据路透社伦敦报道，随着需求飙升，LNG生产商建造出口终端的竞争正在展开，但随着与LNG消费者的传统关系开始瓦解，此类大型项目的融资标准已经发生了变化。　　荷兰壳牌上个月为加拿大一个300亿美元LNG项目所做的最终投资决定，是对LNG行业的一次冲击，该行业正在摆脱近三年的低价格和低投资。　　作为对LNG市场的信任投票，壳牌公司的决定有望推动全球数十项类似项目的批准浪潮，这些项目已规划多年，但尚未最终敲定。　　但是最终投资决定代表了一个不同的融资结构，不像以前的大型项目那样依赖于大买家的承诺，比如最近在澳大利亚启用的Ichthys设施或美国的Sabine　Pass工厂。　　相反，壳牌将把成本纳入其预算，并实际上担心最终的买家——作为世界上的LNG公司之一，壳牌可以将新发行的LNG纳入其全球投资组合。　　LNG的需求已经存在，预计到2030年，LNG的年需求量将增加一倍达到每年5.5亿吨，这就为更多的出口终端留出了空间，尽管新的终端(主要是美国的)供应正在大量涌入。　　但由于世界上的买家——日本和韩国，寻求更灵活的条款，而印度和巴基斯坦等其他国家的信誉较差，这些项目一直难以找到买家。　　除了美国在建项目的5000万吨LNG贮备外，美国还有17个像德州LNG这样的新码头需要最终投资决定。从卡塔尔的扩张到俄罗斯和莫桑比克以及东南亚的工厂，其他计划也遍布全球。　　在所有这些项目中，只有少数几个项目最终将在美国建成，而对于其他项目，运营商吸收LNG进入其投资组合的能力将是关键。　　无论价格如何，长期承诺在今天都是有风险的，因为随着全球LNG市场的增长和流动性的增加，它正在经历根本性的变化。　　市场需要解决传统上与石油相关的LNG定价机制等难题，并吸收改变天然气交易商业计算的新技术。　　惠誉解决方案公司的LNG分析师Emma　Richards称：“整个市场正处于中间阶段，LNG正变得越来越像石油，其现货和流动性交易都比基准指标高，但这是一个漫长的过程，而且令人头疼。”　　这使得壳牌公司、道达尔和埃克森美孚等大型投资组合公司的项目更容易最终完成，后者已承诺明年在莫桑比克和德克萨斯州进行最终投资决定。　　就美国的项目而言，该领域正变得越来越紧，大的LNG出口国卡塔尔石油表示，与埃克森美孚合作的Golden　Pass项目的最终投资决定将在未来几个月内做出。　　卡塔尔自身的巨大扩张，预计将在明年获得最终投资决定，将把LNG产能从目前的每年7700万吨提高到每年11000万吨。

11月10日，中国航空油料集团有限公司举办2018中国航油国际论坛，与中国宏观经济研究院发布“中国航空煤油消费指数”。　　航空煤油，又称喷气燃料，是喷气式飞机发动机的重要燃料，具有高热值、高清洁、低腐蚀、抗低温、抗氧化、燃烧充分等特点。中国航空煤油消费指数，依托中国航油的大数据系统，涵盖全国30个省、市、自治区民航机场航油消费的数据，采用拉氏指数方法编制而得出，从宏观经济四大目标、经济增长三驾马车、服务业七大支柱、新动能三项指标和地区经济等五个层面，详细分析了航煤指数与经济增长之间的内在关联性。这一指数反映航空运输业对不同地方、不同城市经济发展的综合影响，反映中国民航航空煤油消耗和航空运输状况的综合指数，是研判宏观经济、区域经济和城市经济发展变化的重要参考指标。　　随着国民经济持续快速增长和国际地位不断提升，中国民用航空市场规模持续扩大，航空运输总周转量、旅客吞吐量、货邮吞吐量等重点指标均保持快速增长。与民航发展相适应，在改革开放的40年间，中国的航空煤油消费量增长了140多倍，成为我国消费经济的重要组成部分。　　下一步，中国航油表示将继续与中国宏观经济研究院深化合作，从体系架构、经济含义和指导定价等三个方面完善指数的编制、发布和应用。有针对性地构建中国航空煤油综合指数、采购指数、**指数、运输指数、库存指数以及“一带一路”航空丝路指数等。作为二大航空煤油消费国，为增强航煤国际影响力、提升航煤国际话语权，中国有必要构建和完善航空煤油生产、贸易、运输、消费各环节的价格指数，为完善大宗商品价格形成机制提供参考。

今年以来，我国扎实推进天然气产供储销体系建设，北方各地天然气供需平衡情况好于去年，民生用气可以得到有效保障。此外，冬季保供预案准备充分，政府、企业之间协调性增加，需求侧管理得到加强。各地要积极调动各方力量，继续挖掘冬季增产增供潜力，落实天然气保供任务——　　近日，北方地区进入供暖季。推进清洁取暖，能源供应是关键，业内专家在接受经济日报·中国经济网记者采访时表示，今年以来我国扎实推进天然气产供储销体系建设，从中央到地方未雨绸缪，天然气供需平衡情况好于去年，民生用气可以得到有效保障。为应对可能出现的极端天气等特殊情况，仍需做好应急预案，压实各方责任。　　供需形势仍处于紧平衡状态　　国家发展改革委价格监测中心高级经济师刘满平告诉记者，从前三季度天然气运行情况分析，今年供暖季天然气供需形势处于紧平衡状态，不会出现大规模气荒。　　刘满平表示，截至10月份，已落实天然气市场可供资源量2635亿立方米，比去年实际供应量增加249亿立方米。目前，主要供气企业已经基本完成储气库注气计划，气源串换、管网互联互通工作取得积极进展。南气北送新增供气能力大幅提升，达到3000万立方米/日。　　“此外，冬季保供预案准备充分，政府、企业之间协调性增加，需求侧管理得到加强。天然气终端销售价格调整，将用户分等级，关键时刻按层级压减供应，签订合同等做法，都为采暖季天然气民生保供提供了有力保障。”刘满平说。　　“去年采暖季遇到的情况，今年肯定不会再发生。”天然气行业专家、北京世创能源资讯有限公司董事长杨建红告诉记者。但是，今冬明春天然气在局部时段、局部地区可能出现供应紧张局面，具体则取决于当地的调节能力。　　根据国家发展改革委此前发布的情况，今年供暖季落实资源超过1200亿立方米并分解至各地。全国民生用气占比40%左右，当前资源量完全可以满足民生用气需求。　　清洁取暖和温暖过冬不矛盾　　如何才能让百姓在蓝天白云下温暖过冬？　　“清洁取暖与保证群众温暖过冬两者从根本上讲是不冲突不矛盾的，关键是要讲究策略和把握好度。”刘满平表示，结合去年的经验和教训，今年各地应按照国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》精神，统筹考虑市场供需实际因素和基层执行的清洁取暖措施，“煤改气”要坚持“以气定改”、循序渐进，保障重点区域和领域的用气需求，避免因措施失当、执行不力等增加供需矛盾，人为造成天然气供应缺口。　　10月17日召开的京津冀及周边地区冬季清洁取暖工作座谈会要求，稳妥推进“煤改气”“煤改电”，坚持以气定改，宜气则气、宜电则电、宜煤则煤，有多少资源，有多大能力，办多少事情，不硬压指标，不搞“一刀切”。同时，要积极调动各方力量，继续挖掘冬季增产增供潜力，落实天然气保供任务，确保重点地区天然气供应。　　记者对部分地区的实施情况作了梳理。据了解，今年供暖季，北京天然气供应总量为125亿立方米，较去年增加7亿立方米，主要用于新的煤改气用户以及新的燃煤锅炉改造。目前，北京清洁能源供热比例达到97%以上，其中居民集中供热锅炉和城市热网热源已基本全部使用天然气。河南省发改委表示，今年供暖季已落实天然气资源超过42亿立方米，完全可以满足民生用气需要。　　今年，河北省计划完成“双代”工程177.4万户。其中，气代煤145.2万户，电代煤32.2万户。河北省近日还开展了清洁取暖工作督查，重点督查“双代”工程任务落实及进展情况，气源、电源保供情况，洁净型煤保供及配送情况，清洁取暖“一刀切”情况以及极端不利气象条件下应急预案制定情况。山西省发布通知要求，统筹兼顾温暖过冬与清洁取暖，在气源、电源未落况下，原有取暖设施暂予保留。　　刘满平表示，对于地方政府来说，在“煤改气”等具体工作中要严防“一刀切”，避免“一哄而上”。对于北方地区清洁取暖，要多渠道、多途径推进煤炭替代，不能将所有的任务都压在天然气上，“宜电则电”“宜气则气”。同时，要因地制宜发展工业余热和可再生能源供热，大力开展既有建筑节能改造。完善采暖设备购置补助、电价、气价等清洁取暖项目建设运营补贴、价格、金融政策等，缓解居民生活和经济运行成本提高所带来的压力。　　建立健全供需预测预警机制　　“今年供暖季天然气需求肯定会高于往年。我们预判，今年12月份及明年1月份，日需求量可能比去年同期每天增加1亿立方米左右。”杨建红表示，在这方面，今年强调的“以供定需”“以气定改”将发挥重要保障作用。　　刘满平告诉记者，今年实现民生保供的目标难度比去年低，但也不能掉以轻心，还是要做好充分准备。在面临冬季供暖大考之际，要建立健全天然气供需预测预警机制，做好天然气形势预判、市场分析和政策储备，对民生保供形势做到心中有数。　　“需求是旺盛的，外部风险不好控制，供应是‘紧绷绷’的，如果再遇上极端天气等特殊情况，有可能打破我们计划好的供需平衡。”杨建红表示，为避免发生去年的情况，要做好气温监测，加强对天然气日供需平衡的预警预测。据测算，以北京为例，如果气温超过3天低于零下8摄氏度，将比零度上下波动4摄氏度的正常情况，每天多增加3000万立方米的天然气。　　杨建红建议，要重视对中亚**天然气的计划，特别是做好今年12月份和明年1月份资源的落实。同时，加强对“南气北送”项目的督促落实，如果这两个项目今年冬季日均供气量总和增至6000万立方米，供应态势将比较乐观。此外，还要提前做好需求侧管理，对一些不影响整体经济发展的可中断用户或可调节用户，可以提前压减产能，把天然气峰值降下来。　　杨建红告诉记者，从技术层面来看，目前我国输气管道的设计规划主要是满足季节调峰，城市燃气的设计规划主要是满足小时调峰，日调峰能力还不足，这个问题必须加以解决。如果各地不准备好液化天然气(LNG)储罐，即使把LNG接收站和地下储气库都建起来，日调峰的问题也将始终解决不了。　　刘满平认为，要落实地方各级人民政府的民生用气保供主体责任，加强需求侧管理和调峰机制建设，严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。按照国务院有关文件精神，加强各有关部门政策的协同和综合协调，促进天然气保供长效机制建设。　　“要关注可能造成的物价上涨等民生问题。冬季供气紧张可能引发尿素、甲醇等工业品价格大幅上涨，会加重产业链上下游企业的生产负担，最终会传导到消费端。”刘满平认为，政府部门在做好民生保供的同时，还要综合考虑多种经济社会成本因素，充分考虑保供举措带来的负面外溢效应。

国际可再生能源机构（IRENA）表示，东南亚是可再生能源发展的热点地区，但因缺乏鼓励投资的政策作支撑，该地区实际发展情况并未达到预期。　　全球范围内，可再生能源发展一般都有一定的政策扶持，如价格补贴和电网建设承诺。而在东南亚地区，除了泰国等国外，其他国家对于可再生能源的扶持力度不够，所以东南亚地区可再生能源发展虽然潜力巨大，但产量远远落后于其他国家，尤其是太阳能、地热能和风能。限制可再生能源发展的因素之一是东南亚地区丰富的动力煤资源，其中印尼是大的动力煤出口国。　　国际可再生能源机构总干事阿德南·阿敏（Adnan Amin）上周在采访中表示，有些东南亚国家的认为煤炭是更为廉价的替代品之一。　　大的动力煤出口商嘉能可（Glencore）11月1日表示，东南亚地区将成为未来经济增长的引擎，拉动煤炭需求。嘉能可还表示，到2040年，东南亚地区虽然生产可再生能源，但煤炭仍将占该地区能源需求增长的40%。　　不过，东南亚国家也正在努力：东盟计划到2025年将可再生能源在其一次能源结构中的比重由现在的略高于10%提高至23%。　　为实现这一目标，上周东盟与国际可再生能源机构正式签署了一项协议，以促进可再生能源的投资和部署。阿敏在参加新加坡国际能源周（SIEW）时对路透社记者表示，为实现这一目标，未来10年内，东南亚地区需要获得2900亿美元的投资，是目前投资额的10倍。

我国煤层气资源丰富，勘探、开发、生产难度大，但经过二三十年的艰辛实践，已有相当基础。只要有决心、信心和恒心，坚持不断为煤层气产业加油清障，在政府政策导引和相关企业推动下，我国煤层气产业具有光明前景，必将形成完整高效的产业体系。　　煤层气，又被称为瓦斯，是赋存在煤层和煤系地层的烃类气体，主要成分为甲烷。　　瓦斯曾有“井下”的恶名，一个意外的火花就可能酿成一场悲剧。但随着人类对其认识的深入，它被大规模地开采出来并得到高效利用，不仅有效保障了矿工的生命安全，而且“进入寻常百姓家”，成为生活中常见的优质清洁能源。　　改革开放40年来，我国以一系列技术突破为先导，在煤层气勘探开发领域取得了举世瞩目的成就，煤层气产业从无到有、从小到大，改善了环境，提高了采煤效率，率先发展成为大规模商业化开采和使用的非常规天然气之一。　　正视优质“气”资源　　1991年，孙茂远是煤炭科学技术情报信息研究所副所长。回忆起煤层气产业发展的历程，现任国家能源委咨询专家委员会委员的他十分感慨。　　“我国煤层气的发展缘起于国外煤层气产业的成熟，它的名字是从国外‘**’的。”孙茂远说。　　1979年，美国面临第二次石油危机，能源安全压力很大。为了扶植煤层气产业，美国通过了《原油意外获利法》。其中，第29条税收补贴政策使煤层气开发补贴超过了天然气，这激励了很多石油公司投资煤层气开发事业。1983年，美国只产煤层气1.7亿立方米，到1995年已达到250亿立方米左右。　　这一消息传到中国后，引发了震荡。一研究啥是煤层气，人们发现，原来它就是煤矿井下一直在抽采的瓦斯。　　瓦斯是煤的伴生矿产资源，当其在空气中浓度达到5%至16%时，遇明火会爆炸。1952年，我国已在抚顺矿务局龙凤矿等地建立了瓦斯抽放站，但受技术制约，当时主要是为了预防瓦斯事故，抽出的瓦斯大多排空，并没有想到如何利用。　　1989年9月，原能源部邀请了美国煤层气专家来华介绍情况。当年11月，我国历一次煤层气会议——“能源部开发煤层气研讨会”在沈阳市召开。随后，国家“八五”攻关项目组、一些地方企业、全球环境基金等单位资助设立了多个煤层气的研究项目，并在河北大城县、山西柳林县进行了煤层气的勘探试验。　　煤层气开发主要有两种方式：一为地面钻井开采，二为井下抽采。受历史因素影响，我国很多煤矿井下都是边采煤边采气，抽出的煤层气浓度低、不均衡，利用方式有限。地面钻井开采则是先采气后采煤，是更为先进的方式，能促进资源的高效利用。因而，重大研究项目也是围绕地面钻井的思路展开。　　沁水盆地蕴藏着世界上质的无烟煤和我国探明储量最多的煤层气。但由于其储层透气性差、地面抽采难度大，被国内外专家称为不可能完成的事，是世界公认的煤层气抽采“”。1990年，山西晋煤集团尝试引进美国地面钻孔释压抽排瓦斯技术，并成功应用于施工井。　　潘庄井田是晋煤集团煤层气产业的开端。从1995年开始，晋煤集团施工了7口煤层气井，组成了个煤层气开发先导性试验井组(潘庄井组)，并取得了成功。这是我国成功进行的煤层气井群排采试验，开创了我国煤层气地面开发利用的先河，有力地推动了整个沁水煤田煤层气的勘探开发工作。　　艰难迈向产业化　　我国是煤层气资源丰富的国家之一，储量居三位，仅次于俄罗斯和加拿大。据勘查，埋深小于2000米的煤层气总储量约为37万亿立方米，大致相当陆上常规天然气资源量。其中，可采资源量超12万亿立方米。　　1970年至1990年间，中国煤层气进入试验勘探阶段，一些境外的企业和机构纷纷来到中国“闯荡”。这期间，我国引进了煤层气专用设备和软件，在煤层气资源评价、储层测试、开采技术等方面得到了长足的进步。但由于没有统一管理，也在签订合同等方面出现了问题。　　1994年，当时的煤炭工业部成立了由美国环保局资助的煤炭工业部煤层气信息中心，提出“要把煤层气作为煤炭的第二资源来开发”的口号，成立了中联煤层气公司。　　中联煤层气公司成立以后，主要任务是进行煤层气的勘探、开发、生产、输送、销售、利用，按照石油界比较盛行的合作方式——产品分成合同方式进行管理。此外，它还被给予了煤层气对外合作专营权。10年来，共签署了30多份煤层气对外合作产品合同，促进了对外合作的发展。　　“1998年1月19日，份合同正式签订。一直到2004年，煤层气都处在勘探的阶段。勘探量是240多口井，中联煤层气公司就打了180多口井。不过，当时发展很艰难，产量也很低。”孙茂远说。　　与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气开发条件较好的国家相比，我国的煤层气勘探开发存在许多“先天问题”：地质环境多变，经历过多期次构造运动，煤层受到严重的挤压破坏，煤层气藏具有低压、低饱和、低渗透、瓦斯含量高、煤质松软的特点；开采过程中煤层气放散速度快，易诱发瓦斯爆炸。我国煤层气成矿和储存条件的特点，决定了仅靠引进技术是不够的，必须探索出一条具有本国特色的煤层气勘探开发道路。　　一些国有大型煤炭企业也开始加入煤层气规模化开发的队伍。其中，最典型的就是晋煤集团。2003年，晋煤集团成立了蓝焰煤层气有限责任公司，专门从事煤层气地面开发和煤田地质勘探工作，推进地面瓦斯抽采治理进程，并取得了很多成果。　　一起事故无意中加快了煤层气开采的脚步。2005年2月14日15时01分，辽宁阜新矿业集团孙家湾煤矿海州立井发生了一起特别重大瓦斯爆炸事故，造成214人死亡，30人受伤。事故发生的第三天，时任国家发改委主任的马凯主持召开了煤层气开发利用专题会议。在此会议上，孙茂远汇报了一个多小时。会后发布会议纪要，作出实行进一步减免税收、增加财政补贴，开展国家煤层气开发利用示范工程，成立煤层气开发利用国家工程中心等七项政策决议。　　如今，孙茂远办公室的墙上还挂着当时煤层气示范工程剪彩时的合影，“从那时候，煤层气真正开始干起来了，煤层气的支持政策也相继落地”。　　经过“十一五”、“十二五”的不懈努力，我国煤层气产业在基地建设、科技进步等方面取得了重大进展，初步形成了上、中、下游较为完整的产业链。据中国煤炭科工集团西安研究院研究员郝世俊介绍，20世纪90年代以来，在国家高技术研究发展计划(“863”计划)、国家重点基础研究发展计划(“973”计划)、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”等支持下，中国煤层气钻井技术与装备得到长足发展，逐步研发了以空气钻井和“PDC钻头+螺杆马达”复合钻井为核心的直井钻井技术、以定向钻井为核心的丛式井钻井技术、以地质导向钻井为核心的水平井钻井技术，以及以欠平衡钻井和屏蔽暂堵为核心的钻井过程储层伤害控制技术，形成了沁水盆地南部的深煤层勘探开发技术体系和贵州的多煤层勘探开发技术体系，打造了数个煤层气开发利用示范工程。　　在企业层面，对于晋煤集团有“记录矿井瓦斯发展的史志”之称的李振虎来说，煤层气是陪伴他十年如一日、已被驯服的“猛虎”。随着晋煤集团成庄矿地面瓦斯抽放站的正式投运，二号、三号瓦斯抽放管道井的相继钻探，煤层气开采利用技术日益成熟，该矿实现了瓦斯的民用。2008年，该矿对瓦斯系统进行优化，抽采方式由分区抽采改为本煤层抽采，和白沙工区瓦斯泵站所抽瓦斯成庄热电厂燃气机组使用，每天利用混合流量达24万立方米以上。随后，成庄矿和岳成矿煤层气公司的供气管道形成网络，拓展了瓦斯利用的空间。　　作为早发展煤层气产业的煤炭企业，晋煤集团经过20余年的探索和努力，已形成了“先采气后采煤、采煤采气一体化”的煤层气(瓦斯)开发模式，拥有了大的地面煤层气抽采井群、大的瓦斯发电集群和煤层气全产业链运营发展网络，建成了全国煤与煤层气共采国家重点实验室，打造了A股煤层气上市企业——蓝焰控股，成为大的煤层气(瓦斯)开发利用企业。　　产业走势与抉择　　从2006年地面煤层气产量1.3亿立方米，到2014年达到37亿立方米，我国煤层气产量超过了美国初期同时段的年度产气量，迎来翻天覆地的变化。据统计，截至2017年底，我国累计探明煤层气地质储量7118亿立方米，其中包括沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个超千亿立方米煤层气田；累计钻井1.7万多口(其中水平井607口)，建设煤层气年产能90亿立方米，实现年产量49.5亿立方米。　　如今，煤层气已经进入平常百姓的生活，成为减轻环境负担的一分子。在晋煤集团大瓦斯发电电厂——寺河120兆瓦瓦斯发电厂，60余台黄色的大型箱式机器——瓦斯发电机组正在运行。这里紧邻晋煤集团全国首座高瓦斯条件下千万吨级矿井，井下抽上来的瓦斯直接通过管路输送至这里进行发电利用，发出的电直接通过地方变电站进入山西省电力网络。　　经过多年实践，全国煤层气勘探开发投入已达800亿元以上，掌握了常规煤层气开发技术，有的气田甚至达到了国际先进水平。国家重大煤层气科技专项实施多年，成果累累：已公布全国煤层气发明1325项、已授权578项，授权实用新型892项，颁布了技术标准、规范等数百项；培养了万人以上高素质技术人员队伍，装备水平也得到提升。　　如今，煤层气产业基本形成中石油、晋煤集团、中海油(中联煤)三足鼎立的格局。不过，由于受到国家政策、成本效益、气价下跌等因素影响，主要煤层气开发企业从经营效益考虑，大幅削减了煤层气投资，勘探投资和工程量急剧萎缩。近年来，煤层气产业总体呈现增长疲软、后继乏力的态势。　　“虽然我国煤层气、煤系地层天然气资源十分丰富，但受地质条件复杂和适应性技术不到位的影响，目前呈现总体产量较低、开发前景广阔的趋势。”煤层气开发利用国家工程研究中心主任、中石油煤层气公司副总经理徐凤银在2018年中澳非常规天然气论坛暨展览上说。论坛上，中澳煤层气专家表示，煤层气经济有效合采技术、深层煤层气综合开发技术、提高煤层气采收率技术，将是未来煤层气大发展的关键。　　此外，今年全国两会期间，山西省晋城市市长刘锋等11名全国人大代表提交了《关于落实煤层气矿权退出机制，促进煤层气产业发展的建议》。刘锋指出，截至2017年底，全国约90%的探矿权由少数央企持有。这些探矿权大多数设置于2008年以前，但长期勘探投入不足，部分区块仅仅完成规定的勘查投入，存在“圈而不探、占而不采”的现象。其他有开发意愿的企业却无法获取足够的勘查区块，导致从事煤层气勘探开发的企业数量有限，市场竞争不充分，勘探投入较少。　　“建立煤层气矿业权退出机制，增加企业数量和勘探投入，提倡采煤采气一体化，鼓励煤矿企业开展煤层气抽采。”刘锋建议。　　孙茂远认为，当务之急要加大煤层气勘探开发力度，加快我国煤层气产业发展。从美国经验来看，美国在发展煤层气产业中，在一定时期给予煤层气税收补贴，调动了社会投资煤层气的积极性，促进煤层气产业持续发展，成为成熟产业。根据反复调研，孙茂远建议提高煤层气财政补贴，在每年国拨30亿元的煤矿安全技措资金中，分划一定额度用于支持专业煤层气企业地面开发煤矿规划区煤层气资源。　　“在煤层气矿权范围内，支持煤层气、页岩气、致密气‘三气’合采，享受同等经济政策，煤层气业内期盼已久。”孙茂远说。　　此外，盘活煤层气资源，拓展煤层气探采空间，推进煤层气勘探工作，简化行政管理和程序等也是孙茂远认为煤层气产业发展的方向。　　“从长远看，科技进步和市场化是推动我国煤层气产业发展的两个重要引擎。”孙茂远指出，聚焦煤层气科技瓶颈问题，加强基础研究和示范工程攻关，逐步探索适用于我国各类煤层气资源的系列技术、工艺、装备，培育和支持有条件的煤层气企业上市，有效提高煤层气产业的经济效益。　　“我国煤层气资源丰富，勘探、开发、生产难度大，但经过二三十年的实践，已有相当基础。只要有决心、信心和恒心，坚持不断为煤层气产业加油清障，在政府政策导引和相关企业推动下，我国煤层气产业具有光明前景，必将形成完整高效的产业体系。”孙茂远说。 

11月4日下午17点30分，搭载130个液化天然气(下称LNG)罐式集装箱的船，从海南洋浦港起航北上，开往目的地山东、辽宁。　　此举是国家发改委、能源局、交通部三部委联合批准创新LNG运输方式的试点项目，是我国首次利用LNG罐箱运输，将海南接收站富余产能大规模运往北方地区的尝试，对满足北方地区冬季清洁取暖需求，保障供气安全具有重要意义。　　而承担本次供气运输重任的这130个液化天然气罐箱，全部由中集集团旗下南通中集能源装备制造有限公司(以下简称“南通能源”)研发制造。　　建设天然气产供储销体系　　从2017年冬天到今年春天，全国较大范围内出现的天然气供应紧张局面，暴露了储气能力不足的短板。而随着全国用气需求的逐渐加大，国内天然气市场供需矛盾将进一步加大。这已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。　　多位专家表示，中国天然气需求处于爆发式增长状态，冬季用气需求依然偏紧，LNG已成为天然气增量需求的主力供应气源。　　咨询公司伍德麦肯兹预测，2018年中国LNG**总量或达5000万吨以上，约比去年增加1200万吨。　　另外，日前，国际能源署发布的《天然气市场报告2018》也指出，到2019年中国将成为大的天然气**国，到2023年天然气**量将达1710亿立方米，其中LNG占一半以上。　　面对日益高速增长的天然气需求，近两年，国家不断加快天然气产供储销体系建设，以解决日益严峻的天然气供需矛盾。　　2018年4月份，国家发改委和国家能源局联合印发的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》指出，加强储气和调峰能力建设，是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分。建立以地下储气库和沿海LNG接收站储气为主，重点地区内陆集约、规模化LNG储罐应急为辅，气田调峰、可中断供应、可替代能源和其他调节手段为补充，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。　　“在当前供气紧张的形势下，液化天然气已经逐渐由传统的调峰气源地位上升为主力气源之一。但现阶段我国已经建成的以LNG接收站为核心的液化天然气基础设施主要分布在南方地区，如海南LNG接收站、深圳LNG接收站、广西LNG接收站等，进入冬季后，北方地区依然出现较大天然气缺口，因此，‘南气北送’意义重大，也是国家建设天然气产供储销体系的环节。”中集相关负责人向《证券日报》记者表示。　　船用罐箱助实现“一罐到底”　　据了解，“南气北送”有多种输送形式。其中有两种常见的方式，一种是管输天然气供应模式；另一种则是我国中西部地区主要采取的非管输天然气供应模式。　　“尽管现有管道运输与液态槽车运输模式这两种天然气运输模式在‘南气北送’过程中起到了重要作用，但仍不能完全释放南方地区接收站富余产能，因此，需要持续创新天然气输送模式，进一步推进天然气产供储销体系建设。”中集安瑞科相关负责人告诉《证券日报》记者，而LNG罐箱运输则是创新天然气输送的重要方式。　　南通能源公司制造的LNG罐箱“宜储宜运”，灵活性强，本次将130个LNG罐箱通过船运的方式从南方具有富余产能的LNG接收站大规模直接运送到北方，单罐气化能力可达2.5万立方米。　　毫无疑问，首船LNG罐箱在冬季供暖期来临之前试航成功，是今冬明春天然气保供的又一项新举措。一旦这种新型运输方式规模化、商业化，将在中国沿海形成一条移动的海上天然气输送大动脉，成为传统陆地管道、槽车运送模式的有效补充，对LNG的产业发展意义深远。　　“国家正逐渐将罐箱运输液化天然气作为天然气冬季保供战略的重要举措之一，开展液化天然气罐箱南气北运以及多式联运。对于整个市场来说，这无疑开启了新的液化天然气供应链新的运营模式。”上述负责人还表示，“也正是基于对市场前景的看好，中国天然气集团选择与中集安瑞科签订批量LNG罐箱订单”。

届中国国际**博览会吸引了130多个国家和地区的3000多家企业。　　看点一：展品——从食品到药品，从电器到汽车，逾5000件展品在中国首秀。企业展分为七大展区：消费电子及家电、服装服饰及日用消费品、汽车、智能及高端装备、食品及农产品、医疗器械及医药保健、服务贸易。进博会将成为参展企业全球新品首发的平台。　　看点二：交易——全国近40个交易团整装待发，采购助力高质量发展。进博会追求实实在在的成交，近40个交易团数十万采购商列好清单整装待发。　　看点三：科技——100多项新产品和新技术勾勒未来生活图景。“万物互联”的智能工厂解决方案、可与人协作的工业机器人……一批最“聪明”、最“绿色”的产品计划通过博览会“跳板”，逐步进入中国市场。　　看点四：保障——20多项便利化措施落地。为保障进博会顺利开展，中央各部委陆续出台了一系列支持政策。从长远来看，这些政策将为企业扩大**“清障减负”，推动更多的优质商品汇聚到居民家门口。　　看点五：功能——线上线下互动，30个展示交易平台“买买买”。除了线下展销平台，包括天猫国际、苏宁、网易考拉等跨境电商平台，纷纷借博览会契机开展“全球购”。

近日，国际天然气联盟(IGU)和波士顿咨询公司联合发布了《全球天然气报告2018》　　根据国际天然气联盟(IGU)和波士顿咨询公司联合发布的《全球天然气报告2018》，2010～2017年，全球天然气消费量以1.8%的速度逐年增长。与此同时，全球天然气工业也经历了一系列重大事件，如北美的页岩气热、液化天然气(LNG)的快速增长，以及亚洲和中东新兴天然气市场的形成与发展等。　　业界许多机构和大型石油公司都看好天然气的未来发展。国际能源署(IEA)预测称，未来十年，全球天然气需求将以每年1.6%的速度增长，在所有化石能源中，天然气是在所有预测情景下都长期需求看长的能源。到2040年，其可能取代煤炭成为第二大主要能源。　　全球天然气行业发展现状　　近日，国际天然气联盟(IGU)和波士顿咨询公司联合发布了《全球天然气报告2018》。分析认为，与天然气的清洁性、灵活性、成本竞争力及其在全球范围内巨大的资源量有关，天然气成为未来最现实的能源形式。　　天然气消费量　　2017年天然气消费量增长了350亿立方米，增幅为5.3%，而2010～2016年，增幅仅3.6%。天然气消费排名前三的分别是、韩国和印度。日本的天然气需求2016年减少了100亿立方米，2017年基本与上年持平，这与该国核电站重启有关，但更主要的原因是能效提高和节约能源。印尼和泰国的天然气产量下降，消费量也随之下降，但新LNG出口项目可能改变其未来发展趋势。澳大利亚的天然气消费量也出现下降，但LNG出口量大增。　　独联体：　　2017年天然气消费量增长350亿立方米。俄罗斯的增量几乎一枝独秀，超过300亿立方米，幅度为7%，主要源自取暖和国内经济复苏。　　欧洲：　　2017年天然气消费增长逾6%，主要源自该地区始于2014年的大规模弃煤举措。在欧盟以外国家，土耳其的天然气消费量增幅，为19%，达到80亿立方米。　　西亚：　　增幅约5%，与过去5年的增幅基本持平，源自该地区经济的强劲增长、油价走高等。　　非洲：　　2017年天然气消费增长加速，增幅近7%，而2010～2016年，天然气消费几乎未增长。增幅的是埃及，增加了70亿立方米。　　北美：　　2017年天然气消费略降。虽然加拿大和墨西哥消费量大增，但美国下降，两相抵消，基本持平。美国天然气消费量下降的主要原因是气价相对较高、输气管道不足，以及可再生能源发电部分取代了燃气发电。　　拉美：　　2017年天然气消费量增加0.4%，增幅虽不大，但好于2016年的消费量下降。阿根廷、巴西略增，但受智利、哥伦比亚、秘鲁和委内瑞拉的持平或下降拖累。这几个持平的国家中，除智利外，其他天然气消费量下降源自缺乏足够的**设施。　　2017年全球天然气消费量增长了3.7%，在2010～2016年的年平均增长率1.5%的基础上翻了一番不止。但天然气消费量增长趋势与全球一次能源需求的增长趋势基本同步，因此其在能源结构中占比并未明显增加，仅增至22%。亚洲和欧洲是天然气增长的主要动力。　　天然气价格　　全球气价2017年上涨了0.5～1美元/百万英热单位。欧洲的现货价格上涨了1.1美元/百万英热单位，亚洲也同样，北美上涨了0.5美元/百万英热单位。部分源于油价上涨的同时驱动与之挂钩的气价上扬，而全球超预期的LNG需求也助长了气价。在全球主要天然气分销中心中，美国气价。2017年全球平均现货价格为2.9美元/百万英热单位，欧洲为5.8美元/百万英热单位，亚洲则高达7.3美元/百万英热单位。　　考虑到国际油价走势和仍在使用中的气-油挂钩定价体系，2018年天然气定期合同价依然看涨，这可能使得现货与定期合同之间的价差继续拉大，因为将有更多现货天然气销售脱离油价控制。但气价受季节性需求影响也将上涨，这主要源于影响LNG现货价格的亚洲市场欠缺天然气储备，需求变化较大。　　天然气产量　　2010年以来，全球天然气年产量增幅都大于年消费量增幅，产量每年增幅为1.8%，而消费量每年增幅为1.5%；非常规天然气增长主要来自美国、加拿大、澳大利亚、和阿根廷。在同一时期内的新增天然气产量中，非常规天然气为3320亿立方米，常规天然气仅490亿立方米。　　具体而言，2017年天然气产量增加最多的是俄罗斯，新增500亿立方米。亚太地区2017年产量增长最多的是澳大利亚，新增了130亿立方米。天然气产量增加逾100亿立方米，且多为常规天然气。马来西亚新增了10亿立方米天然气。北美天然气产量增长仅0.5%，其中美国增长1%，主要是来自二叠纪盆地、马塞勒斯和尤蒂卡页岩区的非常规天然气。欧洲的天然气产量增长1.9%，主要来自挪威。挪威新增天然气产量为100亿立方米。非洲2017年天然气产量增加近9%，主要源自埃及，为90亿立方米。　　全球天然气贸易　　2017年全球天然气贸易量大增9%，其中LNG贸易量增幅，2017年新增了12%，而2010～2016年年均仅增1.6%。从供应端看，增量主要源自澳大利亚和美国出口量的增加，推动了亚洲地区**量的增加；而从消费端看，是主要**国，也是年增量的国家。2017年，新增天然气**市场的LNG消费量继续增长。　　在2017年的管道天然气贸易中，欧洲、北美和的管道天然气贸易增幅较大，约8%。欧洲天然气消费增量基本是通过俄罗斯和挪威的管道供应，2017年增加11%。北美的美国、加拿大和墨西哥之间的管道连通性有所加强，新增100亿立方米的天然气贸易量，反映了较强的过境市场融合趋势。-中亚管道的连通也新增了30亿立方米的贸易量。　　天然气基础设施　　目前，全球有几个有希望的管道项目。一是美国、墨西哥和加拿大之间的天然气管道，可为全球增加1200亿立方米/年的运能；二是与俄罗斯之间的天然气管道，2020年竣工后可向出口400亿立方米/年的天然气；三是土库曼斯坦、阿富汗、巴基斯坦和印度之间的TAPI天然气管道，可新增300亿立方米/年的天然气运能；四是安那托利亚管道(TANAP)，可经土耳其向欧洲供气300亿立方米/年。另外，还有亚德里亚海管道，可经希腊向意大利供气。　　2017年LNG产能大增，新增约380亿立方米。2018～2021年，还将新增1300亿立方米的LNG产能。从LNG接收终端建设看，2010年以来，平均每年新增6%的接收能力。2017年接收能力增长最迅速的是，新增70亿立方米的接收能力，另有300亿立方米的接收能力仍在建设中，预计2021年可投用。　　2010～2014年，全球过境管道天然气运能以年均10%的幅度增加，即1900亿立方米/年。但2014年后，增幅未见明显加大，2017年维持了这一趋势。过去十年的跨境项目为北溪管道，2012年竣工，为俄罗斯经德国至欧洲的天然气管道运输增加了550亿立方米/年。亚洲的管道建设近年来也得以扩张，包括、缅甸和中亚的土库曼斯坦之间的管道，为全球管道天然气运能增加了400亿立方米/年。其他还包括西非的管道，新增50亿立方米/年；玻利维亚与阿根廷之间的管道，新增100亿立方米/年的运能。　　天然气消费量的预测　　近年来，许多公司或机构都开始对天然气的未来发展进行预测，基本都认同的是，天然气将成为增长最迅速的化石能源，2040年前，年增幅介于1.6%～2%。即使是基于最严格的气候排放规定的预测，也指出天然气消费未来将呈增长态势。　　这些预测还认为，到2035年，天然气将取代煤炭，成为仅次于石油的二大能源消费来源。多数预测认为，2035年，天然气在全球能源构成中的占比将从当下的22%增至24%，而煤炭的占比则将从29%降至22%～25%。总的看来，2040年前，天然气消费可能呈现以下两个特点：　　一是非经合组织(OECD)国家成为天然气消费增长主力。　　IEA称，到2040年，非OECD国家的天然气消费量将以每年2.3%的速度增长，而OECD国家同期的天然气消费量每年增长仅0.5%。届时，非OECD国家的天然气消费量占全球天然气消费总量的比例将从当下的53%增至逾61%，其中亚洲非OECD国家的天然气消费量增长将是主要驱动力。目前天然气在这些国家的能源构成中占比很小，仅为8%，增长大有潜力。而在OECD国家的能源构成占比中，天然气已达到25%。　　二是重型汽车和船舶将成为天然气新用户。　　IEA和其他一些机构预测，由于天然气比石油价格低，北美的重型汽车将从成品油转向天然气。另外，未来十年，全球天然气消费的新特点是，LNG将用作海上船用燃料，这一预测主要基于国际海事组织将于2020年执行硫排放新规做出的。目前，使用LNG为燃料的船仅200艘，但2020年后，这一情况可能发生巨变。IEA预测，到2040年，全球船用燃料将有5%~10%为LNG，并因此新增500亿立方米/年的天然气消费，相当于印度目前的天然气年消费量。　　天然气供应增长面临的挑战　　IEA和其他一些机构的天然气增长预测都基于全球天然气供应也将增长的假设。未来5年，美国、俄罗斯和澳大利亚的LNG液化能力都将大幅增加，美国新增600亿立方米/年，俄罗斯新增150亿立方米/年，澳大利亚新增200亿立方米/年。　　但要满足日益增长的天然气需求，天然气行业还面临三个挑战，即如何提高天然气的成本竞争力、供应安全性和发展可持续性。　　提高成本竞争力　　天然气要想在亚洲纯靠边际经济性获得相对于煤炭的竞争优势，**到岸价需介于4~6美元/百万英热单位，几乎是当下许多LNG合同成本的一半。但是，这个价格区间低于全球一些新LNG项目的资本回收成本。　　降低LNG登陆成本取决于更灵活的应对方式，如控制液化成本，但近年来的通货膨胀使得实现这一点并不容易。一些LNG液化项目的成本已从低于500美元/吨增至逾1500美元/吨。将这些项目的成本降低，需结合技术创新、标准化、供应商的充分竞争，以及项目开发的精细管理等途径。　　通过LNG供应链提高效率对降低天然气成本来说至关重要，如提高液化和再气化设施的使用率是相对简单的方式。在LNG的运输过程中，可考虑开发流动性好的LNG交易市场，以优化运输路线。与此同时，新型高效LNG船也有助于降低租船费率。　　相对于煤炭和石油产品，天然气的是大量减少温室气体排放和接近于零的污染物排放。但这个优势只有在环境代价都纳入外部成本时才能体现。欧洲、亚洲分别需要至少20美元/吨和40美元/吨的碳价，才能拉平两个市场上煤炭和天然气的价差。　　增加本地天然气产量也可以达到降本的目的。远途天然气需要大量基础建设投资，因此，就近获得天然气是最直接的降本途径。数据显示，全球天然气产量中有70%都是本地产销。IEA和其他一些机构近期都预测，新供应源将分布更广泛，特别是非常规天然气开采在全球推广将助推这一趋势。　　天然气供应安全　　虽然全球并不缺天然气，但供需不匹配加上地缘政治因素的干扰，使得许多特定市场无法获得安全稳定的气源。如亚洲就因地缘政治原因一再推迟TAPI和伊朗-巴基斯坦-印度管道的修建，使得中亚地区的天然气储量无法有效外输。欧洲则采取能源多元化政策，LNG和不断延伸的天然气管道都有助于天然气的供应安全。　　即使一个国家本身产气，缺乏基础设施也会阻碍天然气消费量的增加。如尼日利亚，天然气储量和人口在非洲国家中都排，但由于基础设施不足，天然气消费于为数不多的发电厂和工业用户。在提高供应安全的同时，加强天然气基础设施的建设和多样化有助于天然气供应的可靠性和灵活性。　　北美和欧洲的地下储气能力约等于其年天然气总消费量的15%～25%，这对于应对天然气季节性价格波动十分重要。目前，全球90%以上的天然气存储能力在欧美，使得其他存储能力不足的国家十分被动。另外，过境天然气管道对确保天然气供应安全也十分重要。如墨西哥就是依靠接入美国的天然气抵消国内产量下滑的不利影响。　　LNG供应和贸易的增长有助于全球天然气供应稳定和安全。但仍存在挑战，即LNG合约的严苛性和市场结构的不合理。一些LNG小买家已开始通过供应多样化或管理需求变化来改变这一局面，但还未形成大影响。另外，在欧洲和美国以外地区，大的天然气集输贸易中心还未出现。　　FSRU(浮式LNG储存与再气化装置)为许多难以获得LNG供应的国家和地区送去了天然气，而且对资金要求不高，还可通过租赁方式获得。目前在全球的运能已从2013年的4400万吨/年增至2016年的8300万吨/年，另有3000万吨/年在规划中。浮式液化天然气(FLNG)技术也可能成为未来天然气供应多样化的解决方案之一。而对于沿岸和内陆地区，小规模天然气液化技术(SSLNG)则是一种新兴解决方案。在北美和欧洲，SSLNG设施已作为无管网覆盖地区的主要供气手段，被用于小发电站和LNG输送。是迄今应用SSLNG技术的市场，每年产能超过2000万吨/年。　　可持续性　　天然气对环境的影响小，燃烧不产生二氧化硫，仅有少量的二氧化氮，不会引发酸雨，也不排放可能导致PM2.5升高的细微颗粒。此外，每能源单位天然气产生的温室气体仅为煤炭的一半，原油的1/3。但作为一种化石能源，天然气仍会在燃烧时排放二氧化碳，或以甲烷的方式散入大气，这对于天然气行业的短、长期可持续发展都大有影响。因此，天然气的可持续性发展主要与三方面有关：　　一是本地空气污染政策　　世界卫生组织已明确指出，空气污染是对人类健康的威胁。各国相关政策的推出将有利于天然气的可持续发展。　　二是低碳技术　　天然气的长期可持续发展也需要采用一些技术通过天然气管网进行减排，如生物甲烷技术，即将废物或其他可再生原料转化为甲烷后并入天然气管网；电转气技术，即采用多余可再生发电能力生产人造燃料，如氢；碳捕集与存储技术等。　　三是积极应对甲烷空燃和泄漏甲烷相对于二氧化碳是影响严重34倍的温室气体。天然气系统泄漏5.5%的甲烷相当于煤炭燃烧排放的温室气体量。IEA在2017年的预测中称，全球天然气系统的甲烷泄漏率为1.7%。埃克森美孚、壳牌等多次表示，要投资减少天然气系统的甲烷空燃和泄漏。

10月30日，第二届天然气行业产融结合论坛在江苏苏州召开。本次会议旨在研讨天然气行业产业资本与金融资本结合的模式，拓宽天然气行业产融协同发展的维度，促进国企、民企以及金融企业精诚合作，助力天然气行业大发展，打赢“蓝天保卫战”。　　目前，我国天然气产业已步入快速发展期。今年前9个月，全国天然气消费量同比增长17.5%，高于去年的16.5%。从未来产业规模看，资金的投入必不可少。同时，扩大对天然气的利用，关键还在于降低天然气产业链各环节的成本。良好的产融结合，可以充分发挥产业与金融的协同效应，提高资源配置效率，推动产业结构调整和转型升级，充分体现了金融要为实体经济服务的根本宗旨。　　会上，业内人士探讨了未来天然气行业产融结合的七种模式。一是为天然气经营企业提供金融服务，例如为下游企业提供融资；二是提供直接的股权投资，为企业设置科学的股权结构，实现长期的价值增值；三是为地方政府平台、地方国企提供资金支持，获取地方政府对油气产业的支持；四是为加油(气)站的小股东或出租方提供融资服务，间接助力油气销售网络的开拓和建设；五是为持有稳定现金流资产的企业提供资产证券化融资；六是提供节能环保绿色金融服务，为天然气经营企业树立绿色形象；七是帮助企业开展专业化资产处置。　　据悉，昆仑银行率先在同行业推出天然气行业专属产品——燃气贷，目前已为74家燃气类客户累计发放130多亿元。此外，根据天然气业务的实际，还推出了促销贷等“贷”字号产品，帮助产业链客户解决融资难、成本高、渠道窄等问题。　　本次论坛由中国石油天然气销售分公司主办，中石油管道有限公司、昆仑银行股份有限公司协办。论坛邀请了7家天然气销售企业、53家天然气用户，以及中国石油集团相关单位200多人参加。

中国国家能源局30日发布数据显示，2018年前三季度，中国能源消费继续回暖，供给质量不断改善，能源结构进一步优化，能源转型持续推进，主要指标好于预期。　　国家能源局发展规划司司长李福龙在当日举行的发布会上表示，前三季度中国能源消费较快增长，表现为“一回暖、一平稳、两快速”：　　煤炭消费持续回暖。前三季度，在电煤消费增长带动下，中国煤炭消费增速回升。据行业初步统计数据，电力、钢铁、化工、建材四大行业用煤均为正增长，电煤占煤炭消费总量的比重约为53.9%，比去年同期提高约2.3个百分点。　　石油消费相对平稳。前三季度，中国石油表观消费量同比增长3.4%左右，增速与去年同期持平。成品油消费延续中低速增长态势，其中，汽油消费小幅增长，柴油消费保持平稳，煤油消费快速增长。　　天然气消费快速增长。前三季度，中国天然气表观消费量同比增长16.7%左右，增速比去年同期下降0.8个百分点。除化工用气小幅下降外，城市燃气、工业燃料和发电用气均保持两位数增长。　　电力消费快速增长。前三季度，全社会用电量同比增长8.9%，增速比去年同期提高2个百分点，创6年来新高。受高温天气等因素影响，夏季用电负荷屡创新高。　　李福龙指出，前三季度，中国发电装机结构持续优化。其中，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电装机合计占总装机的36.4%，比去年同期提高1.4个百分点；清洁能源发电量同比增长8.9%，高于火电增速2.0个百分点。　　电力消费结构也进一步优化。前三季度，四大高耗能行业用电比重较去年同期下降0.5个百分点，三产和居民生活合计用电比重提高1个百分点。电能替代助推终端用能结构持续优化，上拉用电增速2.6个百分点。新兴产业和装备制造业用电增速持续高于制造业用电增速。

日前，第二届世界油商大会在舟山举行。会上，业内人士结合国内外LNG(液化天然气)供求形势，分析了浙江自贸区走向国际LNG集散中心的可能性。作为油商大会重要活动之一，10月19日上午，新奥舟山LNG接收站正式投运暨2018年冬季保供工作启动会在浙江舟山海洋产业集聚区举行。新奥舟山LNG接收站一期工程总投资近77亿元，历时31个月，建成2座16万方LNG全包容储罐、3座码头及相关辅助设施，年处理LNG能力达300万吨；二期项目投资框架协议已于10月18日签订，计划2021年上半年建成，拟投资22亿元，预计年处理LNG能力将提升至500万吨，远期将提升至1000万吨。　　新奥舟山LNG接收站的建成投运，对浙江省正在规划的打造全国重要的LNG登陆中心目标而言，是一个良好的开端。近年来，浙江省对天然气的需求不断提升，今年全省天然气需求量预计超过140亿立方米，同比增长30%以上。随着浙江省清洁能源示范省建设的不断推进，天然气消费比重将进一步提高，新奥舟山LNG接收站将成为全省天然气的重要来源。　　当前，浙江正以浙江自贸试验区为核心区块，着力打造以LNG**、储备、分拨、运输、加注、贸易、交易、服务为重点的全国LNG登陆中心，以推动LNG全产业链建设，逐步确立在全球LNG市场体系中的地位，不断提升我国在LNG领域的国际贸易话语权和影响力，力争到2020年形成180亿立方米的接收能力。　　舟山有独特的岸线优势和区位优势。在舟山建设LNG接收站，每年可作业的时间能达到314天左右，大幅提高了接收站的利用率。　　接下来，浙江将全力推进LNG全产业链建设。推进海港、陆港、空港、信息港“四港”联动，打造以宁波舟山港为核心的港口集群，推动能源基础设施互联互通；对标国际，加快打造全球知名的国际海事服务基地；发展国际船舶保税维修，打造国际的综合性船舶供应服务和船舶修造基地；大力发展金融、法律、租赁、保险、经纪等综合海事服务，成为上海国际航运中心的重要组成部分。　　近年来，特别是去年世界油商大会以来，浙江积极融入更加开放的世界油气新格局，浙江自贸试验区油气全产业链建设步入快车道，新增注册企业9566家、注册资本3752亿元，其中油品企业2203家、注册资本1328亿元；累计引进外资企业339家、注册资本728亿元。　　记者了解到，围绕油品油气领域体制机制创新，浙江自贸试验区已形成59项制度成果，其中全国首创23项；率先试点优化国际贸易“单一窗口”，创新开展国际航行船舶“一单四报”全流程应用、船舶进出境无纸化通关、口岸港航通关服务一体化“4+1”模式。　　不产一滴油的浙江，如今是国内的商用油储存基地，将建成国际的石化基地。可以预见，在这里还将崛起新型的国际LNG集散中心。

10月25日，装载着马来西亚国家石油公司(以下简称马石油)生产的整船LNG(液化天然气)的运输船顺利抵达江苏如东LNG接收站，这标志着境外天然气资源首次通过国内现货油气交易平台——重庆石油天然气交易中心(以下简称重庆交易中心)投放国内市场。　　重庆石油天然气交易中心主要为石油、天然气等能源产品以及石油天然气化工产品提供交易平台，于2017年1月12日挂牌，今年4月26日首次上线交易，现已建立常态化交易机制。　　“本次交易，是在国内深化天然气体制改革的重要背景下，按照‘境外资源、平台交易、到岸交付、热值计量’的模式开展的交易。”重庆交易中心相关负责人介绍，此次交易的完成，是重庆交易中心从国内交易走向国际交易的有益尝试，也是践行“服务国家能源战略、服务油气体制改革、服务实体经济、服务地方经济发展”的积极探索。　　据悉，国际业务的开展，意味着重庆交易中心搭建起了天然气资源供需对接平台，为境外资源进入国内市场开辟了新的路径；拓展了我国天然气市场化供应渠道，有利于健全多元化供应体系，增强天然气保供能力。同时，中心还汇聚了包括国内外油气商贸企业在内的开放主体，有利于促进重庆外贸转型升级，推动重庆在西部内陆地区带头开放、带动开放，以高水平开放推动高质量发展。　　数据显示，截至目前，重庆交易中心注册会员超过1300家，管道天然气累计总成交量27.7亿立方米，液化天然气累计总成交量10.1万吨，交易金额53.2亿元。下一步，中心将继续建设立足国内、辐射亚太、对标国际的油气交易平台，助力“一带一路”建设，助力重庆内陆开放高地建设。

经过十多年发展，我国新能源产业已走在了世界前列。“目前，我国光伏、风能发电已占一半，核能、水能等非化石能源所占比例也有了很大提高。”10月20日，在由中国电力企业联合会、中国能源研究会、《中国能源报》联合主办，协鑫(集团)控股有限公司承办的“2018智慧能源发展高峰论坛”上，中国电力企业联合会专职副理事长、电动汽车与储能分会会长王志轩表示。　　与会人士认为，在看到成绩的同时，也要清醒地认识到当前能源产业发展面临的挑战。中国能源研究会常务副理事长周大地介绍，研究报告显示，如果当前能源发展模式不发生改变，即使各国在《巴黎协议》框架下提出的减排承诺都可以实现，平均温度也将继续上升，威胁地球安全，必须大幅度加快能源低碳化进程。　　协鑫集团董事长朱共山表示，风电、太阳能发电将在2019年同时进入平价上网时代，补贴减少对未来能源发展将带来巨大影响。此外，新能源汽车生态体系加速整合、能源市场从固定能源向移动能源转变、碎片化能源需求不断增多……都将带来新的课题。　　当前，能源供应与社会需求之间的矛盾、能源供应与环境治理之间的矛盾、人类现代生活方式与节能减排之间的矛盾三大矛盾，正催生一场前所未有的能源，我国能源发展方式将迎来根本性转变。　　“在过去10年里，风电综合成本降低了70%，光伏发电成本降低了80%。2017年，光伏次超过了煤电、核电，成为的新增电力装机品种，这在很多年前是不可想象的。”国际能源署署长高级顾问杨雷表示，随着技术进步，能源生产、供给、消费呈现新的特征。国际能源署预测，到2030年光伏将逐渐成为的发电方式。　　杨雷表示，工业电力需求增速放缓，未来三分之二的电力需求增量来自消费领域。此外，去年中国电动汽车保有量已超过100万辆，电动汽车作为储能装置，对电力需求和调峰也会产生重要影响。这些都导致了能源的需求和使用越来越碎片化了。　　同时，这种变化加大了对分布式能源的需求，微电网的作用变得重要起来。“微电网具有能源分散、负荷分散、电力就近消纳的特点，将补充、替代大电网实现远端供电。”江苏省能源局新能源处处长唐学文说，微电网在提供可靠性、安全性电力，以及解决偏远地区和海岛供电问题等方面扮演着越来越重要的角色；且符合电改方向，可为新能源拓展巨大的消纳空间和发展空间。　　在可以预见的将来，随着分布式可再生能源、储能微电网技术的进步，以及成本不断降低、新型负荷出现，结合售电侧改革，微电网将会占领越来越多的市场份额。　　这种变化还将推动电力企业从单纯供电，向供热、供冷等综合能源服务商转型。企业需要转变思路，加快供给侧结构性改革，用的方式、最经济的组合，向用户提供高效能源服务。　　“传统的单一发电、单一输电时代一去不返。”协鑫智慧能源股份有限公司总裁费智表示，协鑫已经全面开启了“互联网+智慧能源”期间，协鑫正式发布了“鑫能云”体系。目前，协鑫已经从城市、园区、乡村、家居四个层面着手，打造出建筑微网、公用微网、工业微网、数据微网、区域微网、农村微网、家居微网、移动微网八种微能网模式，落地了一批典型示范项目。

10月18日至19日，中国石化集团公司大型煤炭深加工项目DCS系统、甲醇合成气压缩机组和大型水冷—气冷甲醇合成反应器等三个项目国产化成果在内蒙古鄂尔多斯通过鉴定。这三个项目在国内煤化工行业均是首次应用，标志着中国石化重大装备国产化研发取得新突破，拥有多项自主知识产权技术，推动了民族工业技术进步。　　此项DCS系统是中国石化集团公司2016年度国产化重大技术开发项目，是中天合创的中央控制系统。此前，大型现代煤化工、乙烯项目的DCS系统基本被**产品垄断。三年来，依托集团公司整体优势，中天合创牵头组织浙江中控技术股份有限公司、宁波工程公司、工程建设公司、上海工程公司紧密合作、联合攻关，实现一次试车成功及连续两年可靠运行，迈出国产DCS系统在大型复杂化工装置应用的关键一步。　　合成气压缩机组和大型水冷—气冷合成反应器分别是该装置核心的动、静设备。此前，国内同等规模装置所用的核心设备均为**。此次采用的合成气压缩机组由沈阳鼓风机集团、杭州汽轮机股份有限公司等联合制造。　大型水冷—气冷合成反应器由宁波工程公司设计、南化公司化工机械厂制造。经两年平稳运行，合成气压缩机组和大型水冷—气冷合成反应器的各项主要技术指标完全满足要求，填补了国内自主设计、自主制造的空白。

壳牌首次举办“共创未来”中国论坛。来自能源行业的企业代表、专家、创业者及高校师生齐聚西安，共商能源清洁化转型的未来蓝图和实现路径。　　全球能源展望报告显示，到2040年，全球能源需求将比2017年增长30%。面对来自能源安全、环境保护、气候变化、减少排放等方面的挑战，业界专家认为，低碳清洁能源将是未来发展的重点方向。全社会应携手努力，加大材料科学、工程学、数字科技等众多行业，以及政策、投资和商业模式等的创新力度，持续推进能源结构向绿色低碳转型。　　综合考量目前的开发技术成熟度、成本等多种因素，天然气是能源转型的关键组成部分。为进一步减少碳排放量，应继续扩大天然气业务，并加大碳捕集和储存、生物质燃料、氢能、太阳能、风能等低碳技术的投资。　　为有效推动其健康可持续发展，专家建议：加强政策研究，提高资源利用率；加强专业公司间的合作，准确把握相关新技术发展的趋势和部署清洁能源的商业机会；坚持以客户需求为导向，不断提升差异化竞争能力。　　此外，与石油、天然气、煤炭等能源相比，新能源并非规模越大经济性越好。因此，能源公司对新能源市场应有深刻的理解和敏锐的洞察，要积极寻求更为分散化的能源解决方案。

10月17日，西南油气田公司天然气研究院主导制定的国际标准ISO20676《天然气-上游领域-用激光光谱法分析硫化氢含量》成功发布，该标准是我国个天然气上游领域硫化氢含量分析方法的国际标准，也是天然气研究院在天然气领域领衔制定的第三项国际标准。　　据西南油气田公司天然气研究院高级工程师蔡黎介绍，《天然气-上游领域-用激光光谱法分析硫化氢含量》国际标准的制定和发布，为监控井口天然气和净化厂原料气中硫化氢浓度提供了更为便捷的测试方法，有助于我国与其他国际石油公司在含硫天然气勘探开发领域检测数据的双方互认。同时，该项国际标准支持了国家环保政策、为天然气产品清洁升级提供技术标准支撑，将进一步增强中国在天然气领域的话语权。　　《天然气-上游领域-用激光光谱法分析硫化氢含量》是天然气研究院作为ISO/TC193/SC3主席单位和秘书处以来发布的项上游领域国际标准，也是ISO/TC193/SC3分委会标准，实质性的推进了上游领域分委会的标准制定工作。此前，天然气研究院在该标委会分析分委会SC1完成了两项国际标准的制定工作。其中，2014年10月，正式通过了ISO16960《天然气-硫化合物的测定-用氧化微库仑法测定总硫含量》国际标准；2017年10月，正式通过了ISO20729《天然气-硫化合物的测定-用紫外荧光法测定总硫含量》国际标准。 

10月18日上午，由中国国家能源局、江苏省人民政府、国际可再生能源署联合主办的首届“一带一路”能源部长会议和第三届国际能源变革论坛在苏州开幕。记者从会上获悉，中国已与“一带一路”沿线10多个国家和地区开展了能源合作的规划，并正在建设中国-阿盟、中国-非联和中国-中东欧三大能源合作中心。未来，中国还将形成以非化石能源和天然气为主的能源结构。　　“一带一路”能源合作硕果累累　　记者在此次会上了解到，作为共建“一带一路”的重要领域，能源合作过去5年来亮点纷呈、硕果累累，首先表现在政策交流沟通持续深化。中国面向全球发布了推动“一带一路”能源合作的愿景与行动，加强同有关国家、地区和国际组织的能源政策沟通，新增双多边合作机制70余个，签署能源合作文件100多份，与沿线10多个国家和地区开展了能源合作规划，正在建设中国-阿盟、中国-非联和中国-中东欧三大能源合作中心。　　以重大能源项目和产能合作为重点，中国与有关国家合作建设了一大批跨境的能源基础设施，提高了各国能源基础设施水平，提升了区域资源优化的配置和能源协作安全保障的能力。同时，中国与有关国家的合作，坚持能源惠民，致力保障当地居民能获得、负担得起可靠、可持续的现代能源。　　国家发展改革委副主任连维良在稍后举行的“一带一路”能源部长会议专题圆桌会议上表示：“‘一带一路’能源合作已取得实实在在的成效，符合各国人民利益，具有广阔前景。为共筑更加紧密的能源命运共同体，我们今天提议建立‘一带一路’能源合作伙伴关系。”　　作为民企参与共建“一带一路”的代表，协鑫集团董事局主席朱共山在会上表示，协鑫集团正联手保利集团以“埃塞俄比亚-吉布提石油天然气”项目为基础，构建东非油气经济带。同时，中国高性价比的太阳能(2.790, 0.00, 0.00%)和风电产品，正惠及“一带一路”沿线国家和地区。　　据了解，“埃塞俄比亚—吉布提石油天然气”项目是“一带一路”非洲沿线的能源项目，初步探明天然气可采资源量5万亿立方米。目前，部分气井已建成，正加快油气管道和年产300万吨LNG项目的建设。今年6月份，项目成功开采出埃塞俄比亚历史上的桶原油。　　中国能源结构将加快转型　　记者从会上获悉，中国计划到2020年，努力把非化石能源的消费占比提高到15%，到2030年进一步提高到20%左右，并力争在更远的将来，形成以非化石能源和天然气为主的能源结构。　　“中央层面需要对可再生能源发展作出变革性的调整，要深化和加快国有能源的体制改革，包括电力体制改革。”国家发展改革委能源研究所副所长王仲颖在会上说。　　对此，金风科技总裁王海波在参与圆桌对话时表示，近几年弃风限电有了巨大改善，但中国的可再生能源发展仍有一些急需解决的问题，呼吁能源所牵头进行研究。　　“一是可再生能源在各个土地利用场景下需要得到大众的认可。目前很多人认为风电、光伏这些新生事物破坏了过去的既有规则，有一个观念转型的过程。二是中国很多省份对山地建设风电出台了一些完全禁止的规定，这同样值得商榷。”王海波说。　　在他看来，无论风电还是光伏都有助于减排，能减少更多的树木砍伐，但反过来，很多林业部门却对此事有很大意见，这其中有加深理解的空间，“因为中国没那么多平原，却有很多山地，风电发展也应该找到中国特色。”　　，他认为，尽管国家层面推动可再生能源的力度非常大，但不少省级政府还没有足够的推动力度。由于利益链没建立起来，很多地方政府无法从风电投资中获得直接效益，这也需要做一些顶层设计。 

10月18日，第二届世界油商大会正式拉开帷幕。对比首届油商大会，本届大会首次将“一带一路”写入会议主题，更将重点以石油为主的油品全产业链，拓展至石油和天然气并重的油气全产业链，彰显出油气全产业链的新机遇、新空间和新市场。　　新空间　　走向“一带一路”　　“一带一路”是一条能源之路，沿线油气资源占全球的50%以上。2017年，我国从“一带一路”沿线国家**原油量2.7亿吨，成品油贸易量达2327万吨。2017至2022年间，我国新投产炼油能力1.6亿吨左右，将推动原油**和成品出口进一步增长。　　“浙江自贸试验区作为我国一个以油品全产业链建设为中心的自贸试验区，成立以来做了许多有益探索。”中国国际石油化工联合有限责任公司总经理陈波认为，浙江自贸试验区有望成为我国重要的现货交易交割中心，为“一带一路”能源合作贡献重要力量。　　记者了解到，目前，浙江在国内首推集油、气、电和氢为一体的数字化综合功能服务站项目，率先发布了以浙石油为实施主体的省级综合供能规划——《浙江省综合供能服务站与配套储运设施建设规划》，已在11个地市组建综合能源销售分公司，预计年内有望注册成立合资公司78家、项目备案与落地117座，到2025年建成1000座综合能源服务站。　　响应“一带一路”倡议，浙江高起点、高质量布局油品储运贸易项目。今年以来，包括中国最长的海底成品油管道——舟山至宁波成品油海底管道在内的4条、共计364公里管线项目已获国家部委及沿线政府确认，具备开工条件。浙石油收购广厦黄泽山油品中转储运项目即将完成，后期仓储能力可达1500万立方米，届时将成为东亚地区有影响力的油品储运中心。　　“在保税燃料油加注业务上，1月至9月，浙石油累计加注保税燃料油量是去年的7倍；舟山也率先突破保税燃料油混兑政策，预计全球船用燃料油市场的重心有望向浙江自贸区转移。”浙能集团董事、副总经理，浙江省石油股份有限公司董事长范小宁展望，在油品贸易业务上，浙石油计划在2020年实现原油贸易量1000万吨、成品贸易量1100万吨，到2022年实现4000万吨的油品贸易规模。浙能集团控股整合中国(浙江)大宗商品交易中心已打造能反映能源价格“浙江(舟山)指数”、在亚太有影响力的能源商品交易市场。　　道达尔贸易和供应板块全球总裁Thomas　Waymel说，受益于的地理位置、良好的深水港等，浙江自贸区具有合适的发展条件，也迎来了发展机遇，应该把有益条件整合起来，努力发展成亚洲加油中心。　　新市场　　拥抱油气产业　　有心人发现，今年的大会将主题从重点以石油为主的油品全产业链，拓展至石油和天然气并重的油气全产业链，从大会的签约项目和论坛设置上也可以发现，天然气，尤其是液化天然气(LNG)成为了本届大会的热门话题。　　“今年我国的LNG市场规模增长幅度预计在14.7%。”在10月18日下午举行的油商大会“LNG市场的供需、贸易与挑战”专场论坛上，思亚能源执行总监陈竹对记者说，这主要是基于煤改气需求拉动。　　重点围绕供需与挑战、贸易与价格，到会的国内外行业专家各抒己见。业内人士认为，全球天然气供应总体宽松，价格可能持续低位运行。过去一年，我国天然气消费增量约占全球三分之二。　　伍德麦肯兹天然气市场高级顾问汪雯进一步认为，全球LNG在2022年会进入供求平衡期，2025年将出现一定缺口。“2023年，中国会成为的LNG买家，当前，日本、印度、巴基斯坦、孟加拉等亚洲国家都在竞争气源。”维多集团全球液化天然气负责人Pablo Galante　Escobar建议，目前欧洲的LNG产能利用率仅有20%，中国不妨把目光投向那里。　　低碳、清洁、绿色、多元的天然气是可靠、可承受、可持续能源。面对新的市场机遇，中国石油天然气销售东部公司总经理侯创业充满信心，他向清洁能源示范省——浙江建议，以扩大天然气利用为关键，推进天然气替代，推动分布式能源发展，全面提升天然气利用水平。　　随着我国加快推动能源生产和消费，新型城镇化进程不断提速，油气体制改革有力推进，天然气产业正迎来新的发展机遇。专家测算，到2020年国内天然气消费量达2982亿立方米，到2030年达6000亿立方米。华东5省1市2022年市场需求量为1069亿立方米，浙江为140亿立方米。因此未来一个时期，华东地区天然气市场发展迅速，管线建设、LNG接收站及储气库等投资空间巨大。　　新机遇　　迈向低硫时代　　保税燃料油供应一直是浙江自贸试验区核心任务，打造东北亚保税燃料油加注中心亦是浙江自贸试验区建设的重要目标之一。　　在此次大会上，国际海事组织的全球限硫令成为与会嘉宾热议话题，新规要求从2020年1月1日起，全球范围内的船舶燃料油含硫量从3.5%下降至0.5%，意味着全球范围内航行的船舶将使用符合规定的低硫燃料油或液化天然气、液化石油气等燃料。　　“这是燃料油行业有史以来的一次变革。新变革意味着新机遇，不得不说，这是舟山加快打造低硫燃油生产基地，在保税燃料油领域弯道超车的好机会。”省商务厅副厅长张钱江告诉记者。　　到了2020年1月1日，全球的船加油市场会有怎样的改变？BP集团区域总裁孔庆影表示，当前全球的船加油市场绝大部分是高硫油，未来则几乎都将变为低硫油，想继续使用高硫油则需加装成本较高的脱硫装置，未来高硫油的消费量会逐渐减少。“需求结构的剧变下，会为亚洲带来商机。传统上，亚洲生产高硫油并不多，多要从区外**，当需求变为低硫油后，亚洲很有可能从全球需求中心转化为需求和供应中心。这也是舟山巨大的商机所在。”　　顺应这一趋势，此次大会举行了“全球限硫令规则下船用燃料油发展变革”分论坛，异常火爆。浙江自贸试验区也在论坛上发布了保税油供应创新举措“新十条”，条便是启动低硫油2020行动计划。在此次大会签约项目中记者也看到，中船燃低硫船舶燃料生产项目、新奥LNG加注船建设项目等，均是这一新机遇下应运而生的新布局。　　“一般来说，货物吞吐量越大，相应的船加油量也越大，然而当前，我国每万吨货物吞吐量对应的船加油量仍是新加坡的三十三分之一，除了效率问题，就是资源问题。高硫时代的资源中心在新加坡，2020年以后，资源的供应能力将成为区域市场主要增长动力，中国生产企业如果成为低硫船燃料油的生产供应者，亚洲市场格局将全面重塑。”中国石化燃料油销售公司总经理刘祖荣告诉记者。

世界经济论坛17日发布的一期《全球竞争力报告》指出，数字科技加速发展，但多数经济体在创新能力方面准备并不充分。　　报告显示，以理想状态为100分计算，从创意提出到产品商业化的整个创新过程中，各经济体整体表现普遍欠佳，103个经济体得分均低于50分，创新能力成为拖累多数经济体整体竞争力表现的主要原因。　　中国位列榜单第28位，在金砖国家中表现。具体来，中国在市场规模、创新能力、信息技术应用以及基础设施领域表现较为突出。　　在世界贸易紧张局势加剧之际，报告还强调了开放的重要性。报告认为，那些在开放性指标，如低关税和非关税壁垒、外国雇佣便利性以及申请合作等指标表现出色的经济体，在创新和市场效率方面取得了不错的成绩。数据表明，继续深化开放有利于全球经济健康发展。

据塔斯社报道，参加俄中政府间经贸合作委员会会议的中国国家能源局局负责人在会议结束后说，“西线”决定后，2020年俄罗斯即可成为中国主要天然气供应国，出口规模可达每年800亿立方米。“我们正在进行磋商，希望能从‘西线’获得300亿立方米天然气。如能达成一致，则所有供应线路合计将超过800亿立方米，包括液化天然气。这也就意味着俄罗斯将在对华天然气供应国中高居首位。”　　开启从远东对华输气　　这位中方负责人表示，两国企业已开始就扩大从远东对华天然气出口一事进行谈判，根据谈判初步结果，俄罗斯通过远东线路对华天然气出口，有望达到每年50亿至100亿立方米。“期待两国企业尽快签署合同，如果能在明年上半年达成是的。”　　俄罗斯能源部长亚历山大·诺瓦克(AleksandrNovak)此前曾表示，俄中两国已就尽快协商通过西部天然气管线——“西伯利亚力量”——供应天然气达成一致。他表示，上个月在符拉迪沃斯托克，中国与俄罗斯总统普京会谈时提出尽快着手商讨合同的建议。　　中国市场份额与欧洲相当　　财务自由投资公司分析师安娜斯塔西娅·索斯诺娃(AnastasiaSosnova)说：“近日俄罗斯天然气工业股份公司宣布与中国石油天然气集团公司签订合同，规定了30年内沿西线每年对华供应300亿立方米天然气的主要条件，剩下的只是价格问题。该合同达成的可能性很大。”　　据Finam集团公司分析师阿列克谢·卡拉切夫(AlekseyKalachev)介绍，俄中两国在符拉迪沃斯托克东方经济论坛会晤后，建设从西西伯利亚对华输送天然气的天然气管线项目，成为此次论坛的重点之一。“之前几乎被放弃的阿尔泰天然气管线项目又获得新的前景。在与美国进行贸易对抗的情况下，无论是管线天然气还是液化天然气，俄罗斯天然气都会重新引起中国的兴趣。”他认为，对俄罗斯天然气工业股份公司来说，建设西线意味着未来对华天然气供应翻番、供应源和路线多元化、销售市场扩大和多元化、减少对欧洲消费者的依赖。卡拉切夫说，未来俄罗斯在中国天然气市场所占份额将从1/4增至1/3，与俄罗斯天然气工业股份公司在欧洲市场的份额相当，且欧洲市场份额还会下降。　　“东”“西”多线合作　　俄罗斯天然气工业股份公司正在建设“西伯利亚力量”天然气管线，天然气通过这条管线从东西伯利亚气田输出，包括雅库特的恰扬金斯科耶油气田和伊尔库茨克州的科维克塔气田，供应俄罗斯本国市场并对中国出口。对中国东部地区出口天然气的项目被称为“东线”。2017年，俄罗斯天然气工业股份公司对“西伯利亚力量”天然气管线的投资从762亿卢布(约合人民币78.6亿元)增至1588亿卢布(约合人民币163.8亿元)。　　根据俄气公司与中国石油天然气集团公司2014年5月签订的合同，未来30年内通过“东线”，俄罗斯每年将对华出口380亿立方米天然气，合同金额为4000亿美元。天然气管线跨境区域设计、建设和运营等方面的合作条件已于2014年通过政府间协议确定。“西伯利亚力量”输气管线将于2019年12月20日启动。2015年，俄气公司与中石油签署协议，确定了从西西伯利亚沿“西线”——“西伯利亚二号”天然气管线对华供应天然气的主要条件。同年俄气公司还与中石油签署了从俄罗斯远东对华出口管道天然气项目的谅解备忘录。2017年12月，俄气公司与中石油签署协议，确定了从俄罗斯远东对华出口天然气的主要条件。2017年，中国占俄气公司液化天然气供应总量的19%，共对中国出口62万吨，是2016年供应量的9倍。 

中国石油和化学工业联合会10月16日在北京举办“2018中国国际煤化工发展论坛”上，社会各界将对煤油气融合发展思路进行探讨。　　根据《能源发展战略行动计划（2014年-2020年）》，国家要求现代煤化工技术升级示范，坚持产业融合，鼓励跨行业、跨地区优化配置要素资源，积极推广煤基多联产，促进现代煤化工与电力、石油化工、冶金建材、化纤等产业融合发展，构建循环经济产业链和产业集群，提升能源资源利用效率。经过多年努力，我国现代煤化工技术已取得全面突破，关键技术水平已居地位，煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇基本实现产业化，煤制芳烃工业试验取得进展，成功搭建了煤炭向石油化工产品转化的桥梁。　　截至目前，中国煤制油产能800万吨，煤（甲醇）制烯烃产能1200万吨，煤制乙二醇产能约300万吨，煤制天然气产能51亿立方米，甲醇制汽油产能120万吨。截至目前，中国已建成20套煤（甲醇）制烯烃、5套煤制油、4套煤制天然气、15套煤制乙二醇装置和8套甲醇制汽油装置。　　据悉，“十三五”以来，现代煤化工在新技术开发、核心装备突破、产业规模化和规划布局、产业升级示范和健康运行等方面取得了重要进展，为拓展石化原料来源、生产清洁燃料、推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全做出了积极贡献。但是，目前产业整体仍处于升级示范阶段。

氢能具有燃烧热值高、清洁无污染、利用形式多、可储能等优点。11日发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》提到,我国是产氢大国,具有丰富的氢源基础;到2050年氢在我国终端能源体系占比至少达10%,广泛应用于交通、化工原料、工业、建筑等领域,成为我国能源战略的重要组成部分。　　在当日举行的2018年中国氢能源及燃料电池产业高峰论坛上,不少专家谈到,氢气燃烧生成水,可循环利用;来源广泛,既可借助传统化石能源如煤炭、石油、天然气等低碳化技术制取,也可以通过风、光、水等可再生能源制备;此外,中国市场巨大、应用前景广阔。　　尽管如此,我国氢能发展在燃料电池基础研究和技术发展、氢能产业装备制造、标准法规、政策等方面仍存在不少瓶颈。　　加氢站数量少、基础设施发展滞后便是其中之一。　　“我国已建成正式运营的加氢站大概15座,其中约10座为固定式,且大部分的加氢能力在200公斤以下。”中国工程院院士顾大钊认为,基础设施发展滞后的原因主要是核心设备技术指标落后、现阶段氢气需求量小、投资成本高等。　　分领域看,交通领域是氢能和燃料电池初期应用的主要市场。中国氢能联盟理事长、国家能源集团总经理凌文介绍,未来氢能将在小汽车、轨道交通、船舶、航天、物流系统、矿用车等领域广泛应用。以乘用车为例,到2030年,将发展100万辆燃料电池车,在建加氢站1000座;到2050年,氢燃料电池车和发电均实现大规模应用。　　根据《能源技术创新行动计划(2016—2030年)》,氢能与燃料电池技术创新是重点任务之一。论坛上,国家能源集团准能集团、北京低碳清洁能源研究院和潍柴控股集团等还启动了200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作。继客运公交专线之后,中国氢能和燃料电池产业化发展在交通领域又迈出新步伐。

有关部门近日在广州召开了沿海六省煤炭**工作会议，会议确定到今年底煤炭**将维持“平控”。　　分析人士表示，后几个月煤炭**额度偏紧，将对沿海供需格局造成一定影响。再结合产地、运输以及电厂耗煤等因素，煤炭供求形势持续偏紧，价格将维持强势。　　“从上述会议传出的信息来看，是监管层对于**煤的态度依旧以总量控制为主，意味着今年煤炭**总量将不会超出去年。不过会议也透露，确实存在困难的，也可以根据实际情况向上申报。”一位煤炭行业人士接受上证报记者采访时表示，从1到8月**煤数据来看，国内**煤总量为19992.3万吨，较去年同期增加了2786.3万吨，这也意味着今年9-12月剩余**额度仅剩6302.7万吨。后4个月折合月均**量需控制在1575.68万吨以内，相比往年每个月将出现近700万吨的缺口。如果严格执行**煤总量控制，将对沿海市场供需格局造成较大影响。　　截至10月9日，环渤海港口5500K动力煤市场报价已经高达660元/吨，实际成交盘约在650元/吨附近。现货指数方面，北方港5000K0.8SFOB报收于575元/吨，较前一日上涨8元/吨；5500K0.8SFOB报收于650元/吨，较前一日上涨7元/吨。期货方面，动力煤主力合约报于663元/吨，上涨1.91%。　　上海煤炭交易所研究员潘汉翔接受上证报记者采访时表示，目前煤炭产地库存持续偏低，售价不断上调。加上9月以来油价快速上涨，推高了物流成本，令煤炭到港成本不断增加。受成本支撑，煤价易涨难跌。9月30日，神华对外公布了10月的月长协价格，5500大卡为624元/吨，环比上升22元/吨。大煤企上调长协价对市场提振较为明显。此外，下游终端淡季补库和北方冬储垒库已持续1个月，成交情况良好，市场氛围得到持续烘托。“随着供给侧改革持续推进，供求形势愈发偏紧。”潘汉翔对记者表示，随着北方冬储启动，短期内煤价将继续走强，现货目标价格区间在665-675元/吨。

住房和城乡建设部相关负责人10日说，工程建设项目审批制度改革试点正在稳步推进。目前，住建部已梳理工程建设项目审批涉及国家层面90余部法律、行政法规、规章、规范性文件和标准规范，并对第一批18部法律法规和政策文件提出了具体修改建议。　　工程建设项目审批制度改革领导小组办公室主任常青在住建部举行的通气会上表示，此次工程建设项目审批制度改革的最突出特点是全流程、全覆盖，是在认真总结国内外经验基础上的一次系统性顶层设计，是一次刀刃向内的自我革新，最终目标是要在全国范围内，构建科学、便捷、高效的工程建设项目审批管理体系。　　常青说，法律法规和政策文件的修改是改革的一项重要工作，第一批拟修改的18部法律法规和政策文件中，涉及住建部规章、规范性文件、标准规范共8部。这一批法律法规和政策文件的修改，将有效优化审批流程，减少审批事项及其前置条件，提高审批效率。　　工程建设项目审批管理系统是工程建设项目审批制度改革中完善审批体系的重要内容。住建部法规司副司长周韬说，这次改革提出要在国家和地方现有信息平台基础上，整合形成“横向到边、纵向到底”的工程建设项目审批管理系统，覆盖各部门和市、县、区、乡镇(街道)各层级，实现统一受理、并联审批、实时流转、跟踪督办、信息共享。　　据介绍，工程建设项目审批制度改革的主要目标是，2018年试点地区审批时间由目前平均200多个工作日压减至120个工作日，2019年上半年全国实现这一目标，2020年基本建成全国统一的工程建设项目审批和管理体系。 

随着国际经济结构的调整和低碳经济的发展，全球正在进入新的能源转型期。2030～2040年的全球能源格局将是检验能源转型成果的关键阶段。2030～2040年世界能源格局将发生哪些改变？各类能源发展趋势如何？围绕这些问题，全球各大能源类相关机构都会对未来的能源发展前景做出预测，并定期发布各自的展望报告。　　目前，全球发布能源发展预测和展望报告的机构主要有：权威的政府间能源机构国际能源署(IEA)，隶属于美国能源部的统计机构美国能源信息署(EIA)，BP、壳牌(Shell)、埃克森美孚(ExxonMobil)和中国石油(CNPC)等具有代表性的石油公司，HIS、伍德麦肯兹(WoodMackenzie)、彭博新能源财经(BNEF)等国际咨询类或调查类公司。本文梳理和总结了各类机构2015~2016年所发布的世界能源发展预测和展望报告，并对其重点结果进行综合分析，以期能理性看待当前能源发展现状，科学把握未来能源发展动向。　　主要能源研究机构发布报告特点　　(一)国际能源机构　　国际能源署每年都会发布年度报告《世界能源展望》，总结全球能源行业现阶段面临的重大问题，并采用情景分析法对未来能源行业发展进行展望。《世界能源展望》通过对数据的科学分析，指出全球未来能源版图的变化趋势和特点，以及对全球能源和气候将产生的影响，对能源投资、开发具有重要意义，目前已成世界上最权威的能源市场分析和预测报告。　　美国能源信息署工作的核心是向全球各领域决策者提供独立的数据、预测和分析，以促进健全决策、建立有效率的市场，让公众了解有关能源及其与经济环境的相互作用。美国更加注重以页岩气为代表的非常规油气资源对未来能源格局的影响，极其关注和重视引导碳排放问题在全球能源游戏规则中对美国技术、金融等的战略意义。美国能源信息署在《国际能源展望》报告中设置了参考情景、高经济增长情景、低经济增长情景、高油价情景、低油价情景等五种发展情景。　　(二)石油公司　　BP公司的能源展望报告基本上在每年的4月份发布，报告包括全球各类能源发展趋势，主要变化，重要结论等内容。BP发布的《世界能源展望》报告以经济和人口的可能增长趋势及政府政策和技术更新动态为基础，从全球能源趋势入手，分别对液体燃料、天然气、煤炭和非化石燃料最可能的发展轨迹做了未来20年发展预测。　　今年3月，BP已率先发布了2017年度的《世界能源展望》，对全球和各地区能源长期发展趋势进行评估，对世界能源市场未来20年的发展作出预测。BP的报告指出，2035年前，石油、天然气与煤炭仍将是主导能源，天然气的增速将超过石油和煤炭，全球煤炭消费量在未来20年将达到峰值，碳排放增速0.6%，但排放量仍将增长约13%。　　埃克森美孚公司自2011年发布《2040年全球能源展望》报告，该报告分析了能源供需趋势，内容涉及大约100个国家、15个需求领域和20种不同的能源类型。埃克森美孚发布的展望报告重点考虑了为降低与能源有关的二氧化碳排放而出台的政策。　　(三)国际咨询公司、调查公司　　国际上一些权威能源咨询公司会根据市场需求不定期推出短期或中长期的全球能源展望报告，报告主要是根据定向用户的实际需求展开研究，每份报告有各自关注的重点领域。例如国际调查研究公司彭博新能源财经主要发布新能源领域的预测结果和发展报告，是的新能源信息服务产业的主导者，为投资者、企业和政府提供清洁能源、低碳科技和碳市场等领域的信息和分析服务。彭博新能源财经于每年6月份发布《新能源展望》，对全球长期能源前景做出年度预测。　　能源展望报告主要话题分析　　(1)全球能源需求总量增长　　多家机构认为，在能效提升带来世界能源需求增速下降的情况下，未来世界能源需求仍将持续增长。BP预测在未来的25年里能源需求增长约33%，相较而言，埃克森美孚的估计较为保守，认为全球能源需求增长或在25%左右。　　BP和埃克森美孚均认同中国和印度等新兴经济体将成为未来全球能源需求增长的主要驱动力。埃克森美孚认为，非经合组织国家(例如中国和印度)对能源需求的增长或将达到40%左右。BP的预测显示，到2040年，中国和印度将会占据全球能源需求增长的一半，随着中国向更可持续的经济增长模式过渡，其能源增长将会放缓，印度则将在21世纪30年代初超越中国，成为全球增长最快的能源市场。　　(2)能源结构低碳转型将持续　　各机构预测，向更低碳的能源结构转型将会持续。EIA认为，到2040年，世界范围内，除煤炭外其他燃料消费量均呈增加态势(见图1)。　　BNEF预测，2017年至2050年期间，全球发电行业的煤炭消费量将下降56%。BP指出，可再生能源的持续快速增长正在导致有史以来最多元化的能源结构，2040年，石油、天然气、煤炭和非化石能源预计将各提供世界能源的约四分之一，超过40%的能源需求增长将来自可再生能源。(见图2)　　(3)碳排放达峰　　BP的研究显示，在“渐进转型”情景下，到2040年全球碳排放将增加约10%，高于为实现巴黎承诺所需达到的降幅。而在“更快的转型”情景下，其能够实现2040年碳排放比2016年下降近50%，但电力行业接近完全脱碳，因为额外的减排量大部分来自发电。　　对于碳排放达峰，各家机构都比较乐观。BP的预测是，碳排放将于2026年达到峰值。BNEF则认为全球电力行业碳排放量将在2027年达到峰值，峰值量较2017年排放量高2%，随后一路下降，2050年排放量将比峰值低38%。埃克森美孚可能是各机构中最谨慎的一家，其坚持二氧化碳排放可能将在2040年达到峰值，晚于BP和BNEF的预测。　　(4)电动汽车对石油影响有限　　IEA报告指出，新能源汽车对石油的替代在比例上极其微小，未来中期甚至长期，替代量不足以对石油产生颠覆性影响。BP也持同样观点，认为汽车用燃料只占石油消耗的20%左右，因此电动汽车增长速度再快，也不会导致石油需求的崩溃。而埃克森美孚的观点是，更多的电动车以及传统发动机能效的提高可能会使全球轻型燃料车使用的液体燃料在2030年达到峰值，但尽管如此，随着商业运输和化工行业需求的增长，石油在全球能源结构中仍将发挥领先作用。　　主要能源品种发展趋势　　(1)煤炭：全球煤炭消费趋于平缓　　BP认为，煤炭消费在展望期间大体平缓，2040年煤炭在一次能源中的比例下降至21%，达到自工业以来的最低值。尽管中国煤炭消费见顶，中国依然是世界上最大的煤炭市场，到2040年占全球煤炭需求的40%。中国和经合组织消费量减少的部分，将被印度及其他新兴亚洲经济体的需求增加所抵消。印度是煤炭最大的增长市场，在全球煤炭需求中的占比将从2016年的略高于10%翻倍至2040年的25%左右。(见图3)　　对于煤电的未来，BP和BNEF态度截然相反。BP认为，虽然发电的燃料结构将发生重大转变，煤炭到2040年仍是电力的最主要能源来源，占比近30%。BNEF则忧心，当可再生能源已经足够便宜的时候，弃电对成本的影响将会很低，煤电或将成为最大的输家。原因在于，从度电成本角度，煤电将无法与风电和光伏竞争;从系统灵活性角度，煤电将无法与燃气发电以及储能竞争。最终，大部分煤电资产会被挤出市场。其在《2018新能源市场长期展望(NEO)》中预测，随着风电、光伏成本优势的增加，到本世纪中叶，全球煤电占比将从目前的38%缩减至11%;化石能源在电力结构中的占比将从目前超过2/3的水平，降至2050年的29%。　　(2)石油：全球石油行业仍将持续发展　　IEA《石油市场报告2018》显示，强劲的世界经济增长需要更多石油，预计石油需求增速将达到年均120万桶/日，到2023年石油需求将达到1.047亿桶/日，比2017年增加690万桶/日。其中，中国和印度将合计贡献近50%的全球石油需求增长，不同的是，中国到2023年的石油需求增速与2010~2017年相比有所放缓，而印度石油需求增速将略有上升。BP的预测与IEA类似，到2040年，全球石油的日均消费量将达到1.05亿桶/日，比2016年增加11.7%。不过在21世纪30年代中后期，石油的消费量会出现增长停滞。　　IEA石油工业与市场部门负责人阿特金森解读《石油市场报告2018》时指出，未来六年石油市场将经历两个阶段，2020年前非欧佩克国家原油供应将大于需求增长;但其后至2023年，如果投资持续不足，全球作为缓冲的有效备用产能将仅能达到需求的2.2%，在新的供应投产之前，石油价格波动增加的可能性上升。　　在未来20年内，石油作为交通的主要能源地位仍无法被替代，BP《世界能源展望2018》的数据显示，有55%的石油将被用作交通能源。与此同时，石油作为化工用途其消费量也将增加，因此总体而言，全球石油产业将持续发展。　　(3)天然气：将超越煤炭成为第二大能源　　对于未来天然气的发展，各机构态度乐观，认为天然气将在2025年前后超越煤炭，成为二大能源。埃克森美孚的数据显示，天然气在一次能源中的比重将从2016年的23.1%增至2040年的25.7%，到2040年全球天然气需求将比2016年增加近40%，年均增长1.3%，天然气将贡献全球能源需求增量的37.2%。BP则认为，到2040年天然气在一次能源占比从24.1%增至26.2%。　　IEA《天然气市场报告2018》分析指出，中国将主导不断增长的天然气需求。预计未来5年全球天然气需求将平均增长1.6%，而新兴亚洲市场将成为需求的主要引擎。由于中国的“蓝天”政策和改善空气质量的动力，仅中国就占到了2022年全球需求增长的三分之一。(见图4)　　对于天然气发电，BNEF《2018新能源市场长期展望》的观点是，气电的未来在于角色价值，而非发电量，气电的角色将从提供全天候基荷电力转变为可再生能源的备用电源。根据预测，2017年至2050年期间，全球发电行业的煤炭消费量将下降56%，天然气消费量则上升14%。　　(4)可再生能源：未来将强劲增长　　未来几年，风电光伏等新能源将实现快速增长已成行业共识。埃克森美孚在报告中乐观地表示，太阳能和风力发电在能源供应中增长最快，合计增长达到400%左右;到2040年，太阳能和风力发电合计可能翻三倍。BP则指出，风能和太阳能的竞争力日益增强，使得可再生能源强劲增长成为可能。补贴制度到21世纪20年代中期会逐步取消，可再生能源相对于其他燃料的竞争力日益增强。中国是最大的增长来源，印度到2030年将会成为第二大增长来源。　　BNEF《2018新能源市场长期展望》预测，2018年至2050年间，全球范围内新增发电装机投资将达到11.5万亿美元，其中8.4万亿美元(73%)用于风电和光伏。该报告预测，随着风电及光伏成本的快速走低及电池储能造价的下降，到2050年，风电和光伏发电量占比有望接近50%。　　而根据GWEC《2017年全球风电发展报告》对2018-2022年全球风电市场的预测，2018年全球风电市场将基本保持在2017年的水平，2019年和2020年全球风电市场恢复增长，21世纪20年代初将再次突破60吉瓦;到2022年底，累计风电装机容量总量将达到840吉瓦。(见图5)　　《世界能源发展报告2018》指出，世界各国对可再生能源的发展主要集中在太阳能、风能及生物质能方面，旨在加快能源转型进程、提高能源安全及减少对化石能源的依赖。　　世界各国向绿色、低碳等清洁能源及可再生能源积极转型的信号主要体现在几个方面，即能源政策的积极转型、发电成本的不断下降、能源投资重心向绿色清洁化能源转移、产业结构和能源消费结构进一步优化及人工智能在可再生能源领域的开发应用等。　　全球主要国家不约而同地加快了低碳化乃至“去碳化”能源体系的发展步伐。欧美发达国家先后提出了明确的能源转型计划、转型目标及推进措施，这是新科技、气候变化及绿色低碳背景下国际能源体系发生深刻变化的重要先导信号。就发电成本而言，IRENA(国际可再生能源署)数据显示，未来两年内，包括生物质能、水力等在内的可再生能源发电成本将会与化石燃料发电成本几近持平，而发电成本的下降也是世界能源发展进入新时代的重要信号。伴随着气候变化及《巴黎协定》的签署，全球能源转型提速使得可再生能源的长期前景更加确定、投资风险降低、投资规模连续7年超过2000亿美元。从目前国际可再生能源投资形势看，风力和太阳能光伏发电是可再生能源投资的两个主要领域。该报告同时指出，就世界各地区可再生能源投资情况看，可再生能源投资区域重心正在逐渐“东移”，以中国、印度、巴西为代表的新兴经济体的可再生能源投资基本处于稳定状态，2006-2015年间，新兴经济体对清洁能源的投资年均增长率近52.4%，全球可再生能源投资呈不断增加趋势。　　产业结构和能源消费结构的进一步优化调整对未来可再生能源的发展起到一定的推动作用。同时，新工业的爆发将人工智能与能源体系进行充分融合过程中，人工智能技术成为电网发展的必然选择，也成为当今能源电力转型的重要战略支撑。　　未来可再生能源发展潜力巨大，中国可再生能源发展前景也十分乐观。推进能源及绿色低碳清洁能源体系发展，是我国未来能源发展的重要突破点。中国正在向低碳能源转型，我国是过去20年间大的能源消费国，也是全球能源增长的最主要来源。但是由于我国正在转向更可持续的增长模式，其能源也需要转变。在渐进转型情景下，我国的能源需求预计平均每年仅增长1.5%，少于它在过去的20年间的增长率的四分之一。同时，能源结构也发生显著变化，由其经济结构转型和向清洁、低碳能源转变的意愿所驱动。 

如果把中国经济发展历程比作一场跨越时空的交响乐，那么过去40年的改革开放，无疑是极其激越恢弘的章节。　　踏在新时代的历史节拍上，中国推动对外开放破题发力，拓展与世界经济实现更宽领域、更大纵深的交响协奏，在保持稳中求进总基调的基础上，不断谱写中国好旋律，助力世界经济奏响新乐章。　　开放带来进步，封闭导致落后。中国改革开放40年的实践，印证了市场的效率和开放的能量。进入新时代，中国扩大开放正在为自由贸易和多边合作的时代主旋律提供有力支撑。　　今年国庆节前夕，中国关税税则委员会宣布，将降低部分商品的最惠国税率。至此，今年以来经过连续多次自主调整，中国关税总水平较上年实现了23%的平均降幅。　　澳大利亚知名华人经济学家郭生祥指出，中国以实际行动向世人昭示，开放的大门会越开越大。过去中国靠改革开放创造了经济奇迹，今后还会沿着这条路走下去。　　改革和开放犹如中国经济赖以腾飞的两翼，互为依托，彼此呼应。从取消抗癌药等药品**关税，到放宽汽车等行业外资股比限制，再到允许外资控股合资券商——中国开放力度不断加大。从着力推动财税制度改革，到建立完善商事制度，再到降低准入门槛、破除行业垄断——中国改革指向渐趋深化。　　中国以其开放的博大胸襟向世人昭示，中国非但不会走封闭僵化的老路，还会致力于消减保护主义噪音，维护自由贸易和多边合作机制，巩固合作共赢的国际共识。　　自立立人，自达达人。过去40年，中国经济不断做大做强，逐渐走近世界经济舞台中央，让世人听到了改革开放的中国律动，不断为稳定世界经济增长贡献真金白银。　　改革开放以来，中国国内生产总值按不变价计算增长了33.5倍；经济总量从十一位逐步攀升至二。如今，中国是全球贸易大国、制造业大国、互联网大国、消费大国……这些骄人成就与中国主动融入世界紧密相关，同时又不断反哺世界经济。　　过去5年，中国对世界经济增长贡献率超过30%。未来15年，中国预计将**24万亿美元商品。量变引发质变，质变开启新的量变。今天，中外经济交融度加速升级，不断丰富中外贸易畅通、资金融通的协奏曲。　　伴随中国资本市场开放提速，叠加A股纳入MSCI新兴市场指数、中国债券将纳入彭博旗下全球债券指数等利好因素，今年以来全球投资者大幅加仓A股和国内债市。《华尔街日报》认为，这反映了中国政府通过逐步开放国内市场吸引海外资本的决心，显示出外国投资者看好中国市场。　　未来15年，中国预计将吸收2万亿美元境外直接投资，对外投资总额将达到2万亿美元。诚如美国耶鲁大学高级研究员斯蒂芬·罗奇所言，世界经济只会从中国经济转型中获益，“世界比以往任何时候都更需要一个成功的中国”。　　从更加宏观的角度观之，中国在世界舞台上的成功，不止于一家独奏，而在于众声合唱；不止于释放红利，而在于理念引领。　　从倡议共建“一带一路”，到提出并推动构建亚太“互联互通”格局；从成立亚投行和丝路基金，到推进亚太自贸区建设，再到推动人民币国际化……　　通过这些扎实行动，中国方案不断落地生根，中国理念正在变成现实，并将日益物化为联通世界的基础设施、合理可靠的金融秩序、公平高效的合作开发机制、稳定多样的储备货币选项等世界经济所急需的全球公共产品。　　针对中国发起的新型合作模式，德国知名社会学家阿舍等专家指出，中国对非洲等地区的合作项目具有“极高效率和全面性”，在促进当地工业化方面较之西方方案有效得多，值得欧洲国家借鉴。中欧在探讨第三方合作方面潜力巨大。　　目前，已有100多个国家和国际组织以不同形式参与“一带一路”建设。人们看到，中国日益成为新理念提出者、新模式探路者和全球公共产品提供者，助力提高生产要素跨境配置效率，促进世界经济掀开更加澎湃的发展乐章。　　正如秘书长古特雷斯评价的那样，“一带一路”等中国倡议不仅涉及经济合作，也是旨在通过经济合作改善世界经济的发展模式，使全球化更加健康，进而推动国家治理和全球治理发展。

党的十八大将生态文明建设纳入“五位一体”总布局，党的进一步明确“我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段”。显然，生态文明建设和经济高质量发展对我国能源发展和国际合作提出了新的要求。另外，随着我国开放型经济水平不断提高，综合国力不断增强，我国日益走近世界舞台中央，在“一带一路”倡议引领下，我国能源国际合作以更宏大的视野不断推进。　　树立新时代能源合作大局观，打造命运共同体　　顺应和平、发展、合作、共赢的时代潮流，深刻把握历史机遇，党的十八大以来，以同志为核心的，审时度势，高瞻远瞩，提出了一系列宏伟倡议和重要战略思想，形成了与新时代相适应的能源合作大局观。主要表现为：一是能源国际合作以构建人类命运共同体为最高目标;二是提出“中国义利观”，打造能源共同体;三是倡导共同能源安全，综合统筹。　　积极参与和引领全球能源治理，提升国际话语权　　党的十八大以来，我国积极参与全球能源治理，逐渐从全球能源治理体系的域外走向域内，从跟随参与到积极有为发挥重要影响力，我国在能源领域的国际话语权和影响力不断提升。一是不断深入参与既有框架下能源治理合作，二是锐意创新搭建能源治理平台，三是积极主动引领气候治理国际合作。　　加强能源国际合作顶层设计，形成全方位合作新局面　　2014年，总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出了“四个、一个合作”能源安全新战略，强调“全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。在主要立足国内的前提条件下，在能源生产和消费所涉及的各个方面加强国际合作，有效利用国际资源”。“四个、一个合作”能源安全新战略成为新时代我国能源发展和能源国际合作顶层设计的核心。　　基于“四个、一个合作”能源安全新战略，国家推出了一系列政策举措。以此为引领，我国不断拓展能源国际合作的广度和深度，合作对象不断丰富，合作领域不断深入，打造全球能源投资、生产、贸易、运营等多元网络化合作体系，形成了全方位能源合作新局面。　　充分发挥能源外交积极作用，推动建立稳定的能源伙伴关系　　尽管我国经济进入增速放缓的新常态，能源总体需求增速相应放缓，但确保外部油气稳定供应仍然是我国能源对外合作的重要内容，需要继续巩固和拓展中亚—俄罗斯、中东、美洲、非洲等油气主要**来源。为此，我国能源外交也着力从这些方向发力。　　俄罗斯方面，推进中俄东线天然气管道建设;中亚方面，推进中国—中亚天然气C线和D线能源大动脉的建设;中东方面，更加重视中东这一重要油气来源地，其中，2016年主席访问沙特、埃及、伊朗三国时首次提出打造能源合作共同体;美洲方面，在能源外交的推动下，巴西已成为我国原油**重要的新增来源地，2017年我国从巴西**原油占我国总**量的5.5%，而2012年仅占我国**总量的2.2%。　　紧扣“一带一路”建设重点，能源合作务实深入　　随着“一带一路”朋友圈不断扩大，合作不断务实深入，五年来，能源合作已成为“一带一路”建设的亮点，取得了显著成绩，具体表现为“五通”。政策沟通方面，我国面向全球发布“一带一路”倡议，建立了80余个多双边能源合作机制，签署了100多份合作协议，与多个国家开展了联合规划研究。基础设施联通方面，我国能源**战略通道格局进一步加强，与周边国家开展跨境电网互联，中巴经济走廊、大湄公河次区域等区域能源合作取得积极进展。贸易和投资畅通方面，与沿线国家大力推动能源贸易和投资便利化，我国与沿线国家的能源贸易与投资呈上涨趋势。资金融通和民心相通方面，积极探索“能源+金融”合作新模式，依靠我国主导的金融机构，为“一带一路”沿线区域能源合作提供资金融通支持。合作促进民心相通方面，通过提升能源基础设施互联互通水平，推进沿线区域绿色转型，促进当地经济社会发展和增加就业，实实在在地增进了沿线国家人民的获得感，为民心相通架起了新桥梁。　　深入推进绿色低碳能源合作，引领全球能源转型　　一方面，我国通过自主创新和“引进来”相结合加快自身清洁能源开发利用;另一方面，依托我国优势，以低成本的新能源和可再生能源技术、产品、装备和服务“走出去”，助力全球能源转型。譬如，风电和太阳能方面，我国利用自身优势，不断出口新能源相关领域产品，为其他国家利用清洁能源贡献中国力量。截至2017年年底，共有金风科技、联合动力、远景能源、明阳智能、中国海装、东方风电等17家企业向33个国家和地区出口了1707台机组，累计装机320.5万千瓦。2017年，我国光伏产品(包括硅片、电池片、组件及光伏逆变器)出口总额达到157.77亿美元。核电领域，中国核电企业与巴基斯坦、阿根廷、沙特、美国、英国、加纳等国的核电合作已取得一系列新进展。　　面向新时代，党的为我国改革开放和现代化建设擘画了新的宏伟蓝图，在推动经济高质量发展，建设美丽中国;在推动形成全面开放新格局，与世界深入互利交融;在统筹把握国内国际两个大局，日益走近世界舞台中央;在实现中华民族伟大复兴的中国梦和构建人类命运共同体的世界梦背景下，我国能源国际合作被赋予了新的时代内涵和责任担当。能源国际合作承载着为我国经济高质量发展保驾护航的重托，同时能源国际合作也肩负着负责任大国的历史担当，秉持共商共建共享的全球治理观，深入推进“一带一路”能源合作，以能源合作助力构建人类命运共同体。特别是，当今世界不确定不稳定因素增多，全球能源格局正在发生深刻调整，我国参与能源国际合作面临的机遇和挑战并存，未来国际能源合作需要在新时代中国特色社会主义外交思想指引下，登高望远，处理好国际能源合作布局、推动全球能源治理体系改革的方式和方法、突破“一带一路”能源合作瓶颈等几个重点问题，同时，补齐我国在能源国际合作中存在的不足和短板，进一步加大能源科技创新、优质能源开发利用等方面国际合作的力度，进一步提升我国在全球能源治理中的话语权和影响力，进一步增强能源国际合作服务整个对外战略大局的能力，攻坚克难，砥砺前行 

近日从中国石化西北油田分公司顺北新区传来消息，部署在塔里木盆地顺北区块的蓬1井顺利完钻，完钻井深8450米，一举刷新了2017年该公司顺北评2H井创造的亚洲大陆斜深最深井纪录，创亚洲垂深和亚洲大陆斜深两项钻井最深纪录。　　这是西北油田第三次成功钻出亚洲深井，也标志着该油田已经掌握了的超深井钻井技术。这为西北油田能源保障向超深领域挺进提供了有力支撑。　　塔里木盆地蕴含油气资源量高达380亿吨油当量，是我国剩余油气资源量的盆地。位于塔里木北部区域的西北油田，地质构造特殊复杂，油田埋藏超深，原油黏度高。于2016年发现的顺北油气田，其目的层平均深度超过7300米，最深达8600米，是目前世界上埋深的油田，开采难度非常大。　　1978年，西北油田从青藏高原挥师塔里木，踏上拓荒创业路。40年来，西北油田在油气勘探的空白区域相继获得一系列重大成就，树起了沙参二井突破、塔河油田发现、顺北油气田发现等3个重要里程碑，累计生产原油突破1亿吨。　　科技创新成功破解油田勘探开发的难题。西北油田通过自主创新，发展完善了中国古生界海相碳酸盐岩油气成藏理论，建立了缝洞型油藏开发理论，自主创新形成了一整套在国际上处于优势的碳酸盐岩缝洞型油藏勘探开发核心技术。2016年以来，西北油田在顺北新区的油气勘探取得重大商业发现，经过技术专家的深入研究，创新提出了“断溶体”成藏理论，这一理论在世界上具有首创性，得到了行业内的普遍认可。艰辛执着的探索实践“催生”出了雅克拉油气田、塔河油田、顺北油气田等7个油气田，坚持不懈的科技创新“孵化”出了2010年、2014年度的两个国家科技进步一等奖。

随着国际原油市场的趋稳向上，全球炼油和石化产业进入了新一轮上行周期，强劲的需求拉动了新一轮投资。中国炼化产业蕴藏着巨大的增长潜力，并成为全球关注焦点。然而，伴随着新能源的不断发展，环保标准日趋严格，炼油和化工产业正面临巨大转型压力。那么炼油和化工产业应如何转型？转型过程中的机遇和挑战是什么？本报为此专访了霍尼韦尔UOP中国区总经理刘茂树。　　把环保放在首位　　中国能源报：《打赢蓝天保卫战三年行动计划》(下称“《行动计划》”)把烟气在线监测数据作为执法依据，排放未达标的企业一律依法停产整治，这给石化和化工行业带来哪些挑战？　　刘茂树：我认为机遇大于挑战。企业要可持续发展，一定要把环保放在首位。企业在做决策时，技术路线的选择，以及项目的可行性发展报告，都需要把未来的环保需求考虑进去。国家制订更严格的环保标准，需要企业选择正确的技术，提高竞争力，实现可持续发展。　　我国炼化产业正处于转型升级过程中，国家在这个时间点出台政策非常科学。目前在技术层面上能够实现在线监测，比如霍尼韦尔UOP的低氮燃烧器技术和火炬，为企业的竞争力和可持续发展提供了有力保障。　　中国能源报：大气污染整治依然是一个热点话题，霍尼韦尔UOP在石化和化工行业有哪些兼顾经济性与环保性的解决方案？　　刘茂树：霍尼韦尔在今年5月成立了环保研究院，并发布了产业升级绿色报告，对这个问题也有所探讨。一个好技术就应该兼具经济性与环保性，不然就不能称之为先进技术。UOP在研发过程中，最初的理念就是找到平衡环保性和经济性的方案，这是我们研发难点，但也是UOP能够领先行业的原因。　　例如UOP的芳烃联合工艺技术，这个技术环保性极高，带来了很好的综合效应。首先将能耗降低了将近40%。同时通过综合回收技术也能够实现效率的提升，提高经济性。　　另外，渣油加氢技术(Uniflex)也是目前我们在中国大力推广的技术。这项技术带来了变化。国内的很多重油原料在早期技术不成熟的时候，用于炼焦，或是燃烧发电，带来了很多污染问题，加剧了环保压力。而渣油加氢技术能够生产航煤甚至柴油，转化率高达98%，既具备环保效益，同时也能够给炼厂带来最大化的经济效益。　　对于油品升级，异构化是必不可少的技术，这就要提到UOP的离子液烷基化技术,它对环境的负面影响非常小。在实现国六汽柴油标准方面，一般理解为将硫含量降下来，但其实还有其他重要方面，比如辛烷值。霍尼韦尔UOP离子液烷基化技术能够帮助油品大幅度提升烷基化，也就是辛烷值。以前的一些技术，比如硫酸法，在一定程度上会带来环保方面的压力。　　中国能源报：《行动计划》提出实施VOCs专项整治方案，要实现到2020年VOCs的排放总量较2015年下降10%以上的目标，什么技术方案会成为主流？　　刘茂树：从技术上看，火炬和低氮燃烧器技术能够帮助炼厂减少排放。火炬是石化行业降低VOCs排放的最主要手段之一，它是石油化工企业的一项安全保障措施，用来采取炼油厂、化工厂等无法回收和再加工的可燃有毒废气。除机动车尾气等交通污染源之外，大气中的氮氧化物主要来自火电厂、工业锅炉烟气排放等工业污染源，而低氮燃烧器技术是目前全球两大氮氧化物控制技术之一。　　但最重要的一点是怎样进行全厂优化，怎样进行能量回收。做好能量回收也就减少了排放的可能性。　　炼油和化工的高度一体化　　是未来发展方向　　中国能源报：中国的炼化企业要实现成功转型，大概可分为哪几个阶段？现在国内大部分炼化企业处于哪个阶段？　　刘茂树：炼化企业转型升级涉及到不同主体，比如政府、企业。因为视角不同，对这个问题的看法也不尽相同。　　从UOP角度而言，主要分为三个阶段。第一阶段是以炼油为主，同时产生一部分石化产品。所生产的石化产品与炼油基地本身并不是一体化的，有些甚至不在同一个基地生产。　　第二阶段，在一定程度上，今天一小部分企业已经在同个基地中实现了部分一体化，尽管依然以炼油为主。　　第三阶段，将实现炼油基地和石化产品高度一体化。炼油的目的是给化工行业提供原材料，有65%到80%甚至百分之百的原材料都将转化成化工产品。　　按照UOP理念划分，中国大部分企业还处在第一阶段。最近规划的新炼厂，大部分介于第二阶段和第三阶段之间。　　具体来看，南方某基地已经按照未来炼厂的概念进行规划，将实现炼油基地和石化产品的高度一体化。这个炼厂具有很强的弹性和灵活性，是高度优化的方案，能够实现“宜芳则芳、宜油则油”。根据市场变化，炼厂具备一定调节空间。如果目前芳烃比较紧缺，炼厂有一定的比例可调性，能够提高芳烃生产比例。　　中国能源报：2019年1月1日起，全国全面供应符合国六标准的车用汽柴油，停止销售低于国六标准的汽柴油。从目前国内炼厂推进油品升级的进程看，国内炼厂实现该目标难度有多大？　　刘茂树：应该说所有炼厂已经准备好了，在技术层面没有问题。例如UOP有很多炼厂配套技术，比如柴油加氢、重整、异构化、烷基化，这些都是为国六准备的技术。在操作层面上，如果提前规划好，问题不大。现在北京、上海这些大城市已经实行了国六标准。接下来要做的是如何在全国推广实施。对一些偏远地区而言，在运输方面存在一定挑战，因为时间确实比较紧张，但这并不是技术上的挑战。

BP近日宣布，已在墨西哥湾的4个生产平台上部署了一套由贝克休斯研发、基于云的高级分析解决方案系统。此前，该系统在BP墨西哥湾的Atlantis生产平台上首次部署，并成功帮助公司防止了意外停机。因此，BP决定将其扩展到另外3个平台上，并计划在公司的全球生产平台部署该系统。　　该系统基于通用电气(GE)的Predix平台开发，可实现生产数据的实时分析，并向工程师推荐解决方案，使流程和设备问题在产生严重后果前被排除。BP目前正为其在安哥拉的海上平台部署该系统，计划明年将其部署到阿曼和北海的油气资产中。