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《由油气供电的天然气市场行情持续提升大规模利用初具雏形》

  • 来源专题：油气勘探开发技术与装备
  • 编译者： cncic
  • 发布时间：2017-07-12

  • 发改委等部委近日印发的《加快推进天然气利用的意见》不啻于给天然气全行业抛出一个大红包。《意见》明确提出、 将北方地区冬季清洁取暖、工业和民用"煤改气"、天然气调峰发电、天然气分布式、天然气车船作为重点。 在大气污染防治趋严、能源体制改革落地在即的大环境下 2017年天然气新政将密集出炉。本条例及"管住中间、放开两头"的原则，天然气价格改革先行推进陆续出台了十余份文件。近期促进天然气发展的政策不断出台。继6月下旬发布《关于加强配气价格监管的指导意见》后发改委日前正式印发《加快推进天然气利用的意见》。 天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。《意见》明确逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一。你努力放松一下，截至2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，地下储气库形成有效工作气量148亿立方米有序支持重庆、江苏、上海、河北等省市开展天然气体制改革试点。 为逐...

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  • 《福建：鼓励规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用的技术研发和试点项目》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-05-28
    • 近日，福建省发展和改革委员会印发《关于福建省完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，文件提出，鼓励农村可再生能源开发利用。优先支持农村地区屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网。鼓励在农村适宜地区开发光伏发电，分批重点推进整县屋顶分布式光伏开发试点项目建设，因地制宜建设渔光互补等光伏综合利用项目，推动县域能源转型。积极探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。大力支持农村电网建设，组织电网企业对农村电网进行改造升级。创新农村电网技术、运行管理机制和电力交易方式，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。鼓励规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用的技术研发和试点项目。 原文如下： 各设区市人民政府、平潭综合实验区管委会，省人民政府有关部门、有关直属机构，有关能源企业： 为贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》，根据《国家发展改革委、国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》要求，加快推进能源绿色低碳转型，全面推进高质量发展，现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出如下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进、循序渐进、持续推进，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，积极服务并融入新发展格局，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚持系统观念，立足省情实际，统筹发展与安全、稳增长和调结构，引导产业结构和能源消费结构调整，优化能源绿色低碳转型路径，构建智慧高效能源系统，深化能源领域体制机制改革创新，为全方位推进高质量发展、科学有序推动如期实现碳达峰碳中和目标提供有力保障。 “十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，能源绿色低碳循环发展的体系初步形成，重点行业能源利用效率大幅提升，能源绿色低碳发展政策、标准、市场和监管综合体系初步形成。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全有效供应和节能高效利用并重的能源生产消费格局。 二、全面提升绿色能源消费水平 （一）建立健全绿色能源消费促进机制。推动各类社会组织采信认证结果，继续推进绿色电力交易试点，为电力用户出具绿色电力消费证明，促进绿色电力消费。鼓励各级机关、事业单位等结合实际，通过能源托管服务等在优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务等方面作出表率，引导企业自觉实施绿色能源采购制度。推广电能替代，加强对电能替代的技术指导，鼓励电能替代用户配置储能装置，引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新。结合实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，加快相关行业改造升级步伐，提升行业能效水平。大力宣传节能及绿色消费理念，倡导节约用能，深入开展绿色生活创建行动，鼓励有条件的地区开展高水平绿色能源消费示范建设。 （二）持续推动落实能耗“双控”和非化石能源目标制度。实施全面节约战略，把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，单位地区生产总值能耗完成国家下达指标，有效增强能源消费总量管理弹性，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，推动能源消耗总量和强度调控逐步转向碳排放总量和强度“双控”。做好可再生能源消纳保障工作，建立完善与可再生能源规模化发展相适应的政策体系，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。推动建立健全用能预算管理体系，探索开展能耗产出效益评价。重点用能行业严格落实单位产品能耗限额强制性国家标准和能源效率强制性国家标准，定期组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。 （三）加快提升工业领域绿色能源消费水平。引导工业企业开展清洁能源消费替代。推进终端用能领域在成本可控的前提下以电代煤、以电代油，推广热泵、电窑炉等新型用能技术，促进单位产品碳排放降低，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。鼓励建设绿色园区和绿色工厂等绿色制造体系，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，鼓励工业企业、园区因地制宜依托分布式可再生能源建设绿色微电网。在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，探索电力输送和调度运行方式创新，实现可再生能源电力项目就近消纳。鼓励产业园区或企业参与绿色电力交易。鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。鼓励工业企业开展能源综合利用。鼓励开展能效梯级利用和采用终端智慧用能控制管理系统等，有效促进工业减碳增效。进一步提高工业园区数字化和智能化水平，推进园区供热、供电、污水处理等公共基础设施的系统集成和优化。 （四）推动传统产业全面绿色低碳转型。科学稳妥推进项目建设，深入挖掘存量项目节能潜力。加快推动钢铁、石化、化工、有色、建材和数据中心等重点领域节能降碳改造升级。统筹推动重点工业园区内企业的煤油气相关原材料耦合和能源梯级利用，完善化工、造纸、印染、制革、纺织等产业集聚和供热需求大的园区集中供热设施。进一步提高企业的资源和能源循环利用水平，鼓励企业余热余压余气回收并进行区域供能，大力推进大宗固废源头减量、资源化利用和无害化处置，强化全链条治理，推动资源综合利用产业实现绿色低碳发展。依法对“双超双有高耗能”企业实施强制性清洁生产审核，探索开展行业整体审核模式。 （五）大力发展节能绿色产业。落实绿色产业指导目录，重点推进建设一批高效节能电机、发光二极管(LED)、新能源汽车、太阳能利用产业、环境污染治理装备等绿色产业基地。加快培育市场主体，培育发展节能绿色产业领域专精特新中小企业，打造一批大型绿色产业集团。加快建设福州高新技术开发区等国家绿色产业示范基地。大力发展节能服务产业，以超高能效电机系统、高效储能、超低排放改造等节能技术推广为重点，积极推广节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。 （六）鼓励城乡建筑绿色用能。全面提高城乡建筑节能水平，执行建筑能耗限额管理制度，提升建筑节能标准。持续发展绿色建筑、装配式建筑，推进和支持既有居住建筑和公共建筑节能改造，积极推广绿色建材和绿色建造方式，降低建设过程能耗水平。加强新建建筑节能和可再生能源利用，鼓励执行高于国家和本省的建筑节能标准，鼓励发展超低能耗建筑、低碳建筑和近零能耗建筑。执行建筑可再生能源应用标准，引导新建住宅以及宾馆、医院、学校等有热水需求的公共建筑设计安装太阳能或者高效空气源热泵等热水系统，在沿江、邻河、近海的大型公共建筑推广应用地表水热泵技术。大力发展光伏建筑一体化应用，推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。 （七）完善推动交通运输领域能源清洁替代政策。大力优化交通运输结构，推行绿色低碳交通工具，加强低碳交通基础设施建设。推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢站、加气(LNG)站等基础设施布局及服务，降低交通运输领域清洁能源用能成本。切实落实电动汽车、船舶使用岸电等电价支持政策，鼓励港口岸电建设运营主体积极实施岸电使用服务费优惠。在土地空间等方面支持交通供能场站布局和建设，加强交通供能场站土地的集约利用。鼓励开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。统筹规划布局铁路沿线、高速公路服务区等区域新能源设施建设，鼓励对同一行政区域内的项目统一实施、统一核准(备案)。 三、优化能源开发利用格局 （一）加快优化能源供应结构。加快海上风电基地建设，积极有序推进规模化集中连片海上风电开发。推动光伏发电多元布局，重点推进近海集中式光伏电站项目建设。对现有煤电机组进行升级改造，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能并快并。统筹考虑能源需求及清洁低碳能源可开发资源量等，各地应按就近原则优先开发利用本地可再生能源资源，并根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源，优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源。鼓励因地制宜建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。 （二）鼓励农村可再生能源开发利用。优先支持农村地区屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网。鼓励在农村适宜地区开发光伏发电，分批重点推进整县屋顶分布式光伏开发试点项目建设，因地制宜建设渔光互补等光伏综合利用项目，推动县域能源转型。积极探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。大力支持农村电网建设，组织电网企业对农村电网进行改造升级。创新农村电网技术、运行管理机制和电力交易方式，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。鼓励规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用的技术研发和试点项目。 （三）加强新能源开发利用的国土空间管理。统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求，加快推进核电、抽水蓄能项目前期工作并积极争取国家国土空间规划支持。在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求，建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。鼓励在新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式，鼓励海上风电与海洋牧场融合发展、渔光互补等模式，提高国土空间资源利用效率。 四、巩固推进化石能源清洁高效利用 （一）鼓励煤炭开发利用实现绿色低碳转型。停止核准新建和改扩建后产能低于30万吨/年以及开采深度超过600米的煤矿项目，支持煤矸石、矿井水等资源综合利用。科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响，完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置机制。 （二）稳妥有序推进煤电清洁高效转型。以保障电力安全供应为前提，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。统筹协调非化石能源发电与煤电机组、天然气发电、储能等调节电源的整体发展。推进煤电企业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。积极挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励存量凝汽式煤电机组在合理的供热半径内实施热电联产改造，鼓励燃煤背压供热机组在允许燃煤供热的区域内进行建设，探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。依法依规淘汰关停落后煤电机组。原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，对污染物排放不符合环保要求的燃煤自备电厂限产或停产改造，推动污染物排放和能耗水平偏高的燃煤自备机组加快实施超低排放和节能改造。支持利用退役火电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。积极开展火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术的研发工作，适时开展试验示范项目。 （三）稳步提升油气清洁高效利用水平。大力实施炼化行业技术改造，推动减污降碳协同增效，促进炼化行业转型升级。推动油气管网逐步向所有市场主体公平开放，完善油气管网接入标准，梳理天然气供气环节，减少供气层级，降低企业用气成本。在满足安全和质量标准的前提下，支持生物天然气、生物燃料乙醇、生物柴油等清洁燃料接入油气管网，探索天然气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式，支持开展纯氢/掺氢管网建设，适时开展液氢运输等示范工程，推动氢能高效运输与应用。支持传统加油站、加气站、充换电站等建设集加油、加气、换电、加氢等服务于一体的综合能源服务站。 五、加快建设新型电力系统 （一）加强新型电力系统顶层设计。根据新能源电力发展需要，结合负荷发展、电源布局等，以安全高效、柔性灵活、清洁低碳、智慧融合为目标，统筹制定以新能源为主体的新型电力系统总体规划和实施路径，支持各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。科学评估现有电力系统，按照绿色低碳发展模式，推动负荷聚合服务、综合能源服务等新业态、新模式发展。以数字化智能化技术支撑新型电力系统建设，全面提升和优化电网网架结构、电源结构、需求侧响应能力、调度智能化水平、负荷智能管理水平、源网荷储协调等。加强新型电力系统基础理论研究和技术研发，推动一批新型电力系统试点示范工程，及时对示范工程进行跟踪评估。 （二）推进电力市场化交易机制改革。加快融入全国统一电力市场体系，完善区域性电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制。激发各类市场主体活力，支持独立新型储能电站、虚拟电厂和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。研究更有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，持续开展绿色电力交易和绿色电力证书交易，逐步扩大绿色电力交易范围，引导电力用户参与绿色电力证书交易，落实绿色电力消费社会责任。 （三）巩固提升电网调峰调频应急能力。大力实施煤电机组灵活性改造，科学核定煤电机组深度调峰能力。鼓励现有天然气电站发挥既满足电力运行调峰需要的同时又能调节天然气消费季节差的“双调峰”作用。加快在建抽水蓄能项目建设，推动规划抽水蓄能电站前期工作，积极探索中小型抽水蓄能技术应用，因地制宜建设混合式(中小型)抽水蓄能电站。鼓励工业企业在就近利用新能源的过程中充分发挥自备电厂调节能力，推进企业自备电厂参与电力系统调节。鼓励“新能源+储能”一体化开发模式发展。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，探索灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电机组和独立新型储能电站等设施运行的价格补偿机制，更好发挥调节性电源的作用。加强应急备用电源规划和建设，重点防范严重自然灾害和极端外力破坏等可能引发电网大面积停电的风险，提升重要负荷中心的应急保障能力。 （四）探索电力需求侧响应机制。推动市场主体参与电力需求响应，多途径挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，促进负荷高峰时段全省电力供需平衡。积极拓宽电力需求响应实施范围，支持分布式储能、电动汽车(充电桩、充换电站)等可调节负荷资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。严格落实用户侧储能安全发展的标准要求，加大安全监管力度。鼓励电网企业全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。 （五）适时开展区域综合能源服务试点。鼓励设区市因地制宜开展区域综合能源服务项目，结合区域电、热、冷、气等多种能源需求，探索由同一市场主体集中运营的多能互补、多能联供区域综合能源系统。创新综合能源商业模式，探索综合能源规划设计、工程投资建设、多能源运营服务以及投融资服务等方面的融合商业模式。电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套基础设施运行衔接。鼓励增量配电网积极开发区域内分布式可再生能源、接纳区域外清洁低碳能源，以提高清洁能源供应比重。加强分布式能源、智能电网、储能等技术的深度融合，提高智慧能源协同服务水平。在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。 六、切实夯实能源安全保供基础 （一）建立能源预测预警平台。推动建立能源综合监测体系，构建以电网、油气管网及重点能源供应企业为主体的区域能源供应监测平台，主管部门定期检查相关报送信息，确保能源企业报送数据全面、真实。进一步完善能源安全预警机制，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，提高能源领域应急响应和抢险救灾能力。加强能源运行监测分析能力、能源供应风险应对能力建设，完善极端情况下煤油气电供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。 （二）持续强化电力系统安全运行和综合防御能力。建立煤电机组退出审核评估机制，对电力系统安全运行起支撑作用和承担重要保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，可根据机组性能和电力系统运行需要经评估后转为应急备用机组。建立各级电力规划安全评估制度，制定年度电力系统安全保供方案。构建信息共享与应急联动机制，加强煤电企业和煤炭生产供应企业在极端情况应急联动，确保能源安全供应。加强重要变电站、换流站、输电通道等设施运行安全保障能力建设，构建跨部门联防联控机制。建立应急安全保障电源体系，确保极端情况下可满足负荷中心、特大型城市以及重要电力用户供电保障需求。完善电力监控系统安全防控体系和数据安全保障体系，加强电力行业关键信息基础设施安全保护。严格落实地方政府、有关电力企业的电力安全生产和供应保障主体责任，构建契合应急管理与抢修组织工作的全方位、全流程数字化应急指挥平台。加强电力安全风险防控，提升应急处置和抗灾能力。 （三）加强能源供应保障和煤炭油气储备能力建设。完善煤电油气供应保障协调机制，适度超前安排能源项目建设时序，加强能源储备设施布局优化。依托主要煤炭中转基地及沿海大型燃煤电厂，进一步健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充的煤炭储备体系。完善应急调峰产能、可调节库存和重点电厂煤炭储备机制，进一步加强与重点产煤省份和重点企业合作。建立以LNG设施储气为主的天然气储备体系，落实地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业天然气储备能力建设责任。充分发挥港口、基础设施及气候优势，继续建设立足本省、辐射周边、支持南气北调的东南液化天然气产业基地和天然气调峰储备基地。统筹石油资源供应和管网、储备设施建设，建立健全政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充，实物储备、产能储备和其他储备方式相结合的石油储备体系。完善煤炭、石油、天然气产供储销体系，探索建立氢能产供储销体系。 （四）加强能源重要基础设施安全维护。建立健全重要能源设施安全管理机制，推进各能源企业进一步完善重要能源设施维护台账，加强安全防护。加强陆上长输油气管道设施保护，健全管道保护制度体系、巡护体系、监控体系。加强新型储能设施安全事故防范和处置能力，严格执行国家相关储能电站设施规划布局、设计施工和安全运行等方面技术标准规范，完善储能电池生产、梯次利用、回收等全寿命周期行业标准及管理办法，加强组件和系统运行状态在线监测，强化消防安全管理，有效提升储能电站本质安全水平。 七、持续推进科技攻关 （一）加快构建清洁低碳能源重大科技协同创新体系。强化跨部门、跨行业重大科技攻关，鼓励能源领域龙头企业与高等院校、科研单位、设计院所和行业上下游企业共同开展产学研合作，推动国家级创新平台在闽落地、国家级绿色科技成果在闽落地转化。发挥企业创新主体作用，加快形成以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源技术创新体系，优化能源产业创新发展基础研究支撑体系，重点提高能源环境、动力、材料、信息与控制等基础科学领域的研究能力和水平，推进风能、太阳能、氢能、核能与核安全、智能电网和储能等技术研发，形成集研发、制造、应用于一体，具有国际影响力的福建沿海能源产业创新走廊。 （二）培育新能源领域高新制造业企业。持续做大做强新能源领域龙头骨干企业。坚持标杆引领与面上推广相结合、传统产业绿色升级与新兴产业培育相结合、弘扬“工匠精神”与提升质量品质相结合，围绕能源绿色低碳转型的发展目标，通过示范引领、政策扶持和精准服务，培育一批新能源领域科技小巨人和专精特新“小巨人”企业以及制造业单项冠军企业，突破一批关键核心技术，推动相关领域企业的高质量发展转型。 （三）加强新能源产业链供应链协同创新能力。完善风电、光伏、储能、氢能等清洁低碳能源装备产业链，加快构建产学研用深度融合、上下游协同、供应链协作的新能源技术创新促进机制。全力创建新能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与新能源产业链深度融合。加快建设电化学储能技术国家工程研究中心、高效太阳能电池装备与技术国家工程研究中心。依托深远海海上风电基地等重大能源工程和国家级海上风电研究与试验基地，推进上下游企业协同开展海上风电技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。协调推进电力企业在闽设立区域总部，积极引进核电配套装备、运营维护企业在闽落地生产经营。在推进充电基础设施建设中，培育本土充电桩核心制造企业并争取省外龙头企业落户。鼓励传统发电、化工、油气管网和工业企业等开展氢能业务。 （四）加大科技创新激励。优化能源科技创新投入机制，针对资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目，积极探索以市场化方式吸引社会资本注入，增强市场主体的创新活力。对能源绿色低碳转型重大关键技术和“卡脖子”问题，采取“揭榜挂帅”等方式组织攻关。支持首台(套)先进重大能源技术装备示范应用项目申报，推动能源领域重大技术装备推广应用。推动企业加大能源技术创新投入，加快推广清洁低碳新技术应用。 八、优化能源绿色低碳转型经济支持政策 （一）优化能源领域多元化投融资制度。构建与能源绿色低碳转型相适应的投融资体系，加大对风电、光伏、新型储能和氢能等清洁低碳能源项目，以及LNG站、石油储备库等能源供应安全保障项目的支持力度。鼓励符合条件的重大清洁低碳能源项目申报地方政府专项债券。鼓励拓宽项目融资渠道，按照市场化原则支持能源领域低碳清洁转型，促进相关科技成果转化。继续支持农村能源供应基础设施建设。 （二）加大金融支持力度。探索发展清洁低碳能源行业供应链金融。创新适应清洁低碳能源特点的绿色金融产品，鼓励符合条件的企业发行碳中和债券、可持续发展挂钩债券等。引导金融机构综合运用绿色信贷、绿色债券等绿色金融产品，按照风险可控、商业可持续性等原则，支持综合能源服务项目、新型储能电站、海上风电、海上光伏、抽水蓄能等具有显著碳减排效益的项目，加大对金融机构绿色金融业绩评价考核力度。支持符合条件的绿色产业企业上市融资。鼓励金融机构加大绿色信贷投放力度，支持绿色新基建发展，创新绿色信贷和绿色直接融资模式，拓展绿色保险服务；支持有条件的地区申报国家级绿色金融改革创新试验区。完善环境信用评价和绿色低碳金融联动机制。探索能源基础信息应用，为金融支持能源绿色低碳转型提供信息服务支撑。 九、加强“一带一路”绿色能源合作 秉持共商共建共享原则，弘扬开放、绿色、廉洁理念，积极拓展境内外合作伙伴，加强与共建海上丝绸之路国家的绿色基建、绿色能源、绿色金融等领域合作，提高境外项目环境可持续性，打造绿色、包容的海上丝绸之路能源合作伙伴关系。鼓励大气环保、新能源等科技企业“走出去”，深化先进能源技术研发和应用等方面的合作，推动能源互利合作，助力各国共同解决能源发展面临的问题，实现共同发展、共同繁荣。 十、完善能源绿色低碳发展相关治理机制 （一）完善健全能源法规和标准体系。贯彻落实国家颁布的各项促进能源绿色低碳发展的法律法规，推动制(修)订相应的地方性法规、政府规章，增强地方性法规和规章的针对性和有效性。在国家关于清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准的基础上，鼓励社会团体、企业依法制定更加严格、更高水平的团体标准和企业标准。适时制定能源领域绿色低碳产业指导目录，鼓励并支持企业、社会团体等组织主导或参与国家关于能源绿色低碳转型相关技术标准及相应的碳排放量、碳减排量等核算标准的制定。 （二）深化能源领域“放管服”改革。破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，落实市场准入负面清单制度，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。进一步优化绿色低碳能源项目核准和备案流程，提高评估论证效率。创新综合能源服务项目建设管理机制，对接全国投资项目在线审批监管平台，建立完善综合能源服务项目多部门联审机制。 （三）加强能源领域监管。强化对能源绿色低碳发展相关能源市场交易、清洁低碳能源利用等监管，维护公平公正的能源市场秩序。加强对有关企业在规划落实、公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。落实能源安全主体责任，加大电力安全监督管理力度。创新对综合能源服务、新型储能、智慧能源等新产业新业态监管方式。 福建省发展和改革委员会 2023年5月16日
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  • 《原油价格持续景气 油气产量稳步提升》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：wukan
    • 发布时间：2018-05-08
    • 摘要：当前中国的石油市场和石油产业已经高度国际化，分析和认识中国石油对外依存度问题应该有全球视野。 根据国家统计局发布的数据，2017年，中国原油表观消费量6.1亿吨，国内原油产量1.915亿吨，原油进口量4.196亿吨、出口量486.34万吨。2018年4月9日，在博鳌亚洲论坛上，国家能源局局长努尔·白克力表示，中国原油对外依存度已经超过了68％。加上进口的石脑油和液化石油气等折算值，有专家认为，2017年中国石油对外依存度已升至72.3％。 1991年以后，中国石油消费快速增长。1993年，中国成为石油净进口国，1996年成为成品油净进口国。2000年，中国原油和油品净进口总量为7384万吨，占消费量超过31％。2004年，中国石油消费量为3.23亿吨，2010年达4.48亿吨，2013年达5.07亿吨。 这期间，中国的石油产量在2015年达到2.15亿吨的峰值。消费与国内产量背离的结果，是中国石油对外依存度的迅速攀升。2004年，中国石油对外依存度为46.17％，2009年为51.88％，2015年为61.8％。 一国工业化和现代化的某些阶段，石油消费与经济增长存在较强的正相关关系。改革开放40年来，中国经济高速增长，已成为世界第二大经济体，加之近两年国内石油产量的下降，使得中国的石油对外依存度不断攀升，并导致了2017年世界石油行业的一个标志性事件，就是中国超过美国成为世界第一大原油进口国。 这些数字出来后，引发了对中国的石油对外依存度的焦虑。那么，70％上下的石油对外依存度真的是那么可怕吗？虽然不同的统计口径得出的依存度数据不同，但我们认为，当前中国的石油市场和石油产业已经高度国际化，分析和认识中国石油对外依存度问题应该有全球视野。 中国石油生产已高度国际化 中国的石油对外依存度并不是世界最高的，日本、法国、德国和韩国等，石油消费全部依赖进口，对外依存度基本上是100％。近年来，印度的石油对外依存度也迅速攀升，2003年就接近70％，2012年更是超过了75％。研究界谈得最多的石油对外依存度的国家，是美国。1947年成为石油净进口国之后，2006年，美国石油对外依存度达到峰值，为67.28％，2017年下降到了33.62％。 认真分析之后，尤其是将其放在国际石油市场大环境下分析之后，我们认为，当前看似很高的中国石油对外依存度，说明的是中国石油行业的国际化程度，真实的对外依存度并没有那么高，也并不可怕。中国石油加工业已可服务国内国际两个市场，中国对国际石油市场真实的依存度要低得多。 2010年，中国原油净进口量为2.36亿吨，成品油净进口量为1000万吨。2014年，中国原油净进口量为3.08亿吨，成品油净进口量为70万吨。这就是说，到2014年为止，中国不但要从国际市场净进口原油，还要净进口成品油，中国石油加工业还不能完全满足国内市场的需要。 但是，从2015年开始，情况发生了根本性变化。这一年，中国原油净进口量为3.32亿吨，却向国际市场净出口了622万吨成品油。2017年，中国原油净进口量为4.15亿吨，成品油的净出口量为2270万吨。 这就是说，从2015年开始，不断上升的中国原油进口数量和石油对外依存度，部分已不是为了满足中国经济建设的需要，而是服务于国际市场，中国石油加工业已可满足国内国际两个市场的需要。 以2017年为例，扣除中国向国际市场出口的5234万吨成品油，如按75％的轻油收率折算，约为7000万吨原油，这样中国的原油净进口量就可下降到3.45亿吨，原油对外依存度就可下降11.5个百分点。 同时，中国石油勘探开发领域已经国际化，不能简单化地仅盯着国内的石油产量。2017年，中国石油产量由2015年峰值时的2.15亿吨，下降到1.91亿吨。不过，从20世纪90年代中后期开始实施“走出去”战略以来，通过20多年的不懈努力和累计3000多亿美元的境外投资，中国企业已经成为国际石油市场的重要力量。2017年，以几大国有石油公司为主体的中国企业，拥有的境外权益油气产量为1.9亿吨，其中权益原油产量为1.5亿吨，可排在世界石油生产国前十位。 石油公司都是国际化经营，权益原油虽然不一定都运回国，但因是中国企业的投资所得，理论上必要时是可以拿回国内的。如将1.5亿吨境外的权益原油产量加上，2017年中国境内外原油产量合计就是3.41亿吨，原油净进口量就将下降到2.65亿吨，原油对外依存度就会下降24.59个百分点。 综上，2017年度，扣除向国际市场净出口2270万吨成品油折算回的约3026万吨原油，中国原油表观消费量应为5.79亿吨，再减去境内外合计3.41亿吨的原油产量，原油净进口量就只有2.39亿吨，真实的原油对外依存度只有39.14％。 中国原油进口已高度分散化 2017年，中国进口原油来源于世界50个左右的国家和地区，其中俄罗斯、沙特阿拉伯和安哥拉等15个国家最多。这15大进口原油来源国，占中国进口原油总量的89.4％，其中沙特等中东6国占42.7％，巴西等拉美3国占13％。2017年，中东原油占中国进口原油的市场份额已降至23年来的最低水平，美国成为中国第14大原油进口国，比重为1.8％，为765.43万吨。 陆上管道运输，已成为中国原油进口的重要方式。其中，中哈原油管道，累计输油量已超过1亿吨，2017年为1230.82万吨；中俄原油管道累计输油量也超过了1亿吨，2017年为1650万吨，且2017年12月12日二线工程完工后，已具有输送3000万吨/年的能力。中缅原油管道，2017年向中国输送原油386.8万吨，具有2200万吨/年的输送能力。三条管道合计，2017年共向中国输送原油3267.62万吨，占当年原油进口总量的7.8％。三条管道的最大原油输送能力为7200万吨/年，已成为中国原油进口运输方式的重要组成部分。 海上油轮仍是中国进口原油的主要运输方式。2017年，15大进口来源国中的9个国家的原油，需通过印度洋和马六甲海峡向中国海运，占当年进口原油总量的58.8％。这就是社会普遍关心的“马六甲海峡困境”问题。但是，事实上，第一，中国从非洲和中东进口的原油，可以不走马六甲海峡，而选择巽他海峡、龙目海峡和望加锡海峡，这三个海峡均可通过大型油轮，且航道条件好于马六甲海峡。 国际石油贸易中，油轮之所以选择马六甲海峡，主要是在马六甲海峡附近安排船加油很方便。第二，社会流传的海盗和船舶运输安全问题，更多的仅是想象和担心，多年来没有实际发生过。第三，只有美国拥有封锁马六甲海峡和印度洋的能力，未来相当长时间内，我们不能想象中美两个大国之间会发生全面军事对抗。 与此同时，当前世界石油供应充足，有利于中国充分利用国际石油市场。2014年下半年暴跌以来，石油价格总体处于较低的水平，供应充足且有较广泛的可选择性，中国石油工业积极进行了结构调整，国内部分高成本的油井被关停。目前，由于国际市场供大于求，产油国更需要推销自己生产的石油，中国石油加工企业可以根据最优的市场原则，选择所需的原油，国家也可将此作为对外政策的工具。例如，有媒体报道，沙特将提高销往亚洲原油的价格，中国原油进口量最大的企业中国石化随即表示，计划削减40％从沙特进口的原油量。因此，当前供应充裕的国际石油市场，给中国经济发展、能源和石油产业的结构调整，提供了一个较为难得的机遇期。 继续深化国际化和市场化 未来，中国石油对外依存度会持续攀升，对此要有充分的心理准备。 到本世纪中叶，中国要全面建成小康社会和社会主义现代化强国，中国能源消费仍将保持一定的增长，未来十年左右的时间里，石油消费保持一定的增速。一方面，近年来，中国汽车销量保持在2000万辆以上，这必将带来石油消费的刚性增长；另一方面，石油化工行业是中国发展的重点产业，2018年中国的炼油能力将达到8亿吨。国家批准正在建设和将要建设的炼化一体化项目，2020年前后，还将有1亿吨以上的炼油能力投运。 因此，最简单地估算，2030年前后中国的石油消费量有可能达到8亿吨左右，如果国内石油产量不能维持在2亿吨，届时中国的石油对外依存度极有可能会超过80％。 未来相当长时间，国际石油市场仍将处于相对宽松的环境，中国可以充分加以利用。 从2014年下半年开始，由于美国“页岩革命”的成功，国际石油形势发生了根本性的变化，市场供应充足。2016年底以来，石油输出国组织和俄罗斯等达成的减少石油产量、稳定石油价格的协议，刺激了油价不断上涨。综合国际能源署等主要机构的观点，未来十年左右的时间里，由于美国、挪威、巴西、加拿大石油产量的不断增加，世界石油消费不会过高地依赖石油输出国组织，国际石油市场仍将维持供大于求的局势，油价将维持在60美元－80美元/桶的水平。 除非出现中东地区的大规模动荡和世界大国间的直接冲突，未来出现全球性大规模石油危机的可能性不大。因此，未来15年-20年，中国面临的国际石油形势将是较为宽松的，进口石油来源多样化的选择是有保证的。 因此，中国应抓住机遇期，加快推进石油产业的国际化和市场化改革，立足国际国内两种资源保障自己的石油安全。 由于复杂的国际形势，过高的对外石油依赖，肯定会对“中国梦”和“两个一百年”奋斗目标的实现带来一定的影响，甚至在某些时期或特定的环境下，会在一定程度上成为中国经济社会建设和对外政策的制约因素。因此，必须站在关系国家经济社会发展的全局性、战略性的高度，关注并解决中国过高的石油对外依存问题。 从短期看，多样化采购、多种运输方式进口，可以在一定程度上缓解中国过高的石油对外依存度带来的风险，而且这也应是中国要长期坚持的对外政策工具。从长期看，解决中国的石油安全问题，路径是非常清楚的，国际上也有成功的经验，包括大力推进节能，控制能源消费总量过快增长，积极开发可再生能源，煤炭等传统能源的清洁化利用，建设国家石油储备，调整并优化石化产业结构等。 但要从根本上解决中国的石油安全问题，就必须立足国际国内两种资源，其主要手段就是继续大力推进中国石油产业的国际化和市场化改革，真正形成卓有成效的全球能源治理能力。 当前和未来相当长时期，在“一带一路”倡议的引领下，中国各类所有制企业要继续“走出去”，积极参与世界油气资源的开发和利用。中国的石油加工业在两头在外的同时，也要积极投资境外项目，形成强大的国际市场竞争和资源组织能力。 同时，中国国内石油行业要继续进行市场化改革，其中上游勘探开发领域的市场化最为迫切，要下大力气，激发社会各方的积极性，尽快扭转国内石油产量不断下降的局面。 像中国这样经济体量巨大的大国，国内石油天然气资源的开发和利用当然是解决石油安全问题的最根本立足点，但与此同时，国内石油市场的高度国际化也应该是中国建成社会主义现代化强国的具体体现。 美国如今之所以能不再高度依赖进口石油，是第一次石油危机后，从尼克松政府以来的历届美国政府持续大力强调能源安全、积极推动油气产业市场化和国际化的结果。页岩革命集中爆发于20世纪90年代中期，成功于2005年前后，2014年后对国际石油市场的影响日益显现并不断增大，使美国石油对外依存度从约68％的峰值下降到只有三分之一上下。 更为重要的是，当今美国是世界上最有效利用国内国际油气资源的国家，既进口也出口原油和成品油，油气等能源资源已成为美国强有力的对外政策工具。如果在2030年中国石油消费和对外依存度峰值到达前，中国石油天然气行业也能出现美国页岩革命那样的繁荣，同时中国的石油市场和产业也更加国际化，就能使国家宏伟发展目标的实现不但有坚实的石油安全保障，还能有有力的对外政策工具。
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