能的双向转换，能达到毫秒级的快速响应。飞轮储能技术主要应用于“有轮子”的场景，如城市轨道交通车站。列车在制动（也就是人们常说的“刹车”）过程中会产生数量可观的能量，具有回收利用价值。

电化学储能：本质上就是把电能储存成化学能，再用化学电池的机制放出来，放到电网中变回电能，电化学储能目前被提及较多的是锂离子电池储能、铅酸电池储能、钠离子电池储能、氢储能、液流储能等技术。

①铅酸电池储能：我们日常使用的电瓶车、电动三轮车以及摩托车里面使用的就是铅酸电池，铅酸电池的储能成本低，可靠性好，效率较高，是我国早期大规模电化学储能的主导技术路线，但铅酸电池用于大型电站的时有着寿命较短的缺陷。且对环境影响较大。

②锂电池储能：锂电池储能是目前电化学储能中最耀眼的一种，技术成熟、响应速度快、寿命长。其充放电原理，简单来说就是利用锂离子的运动。当对锂电池进行充电操作的时候，电池正极会有锂离子生成,锂离子可以通过电解液，运动到电池的负极，到达负极的锂离子数量越多，则充电时的电池容量也会变得更高。 

根据正极材料的不同，锂离子电池又分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和三元电池等，其中磷酸铁锂电池能量密度适中，安全性、使用寿命均优于其他电池类型，且成本相较于其他锂电池更低。

③钠电池储能：钠电池的放电时间、效率以及循环寿命与锂电池相似，改变的是依靠钠离子在正极和负极之间移动来运作，替代了锂离子。

相比较于锂离子电池，钠离子电池性价比更高，原材料成本是锂电池的一半。且因为没有过度放电的特性，钠离子电池的安全性也比锂离子更高。但钠离子目前最致命的缺点也是寿命较短。（锂电池回收寿命6000次，而钠离子电池回收寿命只有1500次。） 

电化学储能技术目前应用率仅次于抽水蓄能的储能技术。根据《2022储能产业应用研究报告》，2021年我国电化学储能累计装机规模为5.1GW，占我国所有新型储能装机的89%左右。

氢能源储能：氢储能指的是通过环保可循环能源制氢，通过能量在不同载体的转换例如燃料电池系统进行发电并网，实现调峰、调频。氢储能最直接的应用将多产生的电力用来制造可储存的氢气，能储用较长时间，1Nm³氢气大约可产生1.35kWh 电能。

氢能源储能具备元素资源丰富、储能时间长、能量密度大等优势，是未来最具备优势的储能方案。但目前成本较高，且技术不够完善，尚未大规模商用。

目前来说，氢能源储能成本较高，且技术不完善！现在的氢能就像5-10年前的锂电池和光伏，虽然还未大规模商用，但从技术进步和商用进展上，正处在爆发前夜。

储能项目十大应用场景

01 零碳智慧园区+储能

工厂园区面积大，机柜、机房等设备较多，所以用电具有用电功率大、长时间高负荷、设备能耗大等特点，且我国工业园区有较高的电价差，适用于储能项目的峰谷套利。

02 数据中心+储能项目

储能系统接入数据中心，可增强数据中心的供电可靠性，防止偶然断电导致数据丢失。储能系统通过削峰填谷、容量调配等机制，提升数据中心电力运营的经济性，低碳节能。

1、数据中心后台电源传统数据中心需要使用大量的铅蓄电池作为备用电源，但电池状态不可知。而储能型数据中心，电池每天都会放电，放电后电压一目了然，很容易判断电池好坏，有助于及时剔除不良电池，同时也省去了每年做假负载测试的费用。

2、数据中心接入储能节能创收接入储能系统，通过电费峰谷差价进行套利。使数据中心不再是一个简单的电力负荷，而是具有可调用和可调的功率节点，甚至参与电网调频，灵活切换有利于电网、数据中心、新能源发电的最优模式，实现节能减排。

2021年1月28日，长三角首个“十二站合一”综合能源站在无锡投运。全站融合了变电站、储能站、分布式光伏站、预装式冷热供应站、智慧路灯、智能联动无人巡检、数据中心机房、5G微站、电动汽车充电站、电动汽车换电站、换电e站以及自助洗车站共十二项城市公共设施。‍

03 城际轨道交通+飞轮储能

列车可以通过储能技术储存电能， 在无接触网或紧急情况下释放电能， 以保证正常行驶。

地铁+飞轮储能：城市轨道交通车站间距短，列车频繁启动、制动，在运营过程中可以说是“用电大户”。列车在制动（也就是人们常说的“刹车”）过程中会产生数量可观的能量，具有回收利用价值。据统计，轨道交通列车制动产生的能量可达到牵引系统耗能的20%-40%左右，若被充分利用，将显著降低轨道交通运营能耗。

飞轮储能属于物理储能，采用磁悬浮技术，飞轮转子在真空室内无风阻环境下运行。飞轮储能装置安装于轨道交通牵引变电所内，当列车进站制动时，飞轮吸收能量，将电能转换为动能，转速高达每分钟20000转；当列车出站加速时，飞轮释放能量，将动能转化为电能，释放能量供列车使用，具有极佳的节能和稳压效果。

青岛地铁飞轮储能装置可实现牵引能耗节约15%，两台飞轮储能装置投用后，预计年节电约50万度，30年寿命周期可节电1500万度，节省电费约1065万元。同时，其拥有的网压波动抑制功能可显著提高轨道交通牵引供电系统稳定性，改善供电系统电能质量。

04 光储充电站

在油费贵油价涨的时代，新能源汽车成了很多车主的选择，在新能源汽车蓬勃发展的今天，充电基础设施的建设也在逐步加快，新能源汽车充电站作为维持新能源汽车运行的能源补给设施，可谓正当风口。

在碳中和的大背景下，涵盖“光伏+储能+充电”的超级充电站备受地方政府青睐。储能的加入一方面可帮助光伏在应用过程中解决一部分发电冗余和并网问题，另一方面可发挥组合优势，带动光伏、储能、充电桩多向发展。

05 5G 基站+储能

在积极适应5G网络新业务要求，助力能源结构转型的背景下，“通信储能锂电化，锂电智能化”成为大势所趋。如果5G等新基建也缺电，怎么办？

能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之间，对于电力的需求大幅提升。另一方面，在2G、3G、4G时代，站点电源以被动响应为主，缺乏主动规划， 容易导致资源浪费。

在更高的电力需求之下，如何提升5G基站的系统运行效率、减少资源浪费成为5G建设的重点，因此电化学储能系统柔性、智能、高效的技术特点使得其成为5G 基站备用电源的合适选择。

06 医院+储能备用电源

医院属于用能重点单位，夏季极端高温天气下一天的耗电量相当于3000个正常四口之家一天的用电总量。但是由于医院为生命服务的特殊性，手术室、病房、抢救室等等，医院的每一个角落都是生命的通道，绝不能出任何运行问题。据探访，武汉火神山医院1天用电量最多达35万度。储能项目可以充当UPS（不间断电源）的功能保证医院重要负荷不断电，为医院平稳运营提供坚实的电力保障。

07 石油+储能

各大石油公司纷纷布局储能，在加快能源转型的同时助力国家实现“双碳”目标。对于油气企业上游领域来说，建设‘新能源发电+配储’是一条必由之路。下游领域‘炼化企业+配储’也有着一举多得的应用前景。

据了解，无论是建设风力发电还是光伏发电，企业都要面对可再生能源发电带来的最大挑战——波动性以及间歇性。如何获得持续平稳的清洁电力供应，24小时保障油区正常生产生活，“配储”是关键。由于试油气队野外作业，主要靠柴油发电机供电，无可靠固定、可连续供电的经济型电源。此次计划采用性价比高的锂电池储能系统来解决供电不连续、用电瓶颈等问题。

08 储能+微电网

微电网，也被称为分布式能源孤岛系统，将发电机、负荷、储能装置及控制装置等系统地结合在一起，形成一个单一可控的单元，同时向用户供给电能和热能。微电网+储能适用于偏远地区用电，部分大电网覆盖不到的地方，如海岛、偏远山区等地区。

09 风光+储能

前面说的都是用电侧的储能，而在发电侧，新能源发电配储比例逐步增加，有些地区强制配储能，也为共享储能等模式开辟了发展的道路。2021年至今，全国共有24个省区发布了新能源配储政策，其中，不少地方对分布式光伏配套建设储能都提出了明确要求。而在这众多文件当中，以山东枣庄配储规模要求最高，为装机容量15%～30%建设储能，且时长2～4小时。

10 共享储能+电网

传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（ 需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。

电网侧储能接入输电网或配电网，由电网公司统一调度，能够独立参与电网的调节，电网调峰储能系统通过高储低放实现调峰调频，保证电网稳定。同时，还能够提升电网的输送能力，缓解阻塞，还能当故障紧急备用电源。

（来源：碳中和圈子）

【主持者言】

随着碳达峰、碳中和目标的提出，以光伏、风电为代表的可再生能源战略地位凸显，但是在电网侧，公网仅能承受15%左右的光伏、风电等不稳定电源，但储能技术能解决电网波动、稳定这一问题，有效缓解电网压力，同时可以推迟输配电网扩容建设。随着储能技术的快速发展，各种储能技术层出不穷，储能应用场景不仅仅局限于电网侧，还应用在用户侧和电源侧，因此我们要加强储能知识的学习，做到与时俱进。

盘点两会氢能声音！

张庆生：推进氢能产业链高质量发展

全国人大代表，中国石化中原油田党委书记、执行董事张庆生建议，优化国内氢能产业链布局结构、延续并加大政策支持力度、推进氢能产学研用深度融合、统筹跨行业管理规范及标准体系，为氢能产业链高质量发展营造良好环境，助力我国“双碳”目标的实现。

张庆生认为，总体来看，我国氢能产业仍处于政策扶持及市场培育阶段，面临着绿氢成本竞争力有待提升、氢能应用场景有待丰富、技术装备自主化水平有待提高等问题。

张庆生建议，进一步优化国内氢能产业链布局结构，延续氢能交通领域支持政策，同时重点推动绿氢在工业应用方面有关鼓励及支持政策的出台，如：对于绿氢生产或消纳企业给予一定的财税支持，并在相关企业经营业绩考核方面给予激励支持政策等。

建议加快统筹建设氢能标准体系，进一步完善氢能在船舶、机车等重型交通，冶金、化工等工业脱碳，储能、发电等能源电力领域标准规范覆盖，加快明确基础设施建设领域政府监管体系，有效发挥政府和政策引导作用，进一步拓展氢能应用场景。进一步明确氢能产业链“制储运用”各环节的管理规范及相关法律法规体系，形成统一高效的氢能项目审批管理制度。

建议加快氢能交通产业链发展，一是明确支持传统加油站升级为综合加能站，明确支持加油站依法依规开展加氢站、充电站、换电站、分布式光伏发电站的建设与运营，将传统加油站升级为综合加能站，满足多元化补能需求；二是进一步规范加氢站建设和管理优化流程，在国家部委层面明确归口管理部门，与加油站、加气站归口管理部门保持一致，加快制定规划、报建、竣工验收、经营许可全流程的管理办法，引导地方制定审批流程；三是进一步加快氢能示范城市群政策落地，形成多样化的氢能交通应用场景。

建议加快绿氢产业链发展，加强绿氢产业顶层设计，从国家层面规划一批绿电制氢、储氢、用氢重大工程，有序推动绿氢在交通、储能、发电、工业等领域应用；加速推进氢能产业化集群建设，形成一批供氢中心、氢能装备制造中心、用氢示范群。加速绿氢产业链国产化替代和示范，完善碳标签制度和法律法规体系，制定完善氢能行业规范、制度法规框架体系以及技术规范，形成统一行业标准。

张国强：扩大燃料电池汽车示范城市群数量

全国人大代表、北京亿华通科技股份有限公司董事长张国强在今年全国两会期间带来强化政策支持，加快氢能规模化发展等建议。

张国强认为，在双碳目标及国家各项政策的指引下，在我国政、产、学、用、资本等各方高效协同下，我国氢能及燃料电池产业实现了快速发展，构建了完善的产业链，燃料电池核心零部件实现国产化替代，可靠性、耐久性、经济性持续提升，助推我国成为氢能及燃料电池产业最早实现规模化推广的国家。

虽然氢能发展前景广阔，但目前我国氢能产业尚处于示范应用和商业模式探索阶段。张国强表示，在氢能及氢燃料电池产业高质量发展过程中，还存在氢源成本较高、加氢站数量少、氢能基础设施配套不完善等问题。针对上述行业现状，张国强提出四点建议：

扩大燃料电池汽车示范城市群数量，以示范运行提质降本。建议扩大燃料电池汽车示范城市群，将经济基础好、氢源丰富、产业配套基础好的地区纳入燃料电池汽车示范城市群，先行先试，推广燃料电池汽车，建立覆盖城市群的低碳、清洁交通体系，用规模化带动高质量、低成本的燃料电池汽车产业发展。

探索多元化氢源供给模式，推动可再生能源绿氢发展。探索多元化氢源供给模式，统筹经济性和供应能力，保障氢能产业发展初期需求，满足多元化应用场景需求。做好工业副产氢、化石能源制氢产能整合工作，前期支撑燃料电池汽车示范运营。推动风、光、水可再生能源发电及电解水制氢项目，打造可再生能源绿氢基地。

推进氢能基础设施建设，支持氢能制、储、运、加产业链发展。建议取消须在化工园区内制氢的限制，支持非化工园区可再生能源制氢项目的发展。国家层面出台加氢站审批管理办法，优化相关审批、建设、验收流程，形成从项目立项到经营许可及监督管理全过程的审批办法。合理利用已有加油、加气场地，鼓励综合能源补给站建设。制定加氢基础设施建设运营补助办法，鼓励社会资本积极参与。

探索金融支持、碳交易政策措施。推进绿色金融创新试点先行先试，设立氢能产业基金，支持壮大氢能制储运加用全产业链发展。支持产业链相关企业开展碳汇交易试点，搭建碳交易结算平台或运行机制。

曹仁贤：关于支持燃料电池并网发电的建议

全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤表示，在构建新型电力系统进程中，电能与氢能可共同作为绿色能源的终端形态，电氢、氢电耦合是未来能源创新发展的一种路径。氢储能具有大规模、长周期、清洁低碳、便于存放的优势，可实现与电能的相互转换，对可再生能源消纳、灰氢综合利用、电力系统稳定、移动电源供电以及分布式能源发电都具有重要作用。以氢为燃料的燃料电池具有无污染、无噪音、无排放等优点，可以将氢能转化为电能馈入电网，也可以作为用户的自备微型电厂。燃料电池发电将对中国深度脱碳起到举足轻重的作用。

但目前燃料电池并网发电的技术还不成熟，政策尚未出台，燃料电池发电与可再生能源发电以及传统煤电上网发电存在较大差异，当前技术主要用于车辆等移动场合。现有的新能源并网发电政策也不适用于燃料电池发电。此外，中国燃料电池产业仍处于早期示范阶段，缺少商业化应用。氢气制备、储运、配送及应用环节成本较高，燃料电池材料耐久性、系统效率和成本也有待进一步改善，现阶段燃料电池并网发电无经济性可言。

因此，曹仁贤提出以下建议：

1.尽快制定燃料电池并网发电管理制度。中国燃料电池发电产业处于发展初期，政策端多集中在交通领域的应用，对发电并网领域关注较少。目前燃料电池发电仅以个别示范方式运行，缺少商业化应用。建议尽快制定燃料电池并网发电管理制度。借鉴早期扶持风光发电的成功经验，逐步建立相关制度流程、标准规范，提前出台相应政策，激发产业潜能。

2.尽快确定燃料电池并网电价形成机制。燃料电池发电度电成本由设备初投资、氢原料和运营成本等构成。随着技术发展及产业规模化和氢源的多元化，发电效率将进一步提升，系统成本将大幅度降低。建议由价格主管部门根据氢燃料电池的发电成本，尽快厘定上网电价，高于各地标杆电价部分，由国家可再生能源电价附加资金给予补贴。具体政策可参照目前光热发电的政策，实行项目总量控制，并逐步扩大规模，逐步降低补贴强度。

3.完善燃料电池热电联供鼓励政策。燃料电池发电过程中伴随大量热能产生，热电联供系统可以回收部分热能，进而大幅度提高系统效率。《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》提出要“因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施”，部分地方政府规划也提及积极推进氢燃料电池热电联供项目的发展。但现行政策仍较粗略，多侧重于产业规模及技术的发展方向，缺乏对产业落地的细致指导。建议尽快完善关于燃料电池热电联供的扶持政策，鼓励燃料电池发电项目积极配套热电联供系统，提高系统效率和经济性。

郭建增：进一步扶持绿氢制备产业，大力发展绿氢装备

中国船舶集团有限公司第七一八研究所党委委员、副所长郭建增建议国家进一步扶持绿氢制备产业，大力发展绿氢装备。

氢能是战略性新兴产业的重点方向，以绿电制绿氢也已经成为氢能产业可持续发展的行业共识。但是，绿氢制备产业发展仍受到限制：存在资源与市场的错配难题，绿氢的生产地通常是在风光资源丰富的“三北”偏远地区，而使用地则是在人口和经济较为发达的城市或工业区，目前还尚未建立完善的氢气储存和输运网络渠道；制氢成本居高不下，电力成本高昂，电解水制氢装备造价昂贵，部分关键技术还需要依赖进口。

绿氢作为纯正的零碳能源，对于实现“碳中和、碳达峰”意义重大，但目前尚没有建立真正的绿氢市场，在一定程度上限制了绿氢的下游应用。

为推动绿氢制备产业健康发展，郭建增建议，强化绿氢制备的行业意义，为绿氢发展提供强有力支持，“需要进一步加大绿氢项目开发支持力度，健全绿氢项目激励机制，提升绿氢市场占有率，更大程度地鼓励绿氢制备及下游应用行业的发展。”

他还建议，将氢能纳入能源管理范畴，推进氢能服务于社会经济发展，“明确氢能在能源体系中的定位，促进基础设施建设，加强氢安全技术研究，形成覆盖全产业链的标准体系，以此带动传统产业转型升级并催生新产业链，对促进社会经济新旧动能转换具有重要意义。”

鹿新弟：将氢内燃机纳入新能源汽车产业发展规划

全国人大代表，一汽解放大连柴油机有限公司装配车间发动机装调工、高级技师、首席技能大师鹿新弟进入履职的第六年。鹿新弟今年特别关注氢内燃机产业的发展。他呼吁，应将氢内燃机纳入新能源汽车产业发展规划，支持氢内燃机产业化推广。

“作为全球规模最大、产业链最完整的内燃机制造大国，我国在‘双碳’背景下，传统内燃机产业面临前所未有的挑战。如果没有一个好的技术支持，可能会影响到未来内燃机产业的发展。”鹿新弟表示。

2022年以来，一汽、北汽、广汽、潍柴等国内多家商用车和零部件企业相继发布氢内燃机研发成果并推出样机，但氢内燃机的发展还处于最初始的阶段，后续还有很多艰难的工作要做。

在鹿新弟看来，与氢燃料电池汽车相比，氢内燃机成本低，有良好的燃料适应能力，经处理后可实现零碳零氮排放。

马新强：将武汉市牵头的城市群纳入国家燃料电池汽车示范应用城市群

全国人大代表、华工科技董事长马新强在接受中国证券报记者专访时表示，氢能产业发展空间广阔。基于武汉的优势，马新强建议，将武汉市牵头的城市群纳入国家燃料电池汽车示范应用城市群。

“武汉城市群已具备燃料电池汽车示范应用与产业发展的基础、应用市场等，牵头申报示范应用城市群正当其时。”马新强建议，将武汉市牵头的城市群纳入国家燃料电池汽车示范应用城市群，发挥武汉燃料电池汽车城市群的探索作用，为氢能产业发展作出贡献。

马新强认为，应明确氢气的能源属性。“当前，氢气仍作为危化品进行管理。为发展氢能产业，建议将作为能源使用的氢气和作为工业原料使用的氢气区分对待，明确氢气的能源属性，将能源型氢气的制储运用项目不视为化工项目和危化品项目。”

阮英：打造西部氢能走廊，加快组建氢能产业创新联合体

全国政协委员、兰石集团董事长阮英的提案聚焦氢能产业发展。他建议，按照全国一盘棋和区域点带面的布局，以甘肃为通道枢纽，利用“一带一路”通道节点城市布局特色和“西气东输”天然气管道过境有利条件，点线结合、以点带面，打造西部氢能产业发展走廊，与现有燃料电池产业示范城市群差异化发展，加快形成我国氢能全产业链发展的新高地。

关于打造西部氢能走廊，阮英的建议涵盖三方面内容。

一是放大通道优势，打造全产业链示范区。充分考虑西部地区基础和条件，立足河西走廊可再生能源优势，建设绿氢生产及综合利用先行示范区。立足陇东地区多种能源富集优势，布局氢能—多能互补综合能源示范区。

借力“兰白”科技创新区，支持主要企业和重点院校联合引培专业高端人才，合作建设国家工程中心或国家重点实验室，打造氢能产业创新示范基地。在西部资源型企业地区建设工业副产氢提纯制氢示范工程。优先在“通道”节点大城市规划建设制氢、储运、加注等基础设施。

二是依托龙头企业，发展氢能装备制造业。阮英表示，石油化工等能源装备制造业是区域特色优势产业，应加大国有资本经营预算对氢能装备研发制造的扶持力度，大力支持区域大型装备制造企业规模化发展高效电解水制氢设备、大容量高压气态储氢设备、固态储氢、70MPa车载储氢瓶、低温液氢及液氢储运装备，以及大规模甲醇反应装置、合成氨反应装置等核心设备。

阮英还提到，依托在建纯氢输送管道项目和新建天然气管道项目，大力支持研究纯氢管道输氢、天然气管道掺氢相关技术和安全标准。加快组建龙头企业牵头的氢能产业创新联合体。基于甘肃省铂族贵金属资源优势，开展氢气净化、电解水制氢及氢燃料电池高效催化材料研发及产业化推广。

三是聚力规模效应，开展多元化应用试点。基于西部地区带状或走廊式的远距离城市分布，支持在省内及跨省份高速公路服务区内布局建设“分布式光伏+制氢、储氢、加氢”一体化示范应用。利用国家布局在西部地区大型重工业的比较优势，重点推进化工、传统炼化、煤化工、冶金等行业开展氢能替代应用。

同时，在运营强度大、行驶路线固定的矿区、工业园区，推进氢燃料电池重卡示范应用。支持开展城市公交、旅游、物流配送、环卫等公共服务领域示范应用，以及在西部偏远地区开展氢燃料电池分布式发电示范应用，加大示范应用补贴向西部倾斜力度。

景柱：在海南大力发展氢燃料电池乘用车

全国人大代表、中国民间商会副会长、海马集团董事长景柱建议，在海南大力发展氢燃料电池乘用车。

景柱建议在海南大力发展氢燃料电池乘用车。首先，将海南纳入燃料电池汽车示范城市群。其认为，海南既具岛屿特点，又是国际旅游消费中心，具有推广氢燃料电池乘用车的地理优势和目标人群，十分适合纳入燃料电池汽车示范城市群开展推广。

其次，加大政策和资金支持，鼓励海南本土企业积极参与氢燃料电池乘用车全产业链的研发和生产。由于氢燃料电池乘用车研发、制造及应用推广前期投入巨大，建议从研发端、制造端、上游氢能供给端以及下游应用端政府提供相应财政补贴。

（来源：北极星氢能网）

【主持者言】

氢能源，是公认的清洁能源，优势很多，一是能量密度高，氢气热值大约是石油的3倍；二是零污染，产物只有水，水可以再次分解氢；三是储量丰富，可从海水中开发。作为“电能替代”，氢能源应用范围可以覆盖交通出行、工业生产、能量转送、电网储能调配等领域，使氢能源行业有望成为能源转型支柱行业。国家大力支持氢能发展，氢气也是一种燃气，杭燃集团应该高度关注氢能综合利用产业，特别要借助杭州亚运，把滨江综合能源站打造成亚运示范，以推动氢能健康发展。

加强交流 探索合作 理念趋同 共赢发展

2023年3月9日上午，甘肃中石油昆仑燃气有限公司副总经理冯世忠一行六人到访杭燃集团交流工作。杭燃集团领导朱琴君、俞峻、徐小冬，办公室、建设发展部、综合管理部、科技信息部相关负责人参加。

    冯世忠一行在杭燃应急指挥中心观摩了杭州燃气发展48周年企业文化宣传片和杭州燃气数字平台，了解杭燃集团发展历史和“杭燃供气、杭燃服务、杭燃优家、杭燃体验”四大产品，对杭燃集团的创新发展、精益管理、数字赋能及用户服务表示肯定。

    座谈会上，双方就目前能源供应紧缺大背景下，企业发展现状、经营难点、改革重点、突围方向等进行探讨研究，并围绕老旧管网改造、施工审批流程、巡检抢修管理、数字赋能应用、气源采购组织等具体内容开展交流。朱琴君对冯世忠一行的到访表示欢迎和感谢，尽管双方存在地方政策和营商环境要求等地域性差异，但作为城市燃气企业承担民生保供的职责和使命是完全一致的。同时，甘肃中石油昆仑燃气分享的信息和建议，对杭燃集团当前的改革发展和转型升级具有宝贵的借鉴意义，希望双方进一步加强沟通、传递信息，深挖合作潜力，实现共赢发展。

冯世忠感谢杭燃集团交流分享安全运营管理和数字化建设等方面的技术经验，表示十分愿意同杭燃交流共商，相互支持，优势互补，探索合作新模式，共同应对能源变革新局面，推动行业健康可持续发展。

（来源：市燃气集团）

【主持者言】

跨地区的行业交流和对话十分重要，可以很好的做到取长补短、相互借鉴、开拓思路，往往会有着意想不到的收获。杭燃集团发展至今48年，围绕“5441”战略，以“安全发展、创新发展、绿色发展、共享发展”为发展理念，将与各家燃气企业积极交流、共同进步、合作共赢，努力打造“跨区域发展的全国第一方阵的公众企业”。

液化天然气市场信息

2023.3.3-2023.3.9日，本期东北亚LNG现货价格下跌，周均价为 13.521 美元/百万 英热， 环比上涨1.111 美元/百万英热，同比下跌 77.04%，据此推测 LNG 现 货进口均价为 5828 元/吨（含增值税及接收站加工费），低于国内进口槽批价格 6178 元/吨的水平，差值达 350 元/吨。本期中国LNG接收站进口综合成本均价约为 5892 元/吨（含增值税及接 收站加工费），较上周下跌 724 元/吨，同比上涨 21.1%，平均毛利为 293 元 /吨，毛利由亏转盈。 

本周全国 LNG 液态供应量共计 8.62 亿方，较上周减少 2.6%。其中，进口 LNG 槽批 量 2.54 亿方，较上周减少 18.1%，占 LNG 液态供应总量的 29%，国产 LNG 供应量 6.08 亿 方，较上周增加 5.7%。本期全国 24 家接收站进口 LNG 液态供应总量 2.54 亿方，环比减少 18.07%，同比减 少 6.62%，进口资源在 LNG 液态供应总量中的占比 30%，环比减少 6 个百分点。除华南接 收站槽批量有所增加外，其余各地接收站均有不同程度减少。 （1）海陆价差扩大，挤占海气常规市场。本周，国产气频繁走跌，对远端市场套利增多，冲击海气常规市场。 （2）两会召开，供需受限。3 月 4 日、5 日两会相继召开，进而打压下游需求，与此同 时，部分接收站装车受限，海气外流不畅。此外，南京港华补库结束，需求端一进步萎缩，市场利空明显。 （3）值得注意的是，本周华南接收站槽批量 2793 车，较上周增加 213 车，其原因 在于，前期海气价格优势较大，加之终端工厂复工良好，下游需求增加，利好槽车走量。

本周，国产 LNG 供应量 6.08 亿方，较上周增加 5.7%。本周统计样本中，无新增产能，检修产能为 135 万方/天，重启产能为 440 万方/天。伴随着天气转暖，供暖季即将结束，加之两会召开抑制京津冀周边需求，管道气整体供应宽松下，主产区及中石油旗 下液厂开工提升明显，周度行业产量环比上周增加。 从两周产量变化看，共有 8 个省市产量环比增加，1 个省市产量环比下降，其他 15 个省市产量环比持平。其中产量增长最为突出的是湖北，增加 1622 万方，区内黄冈液厂 500 万方/天的装置 3 月 1 日开机后于本周负荷提升至 6 成，日产 300 万方，周内产 量贡献率环比明显增加；其次产量增加较为明显的是陕西，杨凌 200 万方/天的装置于 3 月 4 日复产后逐步提升至满负荷运行，旭强瑞 3 号开工后于本周提升至 100%，众源绿能开工提升 40 个百分点至 55%，周内产量增加明显。