日前，国家能源局召开了《关于推进“互联网+”(能源互联网)行动的指导意见》(讨论稿)征求意见会。这个指导意见还需进一步修改，预计在年底发布。

据了解，“能源互联网行动”的框架包括电动汽车、智能电网、分布式能源、可再生能源等，着力在能源配售和消费领域进行智能化创新，并突出应用情景，推进能源消费端的互联网化。

“能源互联网行动”分两个阶段推进，先试点后推广。2016年至2018年推进能源互联网试点示范工作，初步建立能源互联网技术标准，发展第三方综合能源服务，培育能源互联网新的市场主体；2019至2025年，形成能源互联网产业体系，提升可再生能源比例。

今年7月，国务院发布《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》，提出到2025年，“互联网+”新经济形态初步形成，明确“互联网+”制造、现代农业、智慧能源、金融等一系列领域的重点任务。“互联网+智慧能源”作为国家战略重要一环，目的是推进能源生产和消费智能化，建设分布式能源网络，发展基于电网的通信设施和新型业务。

能源局在今年4月启动了能源互联网行动计划的编制工作，6月正式确定《能源互联网行动计划大纲》和12个支撑课题。10月31日，华北电力大学召开了能源互联网课题验收会议，并成立能源互联网研究中心。

“能源互联网是指综合运用电力电子技术，信息技术和智能管理技术，将大量由分布式能量采集、储存装置和各种类型负载构成的新型电力网络节点互联起来，以实现能量双向流动的能量交换和共享，具有可再生、分布式、互联性、开放性、智能化五大特征。”清华大学能源互联网创新研究院课题组博士魏玲分析说。

能源消费领域的智能互联与国家电网提出的全球能源互联网相辅相成，一个特别注重能源配送和消费环节的智能化和开放化，一个是发电端和输电端的特高压物理互联，都是构成能源互联网的重要形式。行动计划将更注重能源互联网建设的实用性和指导性，如高速公路、工业园区等能源消费情景下如何智慧化、清洁化和互联化。

在新能源与电力设备团队看来，电改推动能源互联网发展，竞争性售电放开和分布式能源兴起将诞生更多商业模式，包括电力公司参与大用户直供电、充电桩运营商可以参与售电，需求侧能源服务商崛起。

在油气领域，中石化已经与阿里巴巴展开合作。中石化日前宣布，借助阿里等企业在云计算、大数据方面的技术优势，对部分传统石油化工业务进行升级，打造多业态的商业服务新模式。这包括利用大数据提升产油量，建立统一支付体系，拓展车联网、电商O2O等业务模式。

（文章来源：和讯）

 

沉寂了许久的天然气市场，自11月18日起，开始全面沸腾啦！发改委在当天宣布非居民用天然气下调0.7元，自20日开始实行。在这调价的背后到底意味着怎样的起伏波澜呢？

1、时间敏感

公布价格下调的时间是11月18日，北方绝大多数地区刚刚进入供暖季。以往这个时候，占据着各大媒体网站头条的新闻应该是“气荒再现”之类的。但今年不仅没有气荒的消息，反而政府要降价促销。这应该可以说是从政府层面，默认了中国气荒时代结束的判断。在供应过剩的时代背景下，政府用大幅度降价刺激天然气消费的举动，表现了政府对外来继续推广使用天然气替代的决心。

2、1000亿的利益是怎么分配的？

降价消息公布之后，有分析称：“按照非居民用气600亿立方米，和对市场化定价部分的影响，企业减负超过1000亿。”其中，600亿立方米按照0.7元计算，是430亿元。这一部分很好理解。那剩下的500多亿到哪里去呢？

小编想说，有很大的一部分市场被大家忽略了，那就是LNG市场。今年前三季度，国内的LNG工厂至少有3成处于停工状态，剩下的工厂即便是开工，开工负荷也不高。去年底的存量气涨价甚至被一部分LNG从业者认为是“耍流氓”。本次价格下跌，在他们看来，总算是“讲良心”了。

3、进口气、管道气、LNG是一个怎样的“三国演义”?

实际上，由于国际上油气价格捆绑程度较高，实际上进口气现在处于价格低位。但是由于国内进口商签订的合约很多在去年底油价暴跌之前，导致合约价相对较高。按照现存市场价出售，是亏钱的。

而希望国内管道气和国际接轨，一定程度上有利于弥补进口气造成的亏损。但是反过来，这让中下游的民营参与方（液化厂，加气站，车船用户）得不到好处。结果就是今年上半年的液化厂不赚钱，车船推广明显放缓。

4、LNG真的不赚钱么？

LNG其实目前在国内能源结构中的定位即便说不上是尴尬，也受制颇多。首先要看气价的脸色，然后还要看柴油价格的脸色，最后还要看管道的脸色。可谓独立性不足。

但再仔细想想，LNG的市场也绝非狭隘。居民用气量是相对稳定的，在500亿立方米以内。然后政府直接影响的非居民用气是600亿。这加起来1100亿立方米的量之外，还有至少800亿立方米的完全市场化的市场。在这个市场中，管道气价格实际上并不便宜。而进口LNG以4500元/吨计算，气化后价格约为3.25元/方，而近期LNG进口价甚至低到了3500元/吨，那气价才2.5元/方。

中国国内本土LNG最早就是在管道中拿气液化，如果没有丰厚利润，有谁会做这样政策禁止的事情呢？

5、LNG重卡的诱惑

LNG车船是之前推广LNG的焦点。气价下调会带来什么样的影响呢？在这里贴一段陕西省燃气设计院院长郭宗华的评论：“价格下调后，气、油价比为0.61，以陕北LNG工厂为例，每方（气态标方，下同）下调0.7元，为1.34元，综合成本（包括凈化损耗）每方约0.5元，工厂成本价毎方1.84元，每吨为2576元。工厂出厂价可为每吨3000元，比目前的陕北工厂销售价3300元降了300元，需要说明的是按照每方降0.7元，出厂价应每吨降980元，但出厂价不可能按此价降低，因为LNG工厂此前是价格倒挂；加气站合理的售价是毎吨3500元，折合毎方2.5元。考虑到LNG发动机普遍耗气偏高的现实，对汽车而言，1.3方气替代1.0升柴油，气价是3.25元，柴油价目前为每升5.30元，气、油价比是0.61。此比例对LNG汽车而言，大大增加了利润空间，LNG重卡的诱惑力很大。”

6、谁最痛苦？

在这个问题上，请大家允许煤制气和页岩气两位同仁竞争一下第一。其实不管气价怎么变化，从战略的高度看，这两种气都会是未来中国天然气供给的重要来源。但问题就在于，首先，中国现在国产常规气尽管增速赶不上消费增速，但起码还不需要大规模开发这两种后备气源；其次，这两种气的生产成本实在是高。现在，气价再降，煤制气和页岩气，谁会来为他们买单呢？

（来源：能源杂志）

前言：11月18日，国家发改委宣布，20日起降低非居民用天然气门站价格，将非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元。给LNG加气站带来了新的发展和机会，加上最近国家发布关于天然气汽车减半征收车船税的消息，对天然气加气站市场会不会有所刺激，我们一起来聊聊。

以下内容为个人观点，不代表任何组织和单位。

本文分为两个部分：

一、中国LNG汽车发展历程

说加气站之前，我们先来了解一下中国LNG汽车的发展史，相信有好多的好朋友也不一定全部知道，我找了一些资料和大家一起学习一下。

国内LNG汽车的试验研究始于1961年。四川省科委组织四川省机械研究设计院、自贡汽研等单位合作进行LNG汽车研究。当时国内仅有四川威远化工厂生产LNG，且为提纯氦的副产品，1962年、1964年、1970年先后使用该气源进行LNG汽车试验。

1971年，国内自行设计制造了第一台LNG汽车容器，并安装在一辆解放牌4吨卡车上。

1987年河南开封利用中原油田伴生气开始进行LNG公交车试验，并自制了100L的LNG储罐。试验车辆累计行程4000公里，1989年6月通过河南省科委鉴定。

1990年国家科委、北京市科委组织相关单位在北京建成小型LNG试验装置，改装了1辆两用燃料汽车。

1993年，中科院低温试验中心与绵阳燃气集团合作，研制了1套300L/h的LNG装置，利用天然气膨胀制冷，并改装了2辆两用燃料汽车。之后通过了四川省科委鉴定。

1996年，中科院低温试验中心与吉林油田合作，研制了1套500L/h的LNG装置，采用氮气膨胀制冷，同时改装了1辆大客车，并进行了相关的试验。

2001年，北京公交总公司与首科中原公司合作，组建了一个规模为50辆LNG公交车的示范车队，车辆储罐和加气站主要采用进口设备。

2004年 新疆广汇在乌鲁木齐建成第一座示范站，并通过验收。LNG汽车时代正式开启了发展的历程。
截止目前全国天然气汽车为420.2万辆，其中CNG车辆399万辆，LNG车辆21.2万辆。天然气加气站7100座，其中CNG站4400座，LNG站2700座。（数据来自各大资讯）

二、天然气加气站市场发展预测

1、天然气汽车加气站面临的问题

1.1、在即将过的的2015年天然气汽车加气市场没能大踏步的发展，主要是因为国际油价的持续下跌，国内天然气价格不能随油价联动。CNG因加气车辆多，影响小一些，LNG加气站进入了艰难的生存阶段，建站热情有所下降，可以说整体上2015年没有增加太多的LNG新站。

1.2、随着国内电动汽车的增加会对现在的天然气汽车造成冲击，现在对电动汽车的补贴明显大于天然气汽车，之前LNG汽车最大的用户，城市公交车辆现在也转变为气电混合或纯电动汽车，对天然气汽车发展形成了一定的影响。

2、天然气加气站市场发展预测

2.1、随着这次价改的市场调整，LNG加气站也进入了小活跃期，采购气价成本有所下降，市场有所回升，降价后加气价格也有小幅下降，LNG汽车和燃料成本再次得到体现，天然气汽车有望再次成为买车首选，天然气汽车应该是向增加的方向发展。

2.2、有人问过我CNG和LNG车辆是不是冲突了，CNG汽车和LNG汽车没有冲突，CNG适合小型车辆，出租车和私家车，周转距离短的车辆。LNG汽车由于续航里程长，比较适合公交车、长途客车、重型卡车、工程车等，正好是一个互补的关系。所以在以后选择建站要根据服务对象计算车流量和建站位置。LNG加气站在市场后续发展上会以重型卡车和工程车为主，长途汽车和公交车有可能会向气电混合发展，

2.3、天然气加气加气价格下调已是必然，随着市场的变化，现在CNG和LNG零售价格都有所下降，选择合理的上游气源是成本的关键，预计明年价格会稳定在与油价性价比持平的水平。

2.4、天然气加气站的建站也会更加理性化和合理化，市场进入了平稳发展期，对于CNG加气站按城市保有车辆进行布局，LNG加气站会定向与特定客户群体进行建站。预计随着加气站利润的平稳，成熟的站点会越来越多，同时有些临时站或鸡肋站会退出市场。

附：单个LNG加气站能服务多少车辆见上图。

结束语：天然气加气站的发展和国家政策有着紧密的关系，目前发展慢的主要原因还是手续办理比较复杂，建站不是你想建、想建就能建的，建好了还要考虑如何运营好，运营这里面的路子也很多，本来想一起说说如何提高LNG加气站的盈利水平，发现有好多是不能写出来的，只可意会不可言传。最后希望加气站同行们不要搞恶性竞争，使市场回归正常利润空间，共同维护正常的市场秩序。

（文章来源：互联网  文/业内人士 刘海波）

中国石油集团公司12月7日宣布，天然气冬季保供模式全面开启。据悉今年管道原料气的限气幅度在40%，持续时间预期在一个月左右。据了解，目前西北地区的主要LNG液厂已相继接到中石油下发的限气通知，并且已经开始逐步减产。

据往年经验，每进入冬季采暖季，若遇天气突变，天然气的日需求量也会出现大幅度变化。受现有气源、管网状态的约束，天然气供给无法保证即时满足需求，因此为了保民生，保证医院、学校、企业等正常运行，每到冬季，我国都会对工业等进行限气处理，尽最大可能的增加民用方面的天然气供给。

据某机构了解，目前中石油天然气销量占国内市场份额的70%左右，覆盖30个省市自治区、特别行政区、5亿多人口。此次限气，将在很大程度上减少上游气源对LNG液厂的供气量，进而减少西北地区LNG的供应，这对于目前跌跌不休的LNG市场来说，将是一剂止跌趋稳的“良药”，就好比给市场人士打了一针“强心剂”。

后期来看，本次限气将有利于提振LNG市场回暖。前期由于气价下调，西北地区价格大跌，以至于西北液化天然气价格优势明显，对其余地区的LNG工厂出货情况造成冲击，以至于整个LNG市场重心下滑。目前，内蒙及陕西的个别工厂已率先开始在此利好下上调出厂报价，短期内西北地区LNG工厂的成交重心或会逐渐走高，届时，其余地区LNG工厂压力相对减少，整个LNG市场将止跌趋稳，且不乏重心上行的可能，但由于下游终端需求提升有限，再加上冬季雨雪及雾霾天气较多，路况相对较差，LNG市场重心上行空间将受限。

作为清洁能源中增长最快的细分领域，液化天然气(LNG)产业正在成为投资热点。刚刚过去的10月份，中国华电集团先后与BP集团、新加坡淡马锡控股旗下兰亭能源公司等签订LNG长供和贸易协议，成为业内焦点。

不过，LNG颇受关注并不意味着“路好走”——由于国际油气价格长期低位徘徊，LNG行业正面临重重困难，LNG车用市场更是受到重创。此外，面对国内天然气的管网垄断和价格控制，民营企业还需面对此轮价格波动中潜在的巨大风险。

但在众多业内人士眼中，LNG仍是下一个能源发展的“风口”。大量的LNG出口与接收基础设施目前在建，显示其未来发展趋势仍将增长。

2020年天然气消费比重将达10%左右

 在近日举行的2015年中国气体清洁能源发展与能源大转型高层论坛上，国家能源局副局长张玉清表示，我国要大力提高天然气的消费比重，扩大天然气的使用规模，力争2020年天然气消费占一次能源消费中的比重达10%左右，2030年天然气消费占比达15%左右。

我国的能源发展政策一直对天然气青睐有加。有数据显示，天然气在全球一次能源中消费占比近24%，而我国的天然气占比仅为5.8%，产业处于成长期，在未来的发展道路上天然气的需求潜力巨大。

国务院发展研究中心发布的《中国气体清洁能源发展报告2015》显示，我国自产气丰富且国内需求旺盛，天然气供给主要来源于国产天然气(包括煤层气、煤制气及页岩气)、进口管道气及进口LNG三部分。2014年我国是全球第六大天然气生产国、第四大天然气消费国，天然气产量为1316立方米，较2013年增长15.8%;消费量为1761立方米;全年净进口天然气608亿立方米，其中进口LNG1989万吨(约合278亿立方米)，占进口天然气总量的45.72%。

早在2014年4月，国家发改委就正式颁布了《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》，明确提出国家鼓励、支持各类资本参与投资建设纳入统一规划的天然气基础设施、允许第三方借用天然气基础设施(包括LNG接收站)，切实推进民企进入国际LNG贸易。

LNG加工企业正面临重重困难

 事实上，作为价格已完全放开的气源，LNG产业的表现十分市场化。

据国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副主任郭焦峰介绍，目前国内的LNG加工企业有170家左右，其年产能为7000万吨。这些企业将管道气加工为LNG，其加工成本约为0.5元/立方米。总体来看，在一些页岩气、煤层气以及致密气的中西部天然气资源富集地，由于管道设施相对缺乏，形成了LNG的加工企业。

“另一方面，随着我国能源市场化改革的推进，以进口LNG为主的市场开始勃兴，包括现货、长约、接收站建设等正在成为市场投资热点。”郭焦峰表示，由于进口LNG的气源价格已完全放开，在国际油价暴跌的大背景下，进口LNG与管道气相比，价格优势明显。

近年来，我国LNG进口一直保持高速增长态势。海关总署数据显示，2014年，我国天然气进口量为608亿立方米，比2013年增加72亿立方米，同比增长13.4%。其中，进口管道气330亿立方米，比2013年增加44亿立方米，同比增长11.4%;进口LNG1989万吨，折合天然气约278亿立方米，比上年增加28亿立方米，同比增长11.2%。

与此同时，国内天然气消费量增速一再趋缓。2014年我国天然气消费量1830亿立方米，同比增长8.9%，增速10年来首次低于两位数。市场需求萎缩，LNG出口终端又迎来了集中建设期，全球LNG市场已显供应过剩。自2014年开始，我国LNG市场开始供大于求，且2015年未有明显改善。

在此背景下，以上游管道气为原料的LNG加工企业正面临重重困难。“通过管道气加工而成的LNG价格非常高，与国外直接进口的LNG相比没有竞争优势，所以前景不被看好。”郭焦峰表示，而具有价格优势的进口LNG则会有比较大的前景和竞争力。

未来极有可能民营化

 尽管LNG产能过剩愈发明显，经济性受到低油气价的蚕食，但业内对LNG行业未来的展望依然乐观。根据《BP2035年能源展望》，全球天然气需求量预计以每年1.9%的增速上涨，到2035年，天然气日需求量将达到4900亿立方英尺。

“我国天然气进口会不断增加，预计到2020年，LNG进口量将达700亿立方米。”郭焦峰表示。上海国际能源交易中心国际业务组法律与产品组负责人陆丰表示，目前我国依据天然气期货必须具备的交割能力和基础设施已经在不断地优化和完善过程之中。市场化改革政策不断落地，随着新政策的推进，预期天然气市场化将在未来几年获得更大的改善和提高。