全国及广东天然气供应形势及价格分析
年全国及广东天然气供应形势及价格分析————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：2018年天然气供应形势及价格分析1 天然气总体概况1.1 1LNG行业需求格局2017年，在年度趋势方面，由于冬季采暖采购高峰，项目维修和供应反弹，全球LNG现货价格呈现U型趋势。
全球天然气需求预计将在2018继续放缓，全球天然气需求稳步上升至3.67万亿立方米，较去年年上升1.7%。
全球天然气产量约为3.78万亿立方米，比去年增长2％。
LNG 需求将进一步增长高于2017年的10％，中国、亚太其他国家、欧洲和其他地区将各占增量的25％。
据IHS预计，2018年，中国的天然气消费量增长将从2017年的15%降至2018年的8%，而韩国将继续推迟核电站的维护计划，并相应增加液化天然气发电站和可再生能源；日本至少有四座反应堆将被推迟；孟加拉国、巴拿马和俄罗斯的加里宁格勒将开始进口LNG；埃及Zohr天然气田将开始生产天然气，预计到2018年，埃及的液化天然气进口量将减少60%，至270万吨，所有这些都将对全球液化天然气需求产生影响。
另外，澳大利亚最近对天然气出口实施限制，以缓解国内对天然气短缺的担忧，稳定天然气价格。
从2019年开始，澳大利亚的液化天然气出口量将限制在8000万吨(合1104亿立方米)。
尽管未来7年卡塔尔的液化天然气产能预计将从目前的每年7700万吨增加到1亿吨，但卡塔尔与埃及、沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国不断恶化的关系，将在一定程度上影响该国的出口和出口路线。
从全球液化天然气市场供需情况,项目开发进度和国家竞争力,在北美地区自2020年以来增加了增长潜力,而巴布亚新几内亚、澳大利亚和俄罗斯也有一些机会,并在2030年前后的事情该地区有望成为液化天然气供应的增长潜力。
1.2 全国天然气概况近几年来，随着我国天然气产业的快速发展，天然气供应格局也发生了很大的变化。
从单一的国内气田向多源、多类型的天然气供应模式转变。
国内气源主要来自塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和松辽盆地等；进口LNG主要通过中亚（约550亿立方米）、中缅管道（约120亿立方米）进口的天然气，另外，中俄东线天然气管道将于2019年从东北向内陆供应300万吨液化天然气(41.4亿立方米)，与中亚管线的西北和中缅管线的西南部相辅相成；近海气田天然气主要来源于南海和东海。
另外，2018年7月19日，中俄能源合作项目亚马尔项目向中国供应的第一船液化天然气通过北极东北海峡抵达江苏省如东LNG接收站。
根据双方签署的长期采购和销售协议，中石油将从2019年起每年从亚马尔进口300万吨液化天然气(41.4亿立方米)，开启向中国供应LNG的新篇章。
1.3 广东省天然气概况目前，广东省已建成跨省长输管道天然气、进口液化天然气和近海天然气等“多源互补、就近供应”的供气模式，建成天然气供应项目9个，供应能力约每年468亿立方。
目前已建成天然气主干管网约2200公里，初步形成珠三角地区内、外环网，连接广东北部的输气网；全省13个地级市联通天然气主干管网。
表1 广东省天然气供应能力汇总表近几年来，虽然广东省天然气消费增长迅速，但总体利用水平仍然较低，2016年天然气占广东省一次消费的比重约为7%，略高于全国平均水平（6.4％），低于江苏（7.7％）、上海（9％）等地。
制约广东省天然气利用水平提高的主要原因为：气源及管输价格偏高；气源供应主体较少，未能形成有效竞争的供气格局；天然气主干管网建设和运营机制不完善；天然气主干管网建设滞后。
2 2017年天然气供需情况2.1 2017年全国总体情况在国家经济形势回暖和“煤改气”政策的指导下，2017年天然气发电、工业天然气利用、交通运输、天然气化工、城市燃气等领域的天然气需求将增加，特别是在北方进入冬季采暖期之前，中国最大的天然气供应国土库曼斯坦，突然将中亚管道进口天然气量减约3000万立方米/年（正常情况下约为1.3亿立方米），导致中国天然气供需由2016年的宽松突然转向紧张。
国内天然气生产商、供应商和大型城市燃气公司等纷纷到国际市场上采购液化天然气现货资源，加之，在欧佩克关于限制原油产量的协议的推动下，不断上涨的石油价格导致国际天然气市场价格上涨，包括长期协议价格和现货价格。
它们还推高了2017年中国天然气进口的价格，导致中国天然气进口大幅增长，平均进口价格同比增长13.9%。
同时，也暴露出管道线路建设、气源国供气量和政治因素等因素制约了管道天然气的进口，供应极为不稳定。
2017年中国天然气消费量达到2398.6亿立方米，比去年同期净增318亿立方米，创历年最高纪录，增长从去年的8.1％升至15.3％。
国内天然气产量1474.2亿立方米，比去年同期净增116亿立方米，增加为8.5％；天然气进口总量约960亿平方米，比上年同期净增加204亿平方米，增长26.9%，创历史新高。
图1 中国天然气消费量的趋势图国内天然气生产增长速度与消费量不相匹配，供需不平衡，导致我国天然气进口持续上升。
2017年，中国天然气净进口约924.4亿立方米(不包括港澳出口)，对外依存度上升至38.5%。
另外，2017年天然气进口净增长占内陆天然气供应净增长的63.5%。
从中国天然气供需形势来看，天然气对外依存度将进一步提高。
图2 中国天然气进口量与对外依存度趋势图2.2 2017年广东省总体情况目前，广东省天然气消费主要集中在珠三角地区（占91.8％），以发电用气为主，耗用天然气约101亿立方米（占52％），其次是工业燃料用气和城市居民用气；广东省气源主要由中海油、中石油、中石化三大油公司供应，其中中海油占74％。
表2 2017年广东省天然气消费情况表2017年前三季度广东省天然气供应相对缓和，直至2017年冬季，全国爆发性出现大面积的天然气短缺，甚至断供。
中石油将天然气供应给广东和香港地区的天然气转向北方，中石油置换中海油的天然气为广东、香港地区供气。
这项工作于2017年12月5日开始，置换量从每天200万立方米开始增加，2017年12月9日达到每天425万立方米，保障了广东（不含深圳）的天然气需求，2017年12月16日在广州鳌头站第一次将来自中海油的南海近海天然气和珠海液化天然气资源反向输送至中石油西气东输二线管道，第一天供应300万立方米到深圳、香港地区。
截止目前，中石油每天从西向东供应广东、香港的725万立方米天然气全部置换为中海油的南海天然气和进口液化天然气，并持续到北方地区冬季供暖结束。
2017年，广东省天然气消费量约195亿立方米，占全国消费量约8.1％，居全国第三。
3 国内LNG价格现状3.1 国内价格走势据中国海关总署统计,中国天然气进口量与国内生产的比例由去年底的0.64:1扩大到0.74:1；上半年天然气进口4208万吨，较去年同期增长35.4％。
截止7月16日，116家国内液化天然气工厂，检修、停产、停报、内销有41家，整体对外开工率65％。
国际局势动荡,国际原油价格持续上涨，然而亚太地区液化天然气进口合同中70％的合同价格是与石油指数挂钩,加上中国环境保护方面压力的增加，亚太地区的天然气需求增加，进一步推高了LNG到岸价格。
特别是今年第一季度,由于冬季供应短缺,液化天然气价格飙升至每吨1万元以上，直到北方供暖期结束,液化天然气供应才有所缓解。
4月低，由于供应问题导致液化天然气价格逆市上涨。
目前，据LNG物联网统计，市场平均价格为4216元/吨（折约2.90元/立方米）。
最高报价为四川的达州汇鑫5550元/吨（折约3.81元/立方米），最低报价为新疆的广汇淖毛湖3300元/吨（折约2.27元/立方米）。
15家国内LNG接收站平均价格为4440元/吨（折约3.05元/立方米），最高报价为青岛的董家口4800元/吨（折约3.30元/立方米），最低报价为4000元/吨（折约2.75元/立方米）。
图3 国内接收站介个对比图目前，液化天然气经过持续上涨后，下游用户承受的能力有限，交易氛围略为减弱，终端交付情况不佳，预计国内近期LNG价格主要以回落为主！3.2 广东价格情况广东省管道天然气用户价格由气源价格、省管输价格和地方城镇燃气管输价格构成。
气源价格主要由三种情况：一是西二线天然气价格，列入国家定价目录，到广东的天然气门站价格为2.06元/立方米，最多可上浮20％；二是根据商务合同确定（如澳大利亚进口液化天然气），到广东价格约1元/立方米；三是其他海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气和其他液化天然气价格采用市场调节价格，由企业自主定价。
总体而言，除大鹏LNG 接收站一期合同天然气外，广东省管道气气源价格在全国处于较高水平，平均气源价格约占终端平均用气价格的60％。
中海油占广东天然气消费量74％，其在广东的气源：一是澳大利亚进口液化天然气（即大鹏LNG），每年供应量为370万吨，采用点对点供气，为国内价格最低的液化天然气资源。
另一个是中海油气电集团的天然气资源池气量。
这部分气量组成结构主要包括现货天然气、LNG长协及海上天然气等。
由于是综合性的气源，它的气量及成本外界很难获悉。
根据广东省发改委发布的信息显示，中海油的近海天然气和其他进口液化天然气价格为每立方米2.55元（到城市燃气的价格），非合同天然气为每立方米2.76元，燃气电厂到厂价格为每立方米2.45—2.7元。
目前，天然气需求全方位增长，发电、工业、化工、民用全面增加，天然气供不应求。
根据2018年7月16日国内接收站LNG价格信息显示，深圳大鹏LNG接收站均价4700元/吨（折约3.23元/立方米），较全国平均价格4440元/吨高出260元/吨，东莞九丰LNG接收站均价4400元/吨，中海油珠海LNG接收站均价4300元/吨。
4 下半年LNG价格走势4.1 全国LNG供需及价格情况2017年的“气荒”和天然气市场短时间迸发的需求潜力，进一步激活中国的天然气勘探动能，2018年新增天然气探明储量有望超过2017年。
但是，天然气生产因上年为保供而强力开采，加之2017年新建产能有限，产量净增量和增速将有所下降，除川渝地区的常规气特别是页岩气的增产潜能较大外，其余天然气主产区的产量会出现滞涨。
预计2018全年天然气产量约在1570亿立方米，增长约6.5%。
2018下半年，LNG将继续引领中国天然气进口量大幅增长：（1）市场需求旺盛，而国内产量增速有限，进一步推动进口量增加;（2）继中石化天津LNG进口接收站投运，下半年将有2座LNG进口接收站(新奥舟山LNG接收站、中海油深圳迭福LNG接收站)，总进口能力增加780万吨;（3）国际LNG市场现货交易价格和交易量灵活，既可套利，又能快速增加供应;（4）LNG进口权限放松，LNG接收站向第三方开放，大型城市燃气企业积极都在采购现货LNG;（5）有2017年的“气荒”之鉴，市场各方都在为2018年的天然气供应寻找气源，进口现货LNG是最现实的选择。
2014年中国石油和天然气进出口状况分析_田春荣
但新建炼厂投产以及商业及战略石油储备需要的增加促使 原油进口在 2014 年提速，进口量增幅达 9.3% ，刷新历史 最高纪录。扣除60万吨的出口量，2014年原油净进口量占 国内炼厂加工量的比例升至61.9%，比2013年提高2.5个百 分点。经济增长放缓导致柴油和化工轻油需求减弱，但汽 油、航空煤油和LPG需求依然旺盛，使得炼厂加工量增速 达到5.3%，比过去两年明显加快。2014年中国原油和成品 油进出口额见表3。 1. 原油进口量首次突破3亿吨 2014 年国内原油进口量创纪录地达到 3.084 亿吨， 增幅达 9.3% ，是 4 年来增长最快的。国内炼厂在油品需
表3 2014年中国原油和成品油进出口额
求增长减弱的形势下加工量仍提高将近 2500 万吨，升幅 为 5.3% 。由于 2014 年新增炼油能力投产进度仍旧超过 油品需求增速，国内炼油产能过剩局面加重，开工率降 低和油价大跌给炼油行业利润带来严重冲击，炼厂不得 不加大产品结构调整和油品出口力度。根据中国石油集 团经济技术研究院发表的《 2014 年国内外油气行业发展 报告》， 2014 年上半年投产的两座新建炼厂，即中国石 油四川彭州炼厂（ 1000 万吨 / 年）和中化集团福建泉州 炼厂（ 1200 万吨 / 年），将国内炼油能力首次推升到 7 亿 吨 / 年以上，达到 7.02 亿吨 / 年。 2014 年新增原油一次蒸 馏能力 3950 万吨 / 年，比估计的油品需求量增幅高出一 倍多。
年度专稿 NNUAL FEATURES
2014年中国石油和天然气进出口状况分析
田春荣
( 中国石油化工集团公司 )
摘 要 2014年，国内经济和石油需求增速均低于预期，但在新炼厂投产和商储需求的支撑下，原油净进口 量首次突破3亿吨，增幅高达9.7%；石油净进口量增至3.205亿吨，进口依存度扩大至62.5%。炼油能力过剩的局面 加重，2014年成品油进口量缩减1000余万吨，净进口量降低到仅70万吨，为23年来最低水平。LPG市场迎来“第二 春”，化工原料需求推动LPG进口量达710万吨，刷新历史最高纪录。进口天然气市场的扩张势头明显减弱，进口 依存度升至31%。国际市场油气价格下跌利好中国增加进口，但国内经济发展的“新常态”、超过需求增长的油品 供应能力和利润下降的压力，将迫使炼油业继续调整产品结构，加速淘汰低效产能，并进一步扩大成品油出口量。 2015年中国可能重新变为成品油的净出口国。 关键词 中国 原油 成品油 LPG 天然气 进口 出口 2014 年，国内各行各业都在努力适应经济从高速增 长转为中高速增长的新常态。需求增幅减弱引起油品市场 销售不畅，而新建炼厂投产导致炼油能力过剩局面进一步 加剧。随着国内生产总值（ GDP ）增速放缓至 7.4% ，估 计 2014 年石油需求增长率由 2013 年的 4.0% 放缓至 3.5% ， 而在这之前的两个 5 年计划即“十五”（ 2001 - 2005 年） 和“十一五”（2006-2010年）的年均增幅分别为7.7%和 5.9%。不过，2014年，原油和液化石油气（LPG）的净进 口量增加抵消了成品油和其他产品的减少，石油净进口量 增加1600余万吨，增长5.3%。 新增炼油能力投产和新建商业储备基地投用提高了进 口原油需求，2014年进口原油较上年增长超过2600万吨。 丙烷脱氢（ PDH ）迎来投产高峰，多座新建 PDH 装置投 产促使 LPG 进口量大增 270 万吨。炼油能力过剩和开工率 下降迫使炼厂增加成品油出口，并大量削减进口，使2014 年成品油进口量缩减将近1000万吨。制造业和建筑业萎缩 造成原材料和燃料需求疲弱，从而使得包括石蜡、石油焦 和沥青在内的其他石油产品进口量下降。 2014 年，包括 原油、成品油、LPG和其他产品在内的石油净进口量增至 3.205亿吨（见图1和表1），占国内消费量的比例即进口依 存度由2013年的61.4%扩大到62.5%（见图2）。在过去10 年里，中国的石油净进口量翻了一番多（见表 2 ），面临 的减排压力不断增大。 进口天然气市场继续扩张，但势头减弱。自2013年后 期以来，国内有3座新建液化天然气（LNG）接收站和一 条新建的进口天然气管道投入运营，但2014年天然气进口 量增幅只有12.6%，是自2006年中国开始进口天然气以来 增速最慢的一年。价格调高等因素使国内天然气消费量增
能源数据分析报告范文(3篇)
第1篇一、报告概述随着全球经济的快速发展，能源需求不断增长，能源安全问题日益凸显。
为了更好地了解我国能源现状及发展趋势，本报告通过对大量能源数据进行分析，旨在为政府、企业和研究机构提供有益的参考。
二、数据来源及分析方法1. 数据来源本报告数据主要来源于国家统计局、国家能源局、国际能源署等官方机构发布的能源统计数据。
2. 分析方法（1）统计分析法：对能源数据的基本统计指标进行计算，如能源消费总量、能源强度、能源结构等。
（2）对比分析法：对比不同年份、不同地区、不同能源类型的能源数据，分析其变化趋势。
（3）相关性分析法：通过计算能源数据之间的相关系数，分析能源数据之间的关联性。
三、能源消费现状及趋势1. 能源消费总量近年来，我国能源消费总量持续增长。
据统计，2019年我国能源消费总量达到45.7亿吨标准煤，同比增长3.3%。
其中，煤炭消费量占能源消费总量的58.7%，石油消费量占22.9%，天然气消费量占8.6%，非化石能源消费量占10.8%。
2. 能源强度能源强度是指单位国内生产总值（GDP）所消耗的能源量。
近年来，我国能源强度呈下降趋势。
2019年，我国能源强度为0.569吨标准煤/万元GDP，同比下降3.1%。
这表明我国能源利用效率有所提高。
3. 能源结构我国能源结构以煤炭为主，非化石能源占比逐渐提高。
2019年，煤炭消费量占能源消费总量的58.7%，石油消费量占22.9%，天然气消费量占8.6%，非化石能源消费量占10.8%。
其中，水电、风电、太阳能发电等非化石能源消费量同比增长9.5%，占比逐年提高。
4. 能源消费趋势（1）能源消费总量将继续增长：随着我国经济的持续发展，能源消费总量将继续保持增长态势。
（2）能源结构将优化：非化石能源占比将进一步提高，煤炭消费量占比将逐渐下降。
（3）能源利用效率将提高：通过技术创新和产业结构调整，我国能源利用效率将进一步提高。
四、能源供需形势及挑战1. 能源供需形势（1）能源供应：我国能源供应能力较强，但仍存在一定缺口。
我国天然气发电有待政策扶持
我国天然气发电有待政策扶持鉴于我国能源供应的压力、其他一次能源的局限和环境保护的压力，发展天然气发电具有重要意义。
但目前我国天然气发电业面临着一系列难题，天然气发电还无法与煤电大机组竞争，也难以承受天然气价格波动的风险，很难发挥应有的经济和社会效益。
有关专家认为，在“适当发展天然气发电”的前提下，国家应尽快出台天然气发电政策框架，采取政策性价差补贴方案等措施对天然气发电给予扶持，还可以对燃气电价实行政府授权合约和自主长期合约来支持燃气电站的发展。
天然气发电有利于环保、调峰和优化我国能源结构天然气发电对环境保护贡献突出，且发电效率高，运行灵活，启停方便，有利于用作调峰电源。
此外，天然气发电有利于优化我国能源结构，对我国天然气市场发展初期有重要的支撑作用，对改善我国电力供应结构和提高电网的安全性具有重要意义。
一、天然气发电对环境保护贡献突出。
据中石油油气管道规划研究所寇忠副所长介绍，燃气电厂占地面积小，一般为燃煤电厂的54％；耗水量小，仅为燃煤电厂的1／3；燃气电厂不需要为环保追加新的投资；不会引发水电建设造成的施工废水、弃渣排放、料厂占地、森林植被受淹及移民等诸多问题。
此外，燃气电厂污染物的排放量较低，以500ＭＷ燃气电厂为例，其二氧化硫排放几乎为零；与同容量的燃煤电厂相比，氮氧化物排放量为后者的19％；二氧化碳为42％；可吸入颗粒物仅为5％。
由于燃气电厂在占地面积、用水量、环保等方面均比其他电厂小得多，这就使得在负荷中心建设电厂，实现就地供电成为可能。
由此可以减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。
二、天然气发电机组可用作调峰电源。
天然气发电机组运行灵活，启动快且启停方便，适合用作调峰电源。
适宜在负荷中心附近建厂，可以有效地解决经济发达地区供电峰谷差大的问题。
此外，燃气电厂发电效率较高，我国燃煤发电机组发电效率约为40％左右，而大容量燃气轮机联合循环效率可达58％。
三、天然气发电有利于优化和调整电源结构。
LNG行业现状与前景分析
LNG⾏业现状与前景分析LNG⾏业现状与前景分析第⼀章LNG的基础知识简介 (3)1.1 LNG特性介绍 (3)1.2 LNG优势分析 (3)1.3 LNG主要⽤途 (3)第⼆章LNG⾏业的发展背景与机遇 (5)2.1 LNG⾏业的发展背景 (5)2.2 LNG⾏业的战略作⽤ (5)2.3 政策⽀持LNG⾏业快速发展 (6)第三章LNG⾏业的现状与前景 (7)3.1 LNG⾏业的现状 (7)3.2 LNG⾏业存在的问题 (9)3.3 LNG⾏业的发展前景 (10)第四章LNG⾏业风险分析 (11)4.1 宏观经济波动风险 (11)4.2 政策风险 (11)4.3 价格风险 (12)4.4 需求风险 (12)4.5 替代品风险 (12)第五章LNG⾏业竞争状况分析 (13)5.1 LNG⾏业进⼊壁垒分析 (13)5.2 LNG⾏业竞争结构SWOT分析 (13)第六章LNG产业链分析 (15)6.1 LNG产业链构成 (15)6.2 LNG处理步骤介绍 (16)6.3 LNG产业链的上游 (17)6.4 LNG产业链的中游 (21)6.5 LNG产业链的下游 (23)6.6 LNG设备制造⼚家分析 (25)第七章我公司LNG运营分析 .......................... 错误！未定义书签。
7.1独⾃成⽴运营企业 ..................................... 错误！未定义书签。
7.2 与中⽯油、中⽯化等合资成⽴运营公司错误！未定义书签。
第⼀章LNG的基础知识简介1.1 LNG特性介绍LNG是英⽂Liquefied Natural Gas的简称，即液化天然⽓。
它是天然⽓（甲烷CH4）在经净化及超低温状态下（-162℃、⼀个⼤⽓压）冷却液化的产物。
液化后的天然⽓其体积⼤⼤减少，约为0℃、1个⼤⽓压时天然⽓体积的1/600，也就是说1⽴⽅⽶LNG⽓化后可得600⽴⽅⽶天然⽓，⽆⾊⽆味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是⼀种⾮常清洁的能源。
天然气定价迈向市场化
围 内形成 ， 能会 导致 气价 上涨 。 可
企 业 受 益 各 不 相 同
天 然 气 定 价 机 制 走 向 市 场 化
后 ， 于从 事天 然气 开 采 、 售 的上 对 销
根 据 可替 代 能 源价 格 变化 情 况 ， 每 年调 整 一 次 ， 逐 步 过 渡 到 每 半 年 并 或 每 季 度 调 整 。 五 是 对 页 岩气 、 煤 层 气 、 制 气 三 种 非 常 规 天 然 气 煤
然 气 的积 极 性 。 同 时 ， 内天 然 气 国 价 格 偏低 又 放 大 了不合 理 需 求 。长 此 以往 ， 天然 气市 场供 应难 以保 障 。 随 着 西 气 东 输 一 线 、 线 以 及 二 陕 京 线 、Ｉ 东 送 等 多 条 管 道 相 继 川气
投 产 ， 盖 全 国 的 天 然 气 管 道 网 络 覆 初 步形 成 ， 供气 方 式逐 步 由单 气 源 、
按 “ 场 净 回值 ” 价 市 定
此 次 天然 气 定 价机 制 改革 的总
体思路 是 ， 将现行 以“ 成本加成 ” 为主
开 展天然 气价格 形成 机制改 革试点 。
国内天然气定价 由此迈 向市场化。
的定 价方法 ， 为按 “ 改 市场净 回值” 方 法定价 ， 即将天然气 的销 售价格 与由 市场 竞 争形 成 的可 替代 能 源价 格 挂
促 进 市场 健康 发展 。
逐步建 立反映资源稀 缺程度 、
衄ｉ ｎｅＩ 经 ｎ ｃ 财 ａ
可 在 不 超 过 这 一 价 格 水 平 的 前 提 下 ， 自主 协 商 确 定 实 际 交 易 价 格 。 四是 门站 价 格 实 行 动态 调 整机 制 ，
2012年中国天然气行业发展动向及2013年展望
国 际石油经济
２ ０ １ ３ ． ６
…
…
…
一
豳
Ａ ＮＮＵ ＡＬ ＦＥ Ａ ＴＵＲＥ
鲻
江Ｌ Ｎ Ｇ 接收站 。浙江Ｌ Ｎ Ｇ 项 目隶属于 中国海油 ，
二是迎峰度夏期间全 国电力供应形势总体好于往
２ ０ １ ２ 年９ 月首艘Ｌ Ｎ Ｇ 船抵达 ，正式进入试生产阶 年 ，部分地区 由于水力发 电较 多 ，导致发 电行业 段 。浙江Ｌ Ｎ Ｇ 是 中国海油投产的第四座Ｌ ＮＧ 接收 用气增速回落 。 站 ，一期规模为３ ０ ０ 万吨／ 年， 二期计划扩建至６ ０ ０
亿 立方 米 。
及伊 宁～霍 尔果斯天然气管道 。５ 月２ ０ 日，西二
我 国天然气新增探 明地质储量仍 以中国石油 线平顶山一泰安支干线投产 ，西二线与西一线 、 天然 气集 团公 司 （ 简称 “ 中国石油集 团” ） 为 冀 宁线连接 ；６ 月３ ０ 日，西二线南 昌一 上海支干 主 ，但所 占份额有下降趋势 。２ ０ １ ２ 年 ，中国石油 线投产 ，西一 线与西二 线实现 末端相 连 ，长 三
立方米 ；西南 油气 田产量仍然维持下降趋势 ，比
一
、
０ ． ６ 亿立方米 ，约为１ ３ １ ． ５ 亿立方米 。 ２ ０ １ ２ 年中国天然气行业发展基本 Ｉ 青 况 上一年减少１
３ ． 天 然气 管 道建 设 热 度不 减 ，管 网调 配灵 活
１ ． 天然气储量增长创历史最高
度继 续 加强
万Ⅱ 屯 ／ 年。
虽然 消费增速有所放缓 ，但我 国天然气的利 用领域仍在不断拓展 ，天然气 的覆盖范围和覆盖
全年新增 ｌ 座核准的Ｌ Ｎ Ｇ 接收站—— 中国海油 人 口仍在不 断扩大 。２ ０ １ ２ 年 ，城市燃气行业的天
浅谈燃气行业经营风险及应对措施
浅谈燃气行业经营风险及应对措施1. 引言1.1 燃气行业经营风险的重要性燃气行业是一个重要的能源行业，对于国家经济和社会发展起着至关重要的作用。
随着市场环境的变化和行业竞争的加剧，燃气企业在经营过程中面临着种种风险和挑战。
对燃气行业经营风险的重视和应对，不仅关系到企业的生存和发展，也直接关系到全社会的经济健康和稳定。
燃气行业的经营风险主要包括市场风险、政策风险、技术风险和自然灾害风险等多个方面。
在市场风险方面，燃气价格波动、供应不稳定等问题可能导致企业盈利能力下降；政策法规的变化和环保压力则可能加大企业的经营负担和成本压力。
燃气企业还要面对技术更新、设备维护等风险，以及可能发生的自然灾害等不可控的因素。
燃气行业的经营风险具有多样性、复杂性和不确定性，企业必须深入了解并有效应对这些风险，才能提高经营的成功率和稳健性。
只有正确认识和处理燃气行业经营风险的重要性，才能在激烈的市场竞争中立于不败之地，实现可持续发展。
本文旨在深入探讨燃气行业经营风险的分类和特点，以及提出相应的应对措施，为燃气企业的可持续发展和健康经营提供参考和借鉴。
1.2 燃气行业面临的主要风险燃气行业面临的主要风险包括市场需求波动风险、燃气供应不稳定风险、原材料价格波动风险、政策法规变化风险以及环保压力风险等。
市场需求波动风险是燃气行业常见的风险之一。
由于经济形势不确定性和节能环保政策的调整，市场对燃气需求的波动性不断增加，企业在制定产能规划和销售策略时经常会受到市场需求波动的影响。
燃气供应不稳定风险是燃气行业面临的重要风险之一。
供应链的不稳定性可能会导致燃气生产和供应受阻，影响企业的正常经营和发展。
原材料价格波动风险也是燃气行业常见的风险之一。
燃气生产过程中需要消耗大量原材料，原材料价格的波动会直接影响企业的生产成本和盈利能力。
政策法规变化风险和环保压力风险也是燃气行业面临的重要挑战。
政策法规的变化可能会导致企业经营环境发生变化，而环保压力的增大可能会增加企业的运营成本。
2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告：全国多地出现有序用电
2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告：全国多地出现有序用电前三季度，面对复杂严峻的国内外环境，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，科学统筹疫情防控和经济社会发展，强化宏观政策跨周期调节，有效应对疫情汛情等多重考验，国民经济持续恢复发展，主要宏观指标总体处于合理区间，经济结构持续调整优化，质量效益稳步提升。
电力消费累计增速延续两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。
受电煤供应紧张等多重因素影响，三季度电力供需形势总体偏紧，全国多地出现有序用电。
一、2021年前三季度全国电力供需情况（一）电力消费需求情况前三季度，全国全社会用电量6.17万亿千瓦时，同比增长12.9%，上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增长的主要原因；两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0个百分点。
分季度看，各季度全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%，受同期基数因素影响，同比增速逐季回落；各季度两年平均增速分别为7.0%、8.2%和7.1%，总体保持平稳较快增长水平。
一是第一产业用电量758亿千瓦时，同比增长18.9%，两年平均增长14.2%。
一、二、三季度，第一产业用电量同比分别增长26.4%、15.9%和16.4%，两年平均增速分别为14.6%、14.1%和13.9%，保持快速增长势头。
国家深入推进乡村振兴战略，农林牧渔业投资快速增长，拉动第一产业用电快速增长。
二是第二产业用电量4.10万亿千瓦时，同比增长12.3%，两年平均增长6.9%。
一、二、三季度，第二产业用电量同比分别增长24.1%、10.6%和5.1%，两年平均增速分别为7.4%、7.3%和6.1%，四大高载能行业增速回落是三季度第二产业增速回落的重要原因。
前三季度，制造业用电量同比增长13.3%，两年平均增长7.5%；其中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为19.7%、17.2%、16.2%、9.5%，两年平均增速分别为10.1%、9.1%、6.3%、6.4%。
城市燃气专项规划中用气量预测分析——以清远市为例
城市燃气专项规划中用气量预测分析——以清远市为例2.中国市政工程华北设计研究总院有限公司佛山分公司，广东佛山 528000【摘要】城镇燃气用气负荷预测为规划提供依据与目标。
规划年限内的用气量决定了规划的燃气输配系统的总体框架、投资规模，具有重要的意义。
【关键词】城市燃气专项规划；用气量预测；预测方法引言随着我国经济水平和人民生活水平的提高，燃气作为城市使用的主要能源之一，发展迅猛。
燃气负荷预测是决定城镇燃气规划设计是否科学合理的决定性因素，因此需要采取科学合理的计算方法对燃气符合进行预测1。
为此，相关设计人员在进行燃气负荷预测时，要采取多种方法进行燃气负荷预测，提高城镇燃气规划设计的科学性与合理性。
下面笔者以清远市为例对各类燃气用气量进行预测分析。
1.燃气替代性分析天然气作为一种优质清洁能源，随着城市产业结构的优化调整，需求量会越来越高。
对于大量的、分散的居民和商业用户，使用燃气可以节约劳动力以及减轻城市交通运输量。
天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。
随着天然气的使用，将会极大的改善家居环境，提高生活质量。
对于工业用户来说，天然气在工业上主要是用做燃料（如陶瓷、再生铜、铝型材等用户）和生产原料（如合成氨、合成甲醇等）。
大型工业用户目前以液化气、柴油、重油和煤炭（或水煤气）为主，与目前油品市场（主要是液化石油气、柴油）相比，国家管网的天然气价格具有很强的竞争优势，尤其是与液化石油气、柴油等相比，热值价格差异大，可替代性强。
但对于目前采用煤炭（或水煤气）和重油燃料的工业用户，天然气价格不具备竞争力，这些工业用户工艺设备改造难度和成本均较大，而且用户对天然气的价格承受能力较弱，通常这类用户在短时间内比较难以转化为天然气用户。
但是使用管道天然气，不仅能节省燃料的运输、储存费用，而且随着环保政策的紧缩以及国家“双碳”战略目标的提出，越来越多的工业用户将使用天然气。
浅谈中国能源安全的现状问题及对策
新形势下我国能源安全形势及对策能源安全作为国家安全的重要组成部分，关系着经济社会可持续发展。
党的十八大以来，党中央、国务院始终把保障能源安全摆在突出位置，推动能源安全的物质、技术、制度基础不断筑牢。
然而，近年来错综复杂的国际形势与国内经济发展的新态势均给我国能源安全带来新挑战。
党的二十大报告强调“加强能源产供储销体系建设，确保能源安全”。
未来，伴随着经济发展、能源转型以及国际地缘政治环境日趋复杂，我国能源安全将面临更多潜在风险和困难挑战。
因此，开展我国能源安全形势分析，并提出对策建议，对于进一步夯实能源安全基础、保障国民经济高质量发展极为重要。
一、我国能源安全面临的形势分析我国作为世界上最大的能源生产国和消费国，近年来着力建设煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，能源产量平稳增长，2021年我国能源自给率达到82.63%。
同时，受资源储量限制，国际进口在能源供应体系中仍不可或缺，2021年我国石油和天然气的对外依存度分别为73%和45%，是世界上最大的石油和天然气进口国。
《“十四五”现代能源体系规划》提出2025年国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，在此能源供应能力发展目标要求下，预计未来我国发生全国性、系统性能源短缺的概率不大，但仍需防控由部分地区能源转型路径设计不合理和可再生能源快速发展引发的局部性、周期性紧缺风险。
而在国际方面，由于世界能源消费中心与能源资源富集区域的失衡和错配，加之地缘政治冲突日趋频繁，我国能源进口也将面临更大不确定性。
（一）国内能源供应面临局部性、周期性紧缺风险一是保供与转型统筹难度较大，若路径设计不合理可能引发能源安全隐患。
当前各地政府密集出台“十四五”能源发展专项规划和“双碳”行动计划，其重点在于谋划未来5～10年的能源转型路径。
在当前我国经济发展与能源消费需求仍保持中高速增长的背景下，若能源转型路径设计不合理，特别是煤炭退出、新能源发展等政策选择过于激进，或地区政策与全国大局“脱钩”，可能导致能源供给能力无法匹配经济发展需求，引发局部地区能源供应短缺问题。