今年四川或仍将面临气温偏高、降水偏少。近日，国家能源局四川监管办公室（下称四川能监办）称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，高峰时段或存在电力缺口约750万千瓦。但整体上，今年四川电力保供压力小于去年同期。 进入7月，四川多地降水增多，这将改善四川水电供应。四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川省平均降水量虽较常年同期略偏少，但较去年同期偏多，预示水电供应或好于去年。 今夏四川电力保供有压力 去年8月，受极端高温导致用电负荷激增、干旱天气导致水电骤减，一增一减曾使四川电力缺口一度高达近2000万千瓦。 四川是水电大省，水电占比约80%，降水量直接影响着四川水力发电量。据四川省气候中心数据，今年春季四川全省平均降水量偏少8%，这也导致水力发电量有所减少。 今年6月中旬，国网四川电力官微发文称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，最大用电需求负荷为6600万千瓦，而去年这一数值为5910万千瓦。整体上今夏四川电力保供有一定压力，但小于去年同期。 一位四川大型水电公司人士对财联社记者透露：“今年5、6月份四川的确来水不太好”。 同时，今年以来四川地区用电需求持续攀升。据中国电力企业联合会数据，1-5月，四川全社会用电量同比增长6.1%，超过全国平均5.2%的增速水平。其中，5月份四川全社会用电量10.9%，超过全国平均7.4%的水平。 四川能监办近日表示，今年成都大运会举办时间正值四川电网迎峰度夏保供攻坚期，预计全省电力缺口约750万千瓦，加之四川火电机组因长时间高负荷运行，非停及出力受阻频发，保障电力安全稳定运行和可靠供应形势依然严峻复杂。 整体保供压力小于去年同期 不过，整体来看，四川电力保供压力小于去年。一方面，四川今年汛期平均气温较常年同期偏高，但较去年同期偏低；另一方面，750万千瓦的预计电力缺口，也明显小于去年同期的2000万千瓦。 “从大方向来看，今年肯定不会像去年那么极端（缺电）了。一是，政府有做相应的准备；二是，去年煤炭价格高、储煤少，导致火电跟不上，而今年煤价已经下来了。”近日，一位四川上市公司人士对财联社记者称。去年，该公司一度因限电而停产。 今年四川与青海、湖北、陕西、甘肃、宁夏五省区达成了丰水期高峰时段日内峰谷互济合作协议。这是四川电网首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，可一定程度上缓解高峰时段性供电压力。 除跨区域调节外，四川本地火电增长很快。根据国家统计局数据，今年4月和5月，四川火力发电量也分别增长了36.5%和86.4%。 近期，四川省还出台了电力需求侧市场化响应实施方案，调整省内分时电价机制，通过市场化激励机制调动电力需求侧灵活负荷资源，引导电力客户主动错峰避峰、调整生产。 此外，四川外送电力也在减少。今年6月，四川电力市场中外送电量同比下降近100%。 进入7月，四川多地迎来强降雨，一度引发汛情。7月3日，四川防汛抗旱指挥部称，“７·１”降雨过程已造成四川绵阳、广元、乐山等市（州）14.8万余人受灾。7月5日，财政部、应急管理部紧急预拨3.2亿元，支持四川、重庆等省（区、市）做好洪涝、地质灾害救灾工作。 近日，四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川降水量将呈“西多东少”态势，川西高原和攀西地区等四川水电站集中的流域来水较常年同期偏多一成到两成。若按照上述预计，今年四川汛期来水将有所改善，水电供应或有一定保障。

6月中旬以来，全国多地普遍迎来高温天气，而华北地区高温情况尤甚，用电量和负荷因此快速攀升。国网人士向财联社记者透露：“虽然负荷和需求上升了，但今年整体缺口更小。”而省间电力现货市场的平稳，也侧面佐证当前电网保供压力尚不明显。 国网华北分部人士告诉财联社记者，6月24日，华北电网最大用电负荷达28154万千瓦，创入夏以来负荷新高，较去年同期增长5.3%；其中，北京电网受气温升高影响，负荷同比大增约30%。 “目前还不是最紧张的时候。”国网相关人士表示，每年7月下旬和8月上旬，是华北电网负荷顶峰，电力需求将进一步上升。根据国家能源局华北监管局6月下旬召开的2023年迎峰度夏工作会信息，2023年华北电网迎峰度夏最大负荷预计将达到3亿千瓦，今夏华北电网供电形势整体趋紧；如遇到高温高湿天气，则华北电网最大负荷将达到3.1亿千瓦，或出现明显的平衡缺口。 尽管在支撑电源、电网加快配套建设的背景下，今年电力供需整体缺口更小，但高温极值纪录等因素的扰动仍将对华北电网平稳运行带来考验。 电源建设加速 有效收窄电力供需缺口 国家电力调度控制中心人士向财联社记者透露，目前国网区域整体负荷在9亿多千瓦，2022年最高约10.5亿千瓦，今年预计将超过这一数值。中国电力企业联合会此前则预计，若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。 “从华北电网情况看，除了某些时段新能源大发会向外输电，正常状态下都是受入型电网。”国家电网华北分部人士表示，华北电网用电负荷持续攀升的主要原因，是北京、河北等地空调等用电负荷增幅明显，以及区域内硅产业、数据中心等耗能产业的发展。数据显示，由于连续高温，空调占北京电网负荷增长比例已达35%，而在河北，制冷负荷已超过总用电负荷的四分之一。 “今年整体缺口更小，主要原因是火电恢复加快建设和新能源出力。”国网人士表示，从目前看，东北、西北、华北区域电力供需基本平衡，存在电力缺口的区域主要是川渝、华东和长江中下游地区。 建投能源（000600.SZ）证券部告诉财联社记者，公司装机容量915万千瓦，目前处于满发状态。在新增电源建设方面，该人士透露，去年末监管层开始核准建设每年8000万千瓦火电机组，公司今年3月获核准的任丘热电二期2×350MW项目和河北西柏坡电厂扩建1×66万千瓦机组均属于该行列，上述机组将于下半年建成投产。 京能热电（600578.SH）对财联社表示，公司此前已全面安排安全隐患排查等各项工作，确保迎峰度夏期间能源安全稳定供应。今年以来公司扩建2×1000MW涿州超超临界机组项目和秦皇岛二期2×660MW工程相继获得核准投资，将为华北电力供应提供更高保障。 晋控电力（000767.SZ）人士则表示，尽管目前煤价仍使公司火电项目整体处于亏损状态，但公司机组现处于满发状态。公司2022年通过省间现货外送浙江电量2.8亿度，今年外送电量的规模和形势尚不好判断，但预计不会出现2022年时比较紧张的局面。 省间电力现货市场一直保持平稳，侧面也可佐证当前电网保供压力尚不明显。国网人士透露，目前省间现货价格维持在0.4元/千瓦左右，尚无明显波动。“虽然从各地能源监管机构的预测和中长期交易看，电力普遍存在一定缺口，但从目前看，现货交易出清结算后都可解决缺口问题。” 今年6月1日和7月4日，国务院国资委两次召开央企能源电力保供工作会议，要求各中央企业全力以赴做好能源电力保供工作，这也给电力保供尤其是华北电力供应提供了更为坚实的基础。 记者从中国大唐集团有限公司获悉，早在3月和4月，大唐集团就分区域召开两次迎峰度夏电煤保供专题会议，截至6月24日，该公司电煤库存高于去年同期584万吨，可用天数高于去年同期5.5天，以实现夏季负荷高峰期间电煤稳定供应。国家电投则全力推进“综合智慧零碳电厂”开发建设，开工41个零碳电厂，建成投产48个项目，形成装机规模62.2万千瓦，聚合可调负荷10.3万千瓦。 国家电网华北分部人士表示，将全力保障建投明泰电厂、西上庄电厂和汇能百川电厂火电机组以及锡盟古日班风电场调相机等迎峰度夏重点工程按期投产，进一步提升区域发电能力；及时掌握燃气供应、燃煤库存情况，超前做好发电机组出力受阻治理，严肃调度纪律，加强“两个细则”执行，保障机组应发尽发。 而根据国网能源院此前发布的《中国电力供需分析报告2023》，预计今年全国新投产发电装机容量2.8亿千瓦，比2022年增长40.3%，连续第二年创历史新高。其中，抽水蓄能电站投产规模持续高位；燃煤发电新投产规模将超过4000万千瓦，有力提升电力保供能力及系统灵活性；新能源发电投产规模常态化过亿千瓦。总的说来，预计今年全国电力供需平衡偏紧，保障电力供应需要多措并举。 电网和跨省电力交易成华北电力保供后盾 “当前，电厂燃料供应以长协煤为主，本轮煤炭现货价格回调对火电经营改善程度有限。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳认为，火电企业的经营状况影响其发电积极性。同时，近年来火电企业持续亏损导致技改检修投入不足，带来设备风险隐患上升，也会增加电力生产供应的不确定性。叠加气候变化给其他电源发电带来变数，迎峰度夏期间电力供应面临一定挑战。 华北某电力企业高管则对财联社表示，去年省间电力现货价格较高，有效减少了机组非计划停运和出力减少的情况。“买最好的煤，山西一个电厂10天的检修期甚至压缩到了2天”，在电价引导的作用下，火电企业发电积极性得到保证，使2022年电力缺口得到很大缓解。 据电网调度人士透露，目前国家能源局正在制定今年省间现货交易的价格政策，预计将较去年下调，但比平常电价仍涨幅明显。2022年迎峰度夏期间，省间现货报价上限10元/千瓦，结算价格基本在2元左右区间，而“今年省间现货价格预计在1元左右。” “要充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用，进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。”中电联规划发展部主任张琳进一步表示，形成灵活反映电力供需状况和发电成本的现货价格，是打破省间壁垒最有效的市场化手段，也是实现在更大范围内优化资源配置和减碳的必要措施。 财联社记者获悉，今年国家电网加快推进了239项35千伏-750千伏迎峰度夏重点工程建设。为保障华北电网稳定运行，一批工程也已相继建成投运。在山西，洪善至榆社500千伏线路改扩建工程等26项迎峰度夏重点建设工程已全部投运，将为京津冀、华东等地区迎峰度夏提供电力保障。在河北，北京东1000千伏变电站扩建工程业已投运，该工程是内蒙古锡林郭勒盟送山东1000千伏特高压交流输变电工程的重要中转站，投运后京津唐受电能力将增加350万千瓦，比之前翻了一番，将有效提升华北电网保供和抵御严重故障的能力。 在今年电力供需整体偏紧和高温极端天气的背景下，需求侧响应也被视为实现电力保供、迎峰度夏的重要方式之一。根据今年5月国家发改委发布的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3％—5％，并明确需求侧响应主体，通过尖峰电价等形式完善需求侧响应价格形成机制、通过虚拟电厂等形式整合用户侧资源参与需求侧响应。 记者在采访中了解到，国网各属地公司正大力推动相关工作，其中，国网保定供电公司推进需求侧负荷管理，已与千余家工商业企业签订需求响应合作协议，引导工业企业合理安排错峰检修、大型商业综合体高峰时段调整空调温度。国网山东电力则在全国率先上线“惠用电”电费测算功能，以看得见的价格优惠引导居民错峰用电，优化迎峰度夏电力负荷。 国网华北分部相关负责人告诉财联社，正充分发挥大电网资源优化配置作用，利用跨区跨省输电通道开展余缺互济，确保华北区域电力可靠供应。国家电网华北分部将多措并举确保电力可靠供应和电网安全运行，守牢大电网安全生产生命线和民生用电底线。

国际石油巨头沙特阿美总裁、首席执行官阿美·纳瑟尔表示，油价持续低迷主要是因为人们对经济衰退的担忧和一系列经济逆风，但接下来石油市场基本面将会好转。 纳瑟尔在周三回应低油价问题时指出，这是经济逆风的一年，到处都有衰退的迹象。但他提到，需求形势可能会好转，他强调了中国的经济潜力，中国是世界上最大的原油进口国。 纳瑟尔表示：“当形势好转，经济开始好转时，中国经济开始回升，航空燃油的需求也开始回升……我们对未来持乐观态度。”他指出，对航空业不可或缺的航空燃料的需求仍低于新冠疫情前的水平。 他没有给出需求复苏的时间表，但国际能源署(IEA)在5月份发布报告称，需求可能会在2023年下半年恢复，预计下半年市场将更加平衡。 面对低迷的油价，尽管欧佩克+一直在削减石油产量，试图推高油价，但效果却极为有限，国际油价一直保持在每桶75美元左右的水平。 本周一，沙特宣布将每天自愿减产100万桶石油产量的措施延长至8月，俄罗斯方面也宣布为保证市场平衡，将于8月对全球市场削减50万桶石油日出口量。 世行上个月预测，由于通胀居高不下和利率不断上升，今年下半年全球经济增长将放缓。该行预计今年全球经济增长2.1%，低于去年的3.1%。 经纪商Onyx Capital Group的首席执行官Greg Newman表示：“这确实是一个看跌的征兆。”Newman补充说，令人惊讶的是，布伦特原油价格本身并没有暴跌。他预计布伦特原油将跌至每桶58美元至62美元之间。 此外，纳赛尔还提到，沙特阿美一直在加大投资，今年的投资目标是450亿到550亿美元，这是一个跳跃式增长，也显示了该公司对未来的信心。 纳赛尔认为，在世界向清洁能源转型过程中，必须对化石燃料和绿色燃料进行双重投资，以避免出现能源供应短缺。这与国际能源署的立场形成了鲜明对比，国际能源署在2021年5月的一份具有里程碑意义的报告中呼吁，为了确保2050年全球实现净零排放的目标，从今天开始，国际社会已经没有必要投资新的油气项目。 同一天，欧佩克秘书长Haitham al-Ghais表示：“应对气候挑战没有放之四海而皆准的解决方案。当然，我们仍然希望确保我们有一个净零排放的未来。”

隔夜，国际油价反弹，美油涨超2.2%，布油创近两周新高。 消息面上，两大OPEC+产油国沙特和俄罗斯宣布限制供应的新行动，力撑油价走高。 沙特俄罗斯齐减产，沙特将始于7月的自愿新增减产100万桶/日延长一个月至8月，俄罗斯将8月减少出口石油50万桶/日，加上此前已经宣布的减产， 总供应削减达到310万桶/日，占全球消费量的3%左右。 然而，亚洲金主并不“买账”，负责满足全球三分之一燃料消费的亚洲炼油商表示， OPEC+以外的生产商有充足的原油供应，尤其是美国、西非和北海地区。如果这两个产油大国的减产令它们无法获得原油，将转向其他地方购买原油。 值得一提的是，过去一个月，布伦特原油与沙特原油之间的价差大幅收窄， 表明与布伦特挂钩的原油可能更具吸引力。 较低的运输成本也降低了从大西洋长途运输的总体进口费用。已经有迹象表明，亚洲对西非原油的需求正在逐步增加。 分析指出，对中东产油国来说，美国等地的原油流入亚洲是个喜忧参半的消息， 一方面，这可能有助于减少美国和欧洲的原油供应，而这两个地区拥有全球交易量最大的原油期货合约。另一方面，这可能意味着失去需求增长最快的亚洲市场的份额。 到目前为止，OPEC+的减产措施未能对整体油价产生任何有意义的影响。油价已连续数周徘徊在每桶70美元至80美元之间。不过，与沙特原油类似等级的原油的价格在上周涨得更为强劲，超过了布伦特原油的价格。 在接下来的几天里，沙特将公布其原油在全球不同地区的官方销售价格。这些数据往往与沙特周边的其他产油国密切相关，在确定不同地区的需求方面可能至关重要。 在沙特最近一次减产之前，交易员们估计，8月份从沙特装船的原油价格将保持不变。很多交易员表示，他们认为目前的原油价格相对较高。 他们进一步指出，如果沙特打算收紧供应，预计油价将上涨。

浙江电网用电负荷7月3日突破1亿千瓦，较去年提早8天，破亿93分钟后，又上升至1.02亿千瓦，创历史新高，这是浙江电网历史上迎峰度夏最早进入负荷破亿阶段。此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，首次在5月份负荷破亿，比去年夏季提前19天。 厄尔尼诺影响下，气温易偏高，高温时间点较往年提前。南方、华中、华东等仍存在硬性电力缺口的区域在用电高峰时段更有可能出现电力供需偏紧的情况。国金证券研报指出，23、24年电力短缺影响将持续存在，保供需激活电力市场和需求侧响应的活力。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 广西能源 围绕“零碳”能源上市公司定位，统筹推进“以电力为核心，多能驱动”战略布局，涉及水电、火电、光伏、风电、供售电、电力设计等能源领域业务。 华能国际 是中国最大的上市发电公司之一，2022年中国境内各运行电厂完成上网电量4251.86亿千瓦时。

欧佩克6月份维持石油产量稳定，该组织继续推进一项旨在提振脆弱的全球市场的协议。根据一项调查，欧佩克平均每天生产2857万桶石油，比5月份适度增加8万桶/日。6月是一些成员国为抵消不稳定的经济增长而实施新一轮供应限制的第二个月。由于欧佩克最大的产油国沙特单方面减产100万桶/日，7月份的产量应该会下降。沙特周一宣布，这项减产措施将延长至8月份。欧佩克+盟友俄罗斯也表示要减少供应。 由于市场担心利率上升将引发全球经济衰退，2023年迄今油价下跌了约12%。伦敦布伦特原油期货交易价格接近每桶75美元。 尽管油价回落让美国和其他地区饱受通胀困扰的消费者松了口气，但却给沙特及其产油国伙伴带来了财政压力。国际货币基金组织(IMF)表示，沙特甚至在最新一轮减产之前，就需要油价超过每桶80美元，才能平衡预算。 沙特上月将石油供应稳定在996万桶/日。欧佩克13个成员国的总产量基本保持不变，因为阿联酋和伊朗的减产被尼日利亚和利比亚等一些国家的小幅增产所抵消。 沙特周一发表声明称，可能会进一步延长减产协议。沙特能源部长Abdulaziz bin Salman承诺，让贸易商对未来的计划保持“悬念”。他将于周三在维也纳举行的欧佩克能源会议上发表讲话。 按照每两个月对石油市场进行一次评估的日程，欧佩克+监督委员会将于8月初召开会议。该组织的下一次正式会议定于11月底举行。

中央气象台预计，7月上旬华北东部和黄淮北部等地仍多高温天气。国家气候中心预测，今年盛夏（7-8月），我国华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地还将出现阶段性高温过程。中电联方面介绍，若出现长时间大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。 在消费旺季电力供应偏紧背景下，虚拟电厂迎来投资建设热潮，相关政策密集落地。券商人士指出，在新型电力系统加速建设的背景下，虚拟电厂作为协调分布式资源参与电力交易和需求响应的重要调节手段，受益于产业政策和电网需求不断加码，有望迎来行业快速发展。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 协鑫能科 旗下综合能源公司专业开展虚拟电厂业务，拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超1380万KVA。 深南电A 两家燃机发电厂均位于珠江三角洲的电力负荷中心区，是所在区域的主力调峰电源，公司下属南山热电厂已于2022年在深圳虚拟电厂管理中心的虚拟电厂管理云平台备案。

6月28日，水电水利规划设计总院正式发布《中国可再生能源发展报告2022》。2022年，中国可再生能源发展成绩斐然。全年新增可再生能源装机规模1.52亿千瓦，占国内新增发电装机的76.2%，是新增电力装机的主力。可再生能源装机在全部发电总装机占比上升到47.3%；年发电量2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。其中，风电、光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时，接近国内城乡居民生活用电量。可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。 2022年，我国光伏装机规模持续保持快速增长，新增装机规模再创新高，增幅达到59.3%。分布式光伏迅猛发展，在新增装机容量中占比达到58.5%。2022年，光伏发电量大幅提升，同比增长30.8%，发电利用率保持平稳。光伏制造业规模保持快速增长，产业链各环节产量持续稳居世界第一。组件价格拐点出现，价格下降趋势在年末显现。多晶硅能耗持续下降，光伏电池效率稳步上升。多元融合建设模式成为光热发电规模化发展的重要方向。 概要及全文如下： 01水电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国常规水电稳步发展。 白鹤滩水电站16台机组全部投产，以乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、坝为核心的世界最大“清洁能源走廊”全面建成。结合新形势，水电功能定位向电量供应和灵活调节并重转变，2022年在全国主要流域开展了水风光一体化规划研究工作，依托主要流域水电调节能力，新建一定规模的水电和抽水蓄能项目，对存量水电进行增容扩机，最大程度带动流域周边风光资源开发建设，实现水风光一体化开发建设，推动水风光协同开发取得新进展，建立长期稳定经济可靠电力保供新能力。 2022年，抽水蓄能建设明显加快。 随着吉林敦化、浙江长龙山、山东沂蒙、广东阳江、广东梅州、黑龙江荒沟等项目陆续投产，年度投产规模超过800万千瓦。年度新增核准48座抽水蓄能电站，超过“十三五”时期全部核准规模。工程建设成就显著，广东阳江抽水蓄能电站单机容量40万千瓦投产发电，为全国第一；黑龙江荒沟抽水蓄能电站位于牡丹江市海林市三道河子镇，是中国已建成纬度最高的抽水蓄能电站。已投运抽水蓄能电站促进电力系统安全稳定运行效益显著。以中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会的成立为标志，中国抽水蓄能全产业链协调发展机制基本建立。 报告系统总结了2022年我国常规水电和抽水蓄能的发展成就和最新的工作进展，分析所面临的发展形势，展现了水电行业研究热点，提出了发展展望与建议。 02风电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国风电装机规模平稳增长，发电量占全国电源总发电量的比重不断提升，年平均利用小时数和利用率保持较高水平。 其中，基地化发展成为陆上风电开发的主要模式，海上风电新增规模短期回落，分散式和高海拔风电逐步推动，老旧风电场实现小批量技改。风电机组大型化趋势加速，工程勘测设计水平稳步发展，海上风电施工与输电技术快速提升，建设质量安全水平整体向好，风电产业链竞争优势不断巩固增强。 我国风电行业逐步进入高质量、跃升式发展新阶段，在新的形势与背景下，报告对后续产业链协同创新、海上风电向深远海迈进、老旧风电场技改推广、乡村风电发展等方面提出了趋势展望及建议。 03太阳能发电行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，我国光伏装机规模持续保持快速增长，新增装机规模再创新高，增幅达到59.3%。分布式光伏迅猛发展，在新增装机容量中占比达到58.5%。2022年，光伏发电量大幅提升，同比增长30.8%，发电利用率保持平稳。光伏制造业规模保持快速增长，产业链各环节产量持续稳居世界第一。组件价格拐点出现，价格下降趋势在年末显现。多晶硅能耗持续下降，光伏电池效率稳步上升。多元融合建设模式成为光热发电规模化发展的重要方向。 2022年，光伏行业全面贯彻落实《“十四五”可再生能源发展规划》发展要求，积极应对各种风险与挑战，持续推进产业健康发展，实现新突破。报告分析了2023年太阳能发电的发展特点，提出了近期的发展趋势展望与建议。 04生物质能行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，生物质发电装机规模稳步增长，新增装机规模同比有所下降，生物质能非电利用领域发展规模相对较小；垃圾焚烧余热锅炉技术不断进步，生物质气化耦合燃煤发电技术持续探索示范；生物质能开发利用模式不断创新，固废处置一体化成垃圾焚烧发电发展新模式。 结合生物质能发展现状和存在的不足，报告对生物质能行业发展提出了趋势展望和政策建议。 05地热能行业方面 报告内容将主要包括： 2022年，各地积极布局地热资源勘查和开发利用工作，将地热资源勘查开发作为重点工作纳入相关发展规划，加大地热资源的勘探投入，大力推进地热规模化开发。地热投资建设方向多元化，深井换热供暖、江水源热泵供暖制冷、气田伴生地热水发电以及农村地热供暖等示范利用项目多点开花，示范效应初步形成。地热开发技术取得新的进展，深部热储改造、深井换热技术等领域的突破，进一步支撑地热高效开发，同时地热装备制造国产化水平也稳步提高。 2022年，国家和地方直面地热产业发展关键问题，规范地热开发管理流程，推动全国地热能项目信息化管理，出台支持政策，激发市场活力，促进地热产业向好发展。各地将地热开发和能源、矿产、建筑节能等规划融合，引领地热产业高质量发展。 在我国地热能规模化开发和高质量发展的新形势下，报告提出了地热能产业发展趋势展望和建议。 06氢能产业方面 报告内容将主要包括： 2022年，可再生能源制氢初具规模，绿氢工业领域替代应用已显成效。 同时，氢能“储、运、加”国产化进程稳步推进，氢燃料电池及氢能汽车规模较大幅度增长，氢能开展全产业链布局。在投资建设方面，碱性电解水制氢具备一定国际优势，氢燃料电池系统成本持续下降。带动电解水制氢装备技术水平不断提升，绿氢制取研究取得关键突破，氢能装备重大研发技术得到验证，氢燃料电池、氢能汽车研发应用创造多项纪录。氢能产业“1+N”政策体系初步形成，可再生能源制氢集聚、融合性发展，氢能综合利用拓展高质量发展新业态，氢燃料电池实现多元化场景应用，国际合作加速产业化进程等一系列发展特征。 报告在可再生能源制氢、氢储能中长期发展、探索氢能产业非财政补贴扶持政策、加快氢能产业数字化智能化转型的示范应用等方面提出了发展展望及建议。 07储能产业方面 报告内容将主要包括： 2022年底，我国新型储能装机突破10GW，新增规模超过了过去十年累计的装机量，产业规模不断壮大，正由商业化初期步入规模化、产业化发展新阶段，具备大规模商业化应用的良好基础。 其中，锂离子电池主导地位进一步提升，已经形成了较为完备的产业链，压缩空气储能、液流电池储能通过试点示范项目逐步实现规模化应用，飞轮储能单体输出功率达到兆瓦级，其他类型的新型储能技术不断取得进展。同时，新型储能系统集成技术快速发展，行业管理体系逐渐完善，电力市场机制不断完善等措施也推动了储能技术的应用。 我国新型储能进入规模化发展的新阶段，在新的形势与背景下，报告对加强省级区域新型储能整体规划、切实提升新型储能实际利用效率和强化电化学储能电站安全管理等方面提出了相关建议。

继重庆及河北多地上调居民用气价格后，南京、四川绵阳等地也即将迎来新一轮的居民用气价格上调。多地气价涨超10%，但国内某天然气头部上市公司高管对财联社记者表示：“现在LNG的价格还在底部。” 上述高管进一步透露，近期国内LNG市场走势的确受到国际天然气价格上涨影响，一些贸易商又开始囤货。但长远来看，随着夏季高温天气来临与下游需求增加，叠加目前欧洲供应端出现的问题，我们认为目前的天然气价格还是一个低点。 多地气价涨超10％ 近期，全国多地公布了新一轮的天然气价格改革方案。 经财联社记者梳理，受基准价影响，目前河北地区的气价上涨单价最高，并且已经实现落地。石家庄、唐山、秦皇岛与廊坊城区居民用气第一阶梯每立方米的价格分别上涨0.37元、0.37元、0.40元与0.43元。 四川绵阳居民用气第一档的价格则从目前的1.98元/立方米调整到2.18元/立方米，上调了0.20元。江苏南京居民用气各档销售价格则每立方米分别上调0.30元、0.36元与0.42元。 虽各地上涨金额不同，但上涨幅度均在前期价格的10％左右浮动。 据南京发改委测算，南京全市87%的居民家庭年用气量在第一档内，每户平均每年增加支出约41元，平均每月增加支出约3.42元。 而该机制允许有关部门在遇到上游天然气门站价格调整累计变动幅度达到或超过5%时，在阶梯气量、阶梯价差保持不变的基础上，报市政府同意后，同向调整居民用气销售价格。 “LNG的价格还在底部” 未来国内LNG的价格会有怎样的走势？ 谈及天然气价格的预测，中石油在今年3月末召开的2022年业绩会上表示，预测2023年下半年受供需格局和天气等因素的影响，国际天然气价格将有所提升。2024年，全球天然气贸易格局将基本完成重塑，市场需求持续复苏，市场基本面相对平衡，预计国际气价延续下滑趋势，总体将低于2023年水平。 国际能源署（IEA）也在2月份发布的报告中表示，预计今年中国天然气消费量将同比增长7%左右，主要是工业部门消费量提升带动的。根据IEA的数据，2023年，约有130亿立方米的新签LNG长协合同将开始交付，这将使得中国的长协合同量达到1100亿立方米/年。 此外，IEA还在报告中提及2023年全球LNG市场最大的不确定性就是来自中国对LNG进口的需求，这也将影响欧洲地区LNG的进口量。2022年，中国LNG进口量同比下降了21%（约合220亿立方米），而欧洲LNG进口量则同比增加了63%（约合650亿立方米）。但是2022年中国对LNG进口需求的明显下滑是由于LNG现货价格高企、中国经济增速放缓造成的，而这些因素不太可能在2023年重复出现。

根据周一发布的《世界能源统计评论》（Statistical Review of World Energy）报告，去年可再生能源创纪录的增长并没有改变化石燃料的主导地位，化石燃料仍占能源供应的82%。 这份年度报告是石油行业的基准报告，由能源研究所（Energy Institute,EI）与咨询公司毕马威（KPMG）和科尔尼（Kearny）今年2月从英国石油公司手中接管后首次发布。英国石油自上世纪50年代以来一直负责撰写该报告。 去年，在俄乌冲突爆发之后，能源市场出现了动荡，推动欧洲和亚洲的天然气和煤炭价格升至历史新高。 报告称， 尽管去年可再生能源装机容量出现了有史以来最大增幅，达266吉瓦，其中太阳能增长超过风电，但石油、天然气和煤炭产品在满足大部分能源需求方面的领先地位得到巩固 。 根据报告，去年全球一次能源需求增长约1%，较前一年5.5%的增幅有所放缓，但仍比2019年新冠疫情前的水平高出3%左右。一次能源是指直接取自自然界没有经过加工转换的各种能量和资源。 去年全球发电量增长2.3%，增速较上年有所放缓。风能和太阳能在发电量中所占的份额达到创纪录的12%，再次超过核电，满足了净电力需求增长的84%。 煤炭在发电中的份额仍占主导地位，约为35.4%。 温室气体排放总量再次增加 报告显示， 去年全球能源相关排放量（包括工业过程和燃烧）增长0.8%，达到393亿吨二氧化碳当量的新高。 “尽管风能和太阳能进一步强劲增长，但全球与能源相关的温室气体排放总量再次增加，”能源研究所（Energy Institute）所长Juliet Davenport表示。“我们仍在朝着与《巴黎协定》要求相反的方向前进。” 科学家表示，到2030年，全球需要在2019年的基础上减少约43%的温室气体排放，才有希望实现《巴黎协定》的目标，即将全球气温较工业化前水平升幅控制在2摄氏度以内。 报告其它亮点: 报告还显示，去年石油消费量增加了290万桶/天，达到9730万桶/天，与前一年相比增长放缓。 在创纪录的天然气价格背景下，去年全球天然气需求下降了3%，但仍占一次能源消费的24%，略低于前一年。 去年，全球煤炭消费量增长0.6%，为2014年以来的最高水平，主要受印度等国需求推动，而北美和欧洲的消费量下降。去年，中国新增太阳能和风能最多。