中国天然气发展报告（2023）

前  言

2022年，国际地缘政治局势剧烈动荡，能源产业链供应链屡受冲击，能源格局深刻调整，贸易流向显著变化，能源价格高位剧烈波动，能源消费增速放缓。面对异常复杂的国际形势，中国天然气行业主动应对，坚持供需两侧协同发力、保供稳价，为稳定全球天然气产业链供应链做出积极贡献。

党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系，为推进能源绿色低碳转型和高质量发展指明了方向。面对能源发展新形势新要求，天然气行业将深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神，持续加快产供储销体系建设，提升供应保障能力，完善市场体系建设，激发科技创新活力，推进国际交流合作，增强产业链供应链韧性，实现行业高质量发展，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。

（一）世界天然气发展

1.天然气消费波动，区域市场出现分化

2022年，世界天然气消费量3.94万亿立方米，同比增速由上年的5.3%降至-3.1%；全球经济复苏乏力、国际气价异常高位、替代能源利用增加是需求下降的主要因素。欧洲是全球消费降幅最大的地区，全年消费量4988亿立方米，同比下降13.0%，主要是由于天然气供应体系重构，需求管控加强，煤炭等替代能源利用提高。北美地区全年天然气消费量1.10万亿立方米，同比增长4.7%。其中，美国消费量8812亿立方米，同比增长5.4%，主要是发电用气快速增长。亚太地区多国重启核电，加强煤电利用，加快推动可再生能源发展，全年消费量9071亿立方米，同比下降2.3%。其中，韩国、中国、日本、印度分别同比下降0.8%、1.2%、3.0%、6.3%。

2.勘探开发投资快速恢复，天然气产量保持稳定

2022年，全球油气勘探开发投资支出4934亿美元，较上年增加1228亿美元，增幅33.1%，但仍比2014年的历史高位低2010亿美元。其中，北美地区增加613亿美元，增幅53.1%，占全球投资增量的43%。2022年，世界天然气产量4.04万亿立方米，北美和中东地区天然气产量分别增加490亿立方米和151亿立方米，增幅分别为4.2%和2.1%；产量增加100亿立方米以上的国家有美国、加拿大和中国，增量分别为345亿立方米、127亿立方米和125亿立方米；俄罗斯产量因贸易受限减少837亿立方米，同比下降11.9%。2022年，全球新发现气田92个，新增储量1.23万亿立方米，均高于上年水平，世界天然气剩余探明可采储量193万亿立方米；全球十大油气发现中，圭亚那表现突出（发现5个），其次是纳米比亚（发现2个）。

3.天然气贸易量同比下降，贸易格局深刻调整

2022年，世界天然气贸易量1.21万亿立方米，同比下降1.0%，主要是由于地缘政治博弈、全球经济表现不佳。管道气贸易量6492亿立方米，同比下降7.8%，占天然气贸易总量的53.7%，较上年减少4.0个百分点，主要由于俄罗斯供欧洲管道气量大幅下降。液化天然气（LNG）贸易量5597亿立方米，同比增长5.1%，其中美国LNG出口贸易量1100亿立方米，同比增长13.4%，在全球LNG贸易中占比19.5%，较上年提升1.5个百分点；LNG贸易中现货和3年内短期合约贸易量1695亿立方米，同比下降0.7%，占LNG总贸易量的29.8%。世界天然气贸易格局深刻调整，俄罗斯与欧洲管道气贸易量大幅下降，美国和中东加大对欧洲LNG供应。2022年，俄罗斯出口欧洲管道气同比下降50%，美国、卡塔尔对欧洲LNG出口同比分别增长142%、22.6%。全球已投产LNG接收站接卸能力10.1亿吨/年，新增3700万吨/年，新投产项目以浮式储存再气化装置（FSRU）为主，主要分布在德国、芬兰、荷兰等欧洲地区。2022年，全球新签LNG长协合同量9816万吨，同比增长34.5%，达到历史高位。新签长协呈现目的地条款限制减少、合同期趋长、合同标的量趋小的特点。

4.受地缘政治等因素影响，全球天然气价格高位震荡

2022年，欧洲自俄罗斯进口管道气显著下降，区内气田增产乏力，注库需求旺盛，叠加地缘政治溢价影响，欧洲气价大幅攀升，持续超过东北亚LNG现货价格。荷兰TTF天然气现货价格一度创下96.3美元/百万英热单位的历史高点，年均价格37.7美元/百万英热单位，同比上涨137%。亚洲受市场供应整体紧张和欧洲市场联动影响，年内东北亚LNG现货报价达到72.2美元/百万英热单位（17.6元/米3）的历史高位，全年东北亚LNG现货到岸均价34.5美元/百万英热单位（8.4元/米3），同比上涨138%；全年东北亚LNG（含长协和现货）到岸均价19.2美元/百万英热单位，同比上涨76%。美国受LNG出口旺盛、本土需求增长影响，市场供应紧张，亨利中心（HH）天然气现货年均价格6.4美元/百万英热单位，同比上涨64%，短期回到2008年页岩气革命前的价格水平。随着全球LNG贸易活跃度提升，船运市场运力紧缺，船运费明显上涨，造船企业新接LNG运输船订单量增多。

5.欧洲全力应对能源危机，供应安全成为重大关切

能源危机下，传统能源对保障供应安全和支撑能源转型的作用进一步强化。欧盟宣布将核电和天然气重新纳入绿色能源目录，出台更严格的储气规定保障冬季供应安全，要求11月1日前成员国储气库满库率须达80％，且此后每年同期均须达90％。2022年11月，欧盟储气库实际满库率95.4%，同比增加18个百分点。欧盟加强能源统一大市场建设，推进成员国间管网互联，建设投产波兰—立陶宛联络线、希腊—保加利亚联络线等管道；建立欧盟天然气联合采购平台（AggregateEU），成员国可通过该平台集体购气。全球主要国家和地区将清洁能源发展作为能源供应安全的关键保障，加快能源低碳转型部署，统筹推进气候变化、能源安全和低碳发展。2022年5月，欧盟推出“REPowerEU”能源计划，强调天然气领域要进一步节约利用和替代、供应多源化、内部统一市场建设。

（二）中国天然气发展

1.供需两侧协同发力，天然气市场总体平稳

供应侧发挥国产气和进口长协气保供稳价“压舱石”作用，灵活调节LNG现货采购，资源池均衡定价平抑市场波动，多企互济强化供应保障。需求侧立足能源系统思维多能互补，发挥煤炭兜底保障作用，优化调整用气结构，用好气、少用气，同时发挥市场调节作用，可中断用户等快速响应，平衡供需。天然气行业形成“全国一盘棋”，全产业链齐心协力，主动有效应对国际市场价格波动的新局面。2022年，全国天然气

消费量3646亿立方米，同比下降1.2%；天然气在一次能源消费总量中占比8.4%，较上年下降0.5个百分点，全方位体现了中国天然气产业发展的弹性和灵活性。从消费结构看，城市燃气消费占比增至33%；工业燃料、天然气发电、化工行业用气规模下降，占比分别为42%、17%和8%。广东和江苏全年消费量保持在300亿立方米以上，河北、山东和四川消费量处于200亿～300亿立方米之间。

2.大力提升勘探开发力度，新增储量产量维持高位

2022年，天然气勘探开发在陆上超深层、深水、页岩气、煤层气等领域取得重大突破。其中，在琼东南盆地发现南海首个深水深层大型天然气田；页岩气在四川盆地寒武系新地层勘探取得重大突破，开辟了规模增储新阵地，威荣等深层页岩气田开发全面铺开；鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深层煤层气开发先导试验成功实施。2022年，国内油气企业加大勘探开发投资，同比增长19%，其中，勘探投资约840亿元，创历史最高水平；开发投资约2860亿元。全国新增探明地质储量保持高峰水平11323亿立方米。全国天然气产量2201亿立方米，同比增长6.0%，连续六年增产超100亿立方米，其中页岩气产量240亿立方米。

3.管道气进口稳健增长，LNG贸易灵活调节

2022年，进口天然气1503亿立方米，同比下降9.9%。其中，来自土库曼斯坦、澳大利亚、俄罗斯、卡塔尔、马来西亚五个国家的进口量合计1215亿立方米，占比81%。管道

气进口量627亿立方米，同比增长7.8%，俄罗斯管道气增长54%，中亚管道气近年履约量波动加大。在全球天然气供应紧张及LNG现货价格高企的背景下，中国灵活调节LNG进口。LNG进口量876亿立方米，同比下降19.5%，主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、俄罗斯、印度尼西亚、巴布内新几内亚、美国。受国际高气价影响，中国作为进口国付出更高成本，LNG进口货值同比增长25%。2022年，中国企业新签LNG长期购销协议合同总量近1700万吨/年，离岸交货（FOB）合同占比近60%。

4.基础设施建设持续推进，储气能力快速提升

“全国一张网”和全国储气能力建设工作加快推进，天然气基础设施“战略规划、实施方案、年度计划、重大工程”层层推进落实体系不断完善。2022年，全国长输天然气管道总里程11.8万千米（含地方及区域管道），新建长输管道里程3000千米以上。其中，中俄东线（河北安平—江苏泰兴段）、苏皖管道及与青宁线联通工程等项目投产，西气东输三线中段、西气东输四线（吐鲁番—中卫段）等重大工程持续快速建设。2022年，全国新增储气能力约50亿立方米，大港驴驹河、大港白15、吉林双坨子、长庆苏东39-61、吐哈温吉桑储气库群温西一库、江汉盐穴王储6等地下储气库以及中国海油江苏滨海LNG接收站等陆续投产，先后建成北京燃气天津LNG接收站、河北新天曹妃甸LNG接收站，进一步增强了环渤海区域保供能力。

5.油气体制改革深入实施，市场体系加快建设

全年共挂牌出让广西、黑龙江、新疆等7省（自治区）42个石油天然气、页岩气区块。“全国一张网”建设持续推进，浙江省天然气管网以市场化方式融入国家管网，持续推动全国油气管网设施公平开放，油气管网设施运营效率稳步提升。国家管网开放服务及管容交易平台上线运行，探索“一票制”服务、“储运通”产品、文23储气库容量竞价等多样化交易模式。出台完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见。天然气购销合同的签订与执行构成天然气市场化保供的坚实基础。持续压缩管输层级和供气层级，部分地区积极探索和开展燃气特许经营评估，促进城镇燃气优胜劣汰，整合重组。

6.科技创新示范取得新进展，塑造发展新动能

自主研发国产超深井钻机，四川盆地蓬莱气区的蓬深6井9026米刷新亚洲最深直井纪录。成功研制“一键式”人机交互7000米自动化钻机，并在四川长宁—威远页岩气国家级示范区成功应用。深层煤层气成藏模式、渗流机理取得新认识，钻井、压裂技术取得突破，拓展了煤层气开发的新思路新领域。首套国产化500米级水下油气生产系统、自主设计建造的亚洲第一深水导管架平台“海基一号”等正式投用。天然气管道在线仿真等数字化智能化水平持续提升。中国最大的碳捕集、利用与封存（CCUS）全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目“中国石化齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”注气运行。国内首台自主研制F级50兆瓦重型燃气轮机正式交付进入实际应用。

7.行业发展总体向好，局部矛盾需差异化解决

天然气产供储销体系建设以来，国产气连续6年年增产超百亿立方米，“全国一张网”初步形成，储气能力翻番式增长，全国天然气干线管输“硬瓶颈”基本消除。在气源及基础设施供应能力均充分保障、天然气产业链各环节均实现总体盈利的背景下，2022—2023年采暖季期间，个别地区发生民生用气限供甚至断供等负面案例，暴露出部分地区民生保供责任未压实，特许经营权责不对等问题。下游企业用气成本较高，终端顺价的合理诉求以及城燃领域优胜劣汰、整合重组的趋势也值得关注和引导。未来天然气行业要进一步深化改革和加快市场体系建设，坚持产业链互利共赢的基本原则，共同维护好天然气市场发展良好形势，同时中央政府、地方政府及有关企业三方共担，针对性、差异化解决个别地区农村“煤改气”可持续运营难题。

二、新型能源体系下推进天然气产业高质量发展

党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。天然气作为最清洁低碳的化石能源，是我国新型能源体系建设中不可或缺的重要组成部分，当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长；天然气灵活高效的特性还可支撑与多种能源协同发展，在碳达峰乃至碳中和阶段持续发挥积极作用。

（一）坚定不移大力增储上产，立足国内保障供应安全

立足国内全面提升天然气供应安全保障水平，加大勘探开发和增储上产力度，确保天然气自给率长期不低于50%。加大四川盆地及周边地区勘探开发力度，大力推动在川渝地区建设“中国气大庆”。推进塔里木、准噶尔盆地深地工程，开辟超深层天然气增储上产新领域。大力推进新区建产，持续开展深层页岩气、8000米以深超深层天然气及海域天然气开发技术攻关，加快川南页岩气、博孜—大北、渤中19-6等天然气上产工程。大力实施老气田稳产“压舱石”工程，强化天然气控递减与提高采收率技术攻关，确保苏里格、安岳、克深、普光等重点气田稳产。

（二）加快天然气基础设施建设，完善“全国一张网”

统筹规划，适度超前，加强天然气基础设施建设。完善干线管网，加快中俄东线南段、西气东输三线中段、西气东输四线、川气东送二线、虎林—长春—石家庄管道等国家重大战略性工程建设和投产；在具备条件的地区，加强干支协同布局，支持管道开口分输，积极完善区域管网；加强管网互联互通，强化跨区域互济互保；地下储气库和重点港址LNG接收站要全部接入全国干线管网；支持和引导省级管网以市场化方式融入国家管网。坚持大库大站集约布局，地下储气库为主，沿海LNG接收站储罐扩建为辅，谋划千亿立方米全国储气能力项目布局，加快项目落地实施。坚持储气市场化定价，完善储气调峰辅助服务市场机制，支持各方通过自建、合建、租赁、购买等多种方式履行储气责任。

（三）深化油气体制改革，完善天然气市场体系

进一步提升上游勘探开发活力，探索企业间合作新模式，创新合作机制及组织形式，推动风险勘探再上新台阶，探索难动用储量加快动用、经济开发的有效途径。加大油气退出区块的竞争性出让力度，研究推进矿权市场建设。持续推动基础设施高水平、高质量开放，指导基础设施运营企业建立健全规章制度和操作细则并加强监管。加快管网气量平衡辅助服务市场建设。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，研究完善天然气门站价格形成和动态调整机制，建立健全天然气上下游价格联动机制。开展新一轮管输定价成本监审，在保障设施合理收益的同时支持新管道投资建设。不断强化天然气合同制度，坚持合同化市场化保供，支持中长期、年度、季度、月度及短期等多种合同模式和合同组合，保障市场稳定性，增强市场灵活性。

（四）推动天然气产业降碳提效，实现绿色发展

推进天然气生产和利用过程的清洁化、低能耗、低排放，支持油气企业由传统油气供应向综合能源开发利用转型发展。支持陆上油气田风能和太阳能资源规模化开发，着力提升新能源就地消纳能力，支撑油气勘探开发清洁用能。统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。推广关键耗能设备节能技术以提升能效水平，加快实施以电驱钻井技术、电驱压裂技术、压缩机组电代气技术为主的电气化改造，推进集输管线检维修放空气回收技术等温室气体控排技术。加快推进LNG冷能利用。积极推进数字技术与油气产业的深度融合，通过云计算、物联网、大数据、人工智能等数字技术降本提质增效。持续优化天然气利用方向，提高资源的系统配置效率，降低用能综合成本。

（五）加强与多种能源协同发展，构建多能互补新格局发挥天然气灵活调节作用，逐步使天然气成为当前及中长期解决新能源调峰问题的途径之一。在青海、甘肃等可再生资源较好、气源有保障且有价格优势的地区，因地制宜研究建立风光气水综合能源基地外送模式。在广东等可再生资源较好的沿海地区，建立风光气水综合能源生产消费模式。鼓励发展天然气分布式能源，推广集供电、供气、供热、供冷于一体的综合能源服务模式；推进天然气、分布式风光发电、生物质、地热、氢能、储能等多能互补的综合能源发展新模式新业态和示范项目建设。发挥油气行业技术装备和工业体系优势，研究推动管道输氢、掺氢和终端利用，完善相关标准规范；加强CCUS产业顶层设计和关键核心技术攻关，推动CCUS全产业链示范及商业化应用，促进传统化石能源清洁低碳化利用。继续加强燃气轮机关键核心技术装备攻关，建设一批创新示范工程。

（六）持续深化国际交流与合作，参与全球能源治理

统筹国产与进口、进口管道气与LNG，以及不同进口来源，构建开放条件下的天然气供应安全体系。充分发挥中国在稳定全球天然气市场、提振消费信心、促进国际贸易、吸引商业投资等方面的积极作用，以“一带一路”倡议提出十周年为契机，促进国际合作高质量发展。继续加强在非常规及深水天然气生产、超高压运输、CCUS、制氢输氢与掺氢、多能源协同发展等领域的国际交流合作与创新研发。积极参与全球天然气贸易，持续构建进口来源多渠道、贸易形式多样化、价格基准多元化的资源池。依托我国沿海LNG接收站储罐规模化布局的有利条件，支持海南自贸区等积极探索LNG转口贸易及LNG保税交易，发挥中国在需求侧对全球LNG市场的调节作用。深度参与和积极完善全球能源治理体系，共同维护互利共赢、和谐稳定的贸易环境。

三、2023年天然气发展展望

回顾上半年，国际天然气市场受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓等因素影响，供需紧张形势显著缓解，乌克兰危机等地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱，当前国际天然气现货及中远期期货价格均已恢复至乌克兰危机前水平。中国天然气市场发展总体平稳。1—6月，全国天然气消费量1941亿立方米，同比增长5.6%；天然气产量1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气进口量794亿立方米，同比增长5.8%，其中管道气332亿立方米，LNG462亿立方米。受天然气进口长协计价滞后期影响，目前国内天然气进口成本相对高位运行，与国际LNG现货价格显著下行的趋势产生偏差。较高气价一方面可能影响天然气需求，另一方面市场主体进口LNG现货积极性回升，行业发展面临新形势新要求。

下半年，欧洲市场再平衡仍是影响全球市场走势的关键，预计进口LNG补库注气进程较为温和，亚洲市场需求稳步复苏。在目前全球天然气供需总体平衡的格局下，欧美储气库补库需求总体有保障，在不发生全球性极寒天气的前提下，预计当前及下一采暖季天然气市场总体平稳，供需基本面总体稳中向好。国内方面，受经济形势及国内外天然气价格走势影响，需求将持续回暖，但波动性有所加大。初步预计2023年全国天然气消费量3850亿～3900亿立方米，同比增长5.5%～7%，增长主要受城市燃气和发电用气驱动。城市燃气增量主要来自商业服务业、交通（新冠疫情后恢复性增长）和采暖用气（上年暖冬基数较低）；发电用气增量主要来自气电装机增长以及迎峰度夏顶峰发电需求影响；工业用户对气价更为敏感，需求增量受下半年气价走势影响较大。供应增量主要来自国产气增产和中俄东线管道气按合同增供，LNG进口恢复性增长，灵活调节。

结束语

2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年。面对风高浪急的外部环境，统筹好国家能源安全和绿色低碳转型成为一项重要工作任务。我们将坚决贯彻落实党的二十大对能源工作的新部署新要求，持续推进天然气产供储销体系建设，全力做好天然气保供稳价工作，推动天然气行业高质量发展，在新型能源体系建设中发挥更大作用。

《中国天然气发展报告》已连续发布八年，感谢中国石油经济技术研究院、中国石油勘探开发研究院、中国石油规划总院、中国石化经济技术研究院、中国海油能源经济研究院、国家管网集团研究总院、中国国际工程咨询有限公司、北京大学能源研究院、清华大学气候变化与可持续发展研究院等单位对报告成稿的积极贡献；诚挚感谢各相关部门、企事业单位及业界专家的大力支持和帮助。

（来源：中国城市燃气协会科学技术委员会）

【主持者言】

《中国天然气发展报告（2023）》全文共计七千五百多字，报告中有回顾、有总结、有分析、有展望，它从世界讲到中国，从管道气讲到LNG，从产储讲到一张网，从问题讲到措施，报告内容事无巨细、数据详实，分析到位，最后的结束语写得更为精彩，它用“风高浪急”形容外部环境，它用“保供稳价”点明今后的目标任务，让人印象深刻。

我们借用《燃气资讯》这一平台特别刊出此报告，主要是为了方便大家学习和交流！虽然篇幅很长，但都是满满的干货，相信读后一定会给大家带来意想不到的收获，每一位燃气人都应认真细读、细品。

价格联动是推动天然气市场化的现实可行路径

近期，全国多地进一步完善天然气价格机制，着力建立完善天然气上下游价格联动机制。

公开信息显示，自2023年6月以来，全国二十余个地市发布了价格联动新政，设置与优化了价格联动机制的具体内容，包括联动的范围、周期和方式等。具体来看，各地的价格联动机制又不完全一致。

有观点认为，天然气顺价销售和价格联动政策都不属于市场化改革举措，只是增加了价格的灵活性。笔者对此的认识恰恰相反：增加价格的灵活性，减少直接行政干预是加快推进天然气价格市场化的基础，也应是市场化改革的重要组成部分。

特别值得注意的是，居民用气价格也开始纳入联动范围，这是本轮价格联动新政最大的亮点。青岛、西安、南京、济南、兰州等多个城市启动了天然气上下游价格联动机制，调整了居民天然气销售价格。从各地发布的通知来看，实施价格联动后，居民气价有一定幅度的上涨。据悉，这主要是因为2023年居民用气的门站价格的上涨幅度更高，从此前的基准门站上浮5%上调为上浮15%。

居民气价一直以来是上游天然气价格改革最后的“堡垒”，价格改革时对其尤为谨慎。2018年5月，国家发展改革委进一步理顺居民用气门站价格，实现居民用气与非居民用气价格机制的衔接。不过，在省级门站环节，居民用气与非居民用气门站价格一直未能真正实现完全并轨。近年来，在国际气价高涨的情况下，为保障民生，居民用气门站价格的涨幅受限，缺乏调节弹性。而在下游城市燃气环节，居民气价由政府定价，调价则要履行听证等众多程序，终端居民用气价格往往调整滞后或不调，难以反映天然气价格的变化。

在非居民用气价格方面，门站环节的非居民用气价格市场化程度高，除了受管制的管道气外，其他气源门站价格早已放开。在城市燃气环节，全国主要省市都建立了非居民天然气价格联动机制，但在实践中，因为各种因素，各地的价格联动机制执行难度较大，联动滞后现象普遍。

近两年，国际气价高企，居民气与非居民气之间的交叉补贴扩大，完善天然气价格联动机制的呼声强烈。建立健全天然气价格上下游联动机制，天然气的价值链就能更顺畅地传导。

有观点认为，让买卖双方通过自主协商或交易竞争形成价格，才是天然气价格改革的方向。这是天然气市场化的重要表现之一，但并不是唯一的评价标准，也并不意味着价格完全放开。天然气作为一种清洁能源，其开采、进口等各环节都具有较高的市场准入门槛。欧美等国家和地区也没有完全放开终端天然气价格。在我国，天然气行业上游是寡头垄断市场，中间管输环节具有自然垄断属性，下游配气环节主体多，但在特许经营制度下，竞争不充分，由买卖双方自行达成价格，也并不是理想中市场化的价格。况且，当下国内外的能源供需环境并不利于推进天然气价格完全市场化。

总的来看，建立与完善天然气上下游价格联动机制有利于推进天然气价格市场化。但要注意政策实施的连贯性，要预防联动机制成为“摆设”，机制要运转起来，价格要能上也能下。

（来源：石油商报）

【主持者言】

气价倒挂不只是杭燃集团所面临的难题，价格联动也不仅仅是杭燃集团才提出的诉求，这些都是全行业的共性问题，是关乎到燃气行业健康可持续发展的大事。

想方设法营造良好营商环境来促进招商引资的理念是正确的，坚定不移的保障民生，以提高人民的幸福指数是必要的，但长期气价倒挂将不利于燃气企业的安全发展和服务能力的提升，这是一对矛盾体，最终还是需要依靠“市场这只无形的手”来优化配置天然气资源，本文作者提出一系列观点值得深思！

杭州推进混凝土搅拌车“油改电”

--150多辆纯电动混凝土搅拌车亚运会前陆续亮相

在杭州建筑构件集团有限公司（以下简称“杭构集团”）仁和生产基地，停放着20辆“特殊”的混凝土搅拌车，从外观看，它们比传统的混凝土搅拌车多了一块差不多与车身等宽的黑色长方块。

“这是8月4日首批投入的纯电动混凝土搅拌车，驾驶室后面的这个黑色长方块就是车辆的电池。”杭州市商品混凝土行业协会会长、杭构集团总经理周永元表示，为积极响应“绿色亚运”号召，根据《杭州市亚运环境空气质量提升攻坚任务》，对现有商品混凝土运输设备进行了环保提升改造，淘汰了国四柴油搅拌车12辆，添置了纯电动搅拌车20辆。

这种纯电动混凝土搅拌车不仅在外观上与传统燃油混凝土搅拌车有差别，还具有能耗低、零排放、自重轻、装卸快、噪音小等特点。“最关键的是，使用纯电动搅拌车能降低运营成本，消减燃油搅拌车等‘碳排放大户’，更有利于加快商品混凝土行业绿色转型。”周永元说。

目前，杭州全市有16000余辆渣土运输车和燃油混凝土搅拌车，每年排放大气污染物（PM2.5）4400余吨，对城市空气和声环境影响较大。

经测算，相较燃油车，20辆纯电动混凝土搅拌车年减少碳排放约1822吨，实现大气污染物减排量近5.84吨，释放的生态效益将助力实现“双碳”目标；同时，纯电动混凝土搅拌车的运输成本也低于燃油车，企业可节约运输成本约15%。

此次投入使用的纯电动搅拌车续航里程在160公里左右。为了方便车辆换电，杭构集团仁和生产基地内还增设了一座智能换电站，配备7块周转电池，司机可一键化操控，自动更换电池只要5分钟。“车辆在减速带停下固定后，机械手臂会把需要更换的电池取下送进充电仓，再换上充满电的电池，并且电池从20%充至95%，只需40分钟，能保障20辆搅拌车24小时的换电需求。”万物友好运力科技有限公司运营工程师鲁春正说。

为护航“绿色亚运”，今年，杭州市在萧山、余杭、钱塘、临平、富阳等地各选择了1家以上混凝土生产企业进行试点，力争在杭州亚运会前投运纯电动混凝土搅拌车达150辆以上。

“目标任务明确后，市建委多次召开会议、研究部署，并赴试点区、企业进行指导督查帮扶，在市、区两级相关部门的合力下，积极解决试点过程中出现的难题。除了杭构集团首批投运的20辆纯电动混凝土搅拌车，萧山区已有31辆纯电动混凝土搅拌车投入使用。”市建管站相关负责人表示，将继续加大纯电动混凝土搅拌车的推广应用力度，加快推进杭州混凝土行业绿色低碳高质量发展，为“绿色亚运”贡献城建力量。

（来源：杭州日报）

【主持者言】

在当前全球气候变化和环境污染问题日益严重的背景下，推动绿色低碳发展已经成为各国政府和企业的重要战略。杭构集团通过“油改电”，淘汰了传统的燃油混凝土搅拌车，引入了环保、节能、低排放的纯电动混凝土搅拌车，这不仅有助于减少大气污染物排放，改善空气质量，也有利于实现碳中和的目标。杭燃集团同样紧跟国家战略，学习兄弟企业优秀经验，通过滨江综合能源站、屋顶光伏等项目进行能源改革，推动企业实现绿色转型。

肯定成绩转型发展

切实在五个方面“下功夫”

——市城投集团党委书记、董事长李红良一行莅临杭燃集团调研指导

2023年8月2日下午，市城投集团党委书记、董事长李红良，党委副书记、董事郭东晓，党委委员、副总经理徐洪炳，党委委员、副总经理、市能源集团党委书记、董事长沈卓恒携办公室、财务管理部、投资发展部、工程管理部、应急管理部负责人莅临杭燃集团调研指导。杭燃集团领导班子及各部室、各单位主要负责人参加。

会上，杭燃集团党委书记、董事长万向伟围绕1-7月份工作目标完成情况、存在的问题及对策建议、全力以赴确保完成“三年行动计划”三方面进行具体汇报，其他领导班子成员作补充汇报。城投职能部室分别从专业线角度提出指导意见。郭东晓副书记、徐洪炳副总、沈卓恒副总分别对下一步重点工作进行强调部署。

李红良董事长以“党建引领坚强有力、服务大局积极有为、企业经营平稳有序”对杭燃集团上半年的工作予以充分肯定，并对杭燃集团领导班子及各部室、单位主要负责人的良好精神面貌表示赞赏。他指出，面对严峻的经济形势和激烈的市场竞争，杭燃集团要切实增强危机感和紧迫感，以2025年实现“利润5亿、营收100亿”目标而努力。要坚定信心，主动对标国内先进一流企业，找到差距，转换思维。要进一步优化产业布局，加大投资、拓展产业链，走市场化发展道路。同时要加快推动科技赋能，做好企业降本增效。针对下一步工作，李红良提出要在五个方面“下功夫”：一是要在强化党建引领上下功夫。二是要在推动改革发展上下功夫。三是要在确保服务保障上下功夫。四是要在推进重大项目上下功夫。五是要在防范风险隐患上下功夫。希望杭燃集团上下凝心聚力，再接再厉，推动企业继续做大做强。

（来源：杭州市燃气集团）

【主持者言】

这次调研是上级领导对杭燃集团工作的一次全面检查和指导，旨在帮助杭燃集团更好地应对市场挑战，实现高质量发展。杭燃集团将认真学习领导的指示精神，切实加强党建工作，深化改革创新，提高服务保障水平，加快推进重大项目建设，切实防范风险隐患，为亚运全力保障，为社会切实服务，为实现企业的发展目标而努力奋斗。

液化天然气市场信息

8月3日金联创全国LNG出厂（站）均价较上周四跌109至4040元/吨，同比下跌41.23%，其中接收站LNG槽批均价跌71至4058元/吨，同比下跌42.86%；国产LNG实际出厂均价跌147至4023元/吨，同比下跌39.47%，当前国产-进口价差为41元/吨。本周受新一轮原料气放量降价影响，市场看跌后市，同时台风导致多地强降雨，物流运输受阻且终端采买需求放缓，液厂库存承压令价格下行。随着国产气价格不断下跌，海气经济性丧失，同时8月气电及工业需求均有下滑预期，接收站气态销售承压，中石油接收站液态气资源大幅走跌进而带动周边接收站跟跌。但后期价格不断走跌，多地储备库零星补库需求对市场略有支撑。下周，台风“卡努”走向复杂多变，但螺旋雨带将导致华东沿海地区强降雨，气电需求或有所下滑，同时华北及华东8月管道气需求下滑的预期或令接收站库存承压，接收站或继续加大液态销售以缓解库存压力。此外，下周多个液厂复工，市场竞争加剧，预计下周价格仍以下行为主，但不排除价格跌至低位，LNG替代管道气需求增加的可能。

华东地区：本周华东市场价格走跌，区内出站价格为3490-3900元/吨，下跌75元/吨。周初，受台风影响，中海油莆田接收站28日暂时停装，台风过后，下游积极补库，支撑莆田及舟山出货量大幅增加。但进入8月，市场预判8月接收站管道气外输量将大幅下滑，中石油如东加大液态销售以缓解库存压力，进而导致区内接收站纷纷跟跌。目前,台风“卡努”走向复杂多变，但螺旋雨带将导致华东沿海地区强降雨，气电需求或有所下滑，预计下周价格仍以下行为主。