方法学发布核心信息 - 生态环境部与国家能源局联合发布三项温室气体自愿减排项目方法学，旨在规范项目设计、实施和减排量核算工作 [2] - 三项新方法学分别针对海上油田伴生气回收利用、陆上气田试气放喷气回收利用和陆上油田低气量伴生气回收利用领域 [2] - 方法学发布旨在实施积极应对气候变化国家战略，鼓励更广泛的行业和企业参与自愿减排行动 [2] 项目参与与监管要求 - 地方生态环境及能源主管部门被要求鼓励支持符合条件的油气回收利用项目参与全国温室气体自愿减排交易市场以获得收益 [3] - 项目业主需承诺项目唯一性及所提供材料的真实性、完整性和有效性，并将项目监测数据与全国碳市场管理平台联网 [3] - 省级及设区的市级生态环境主管部门需对已登记项目进行监督检查，受理公众举报并查处违法违规行为 [3] 信息公开与透明度 - 项目监测数据需及时与省、市级生态环境主管部门共享，并通过官方网站向社会公开，接受公众和媒体监督 [3] - 通知自印发之日起施行，相关联系信息涉及应对气候变化司、国家应对气候变化战略研究和国际合作中心及信息中心 [4][5]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合印发《陆上气田试气放喷气回收利用》温室气体自愿减排项目方法学 旨在推动天然气开采行业绿色低碳转型 通过回收利用试气放喷气替代新开采天然气 实现甲烷回收利用和二氧化碳减排 [5][7][16] 制定背景 - 陆上天然气勘探开发试气放喷期需进行产能测试 试气放喷气回收利用项目将原本点火燃烧气体处理成管输天然气等产品 具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率等多重效益 [7] 编写原则 - 科学性原则要求减排量计算科学合理且项目具备额外性 [8] - 可操作性原则要求简化监测参数保障数据可监测、可追溯、可核实 [8] - 保守性原则要求采用保守方式估计确保减排量不被过高计算 [8] - 可持续发展原则要求项目不对生态环境和社会经济造成负面影响 [9] 适用条件 - 适用于陆上常规天然气井、页岩气井和致密气井试气放喷阶段 将气体回收处理成管输天然气等产品 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网 减排量产生于数据联网之后 [13] - 单口常规天然气井回收时间不超过7天 致密气井和页岩气井不超过21天 [13] 项目计入期与基准线情景 - 项目计入期最长不超过10年 [14] - 基准线情景为陆上气田试气放喷气在井场放喷池直接燃烧 [14] 额外性论证 - 因试气放喷气点多面广、气量和压力变化大且携带砂酸等杂质 导致项目实施成本和设备运维成本高 存在投资风险障碍 符合条件项目具备额外性 [15] 项目减排量核算方法 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气 避免燃烧新开采天然气产生的排放 [16] - 关键参数采用回收产品产量回溯计算 并通过测量处理系统流量、组分与产品产量交叉核对进行保守取值 [19][20] - 常规天然气井回收超7天、致密气和页岩气井超21天的时间段减排量应予扣减 [21] 数据管理要求 - 需建立内部数据质量保障管理制度 指定专职人员负责数据监测记录和交叉核对 [24] - 计量装置需在检定有效期内且每年校准 未校准数据需保守处理 [24] - 项目数据在最后一期减排量登记后至少保存10年 监测数据需每分钟上传 [24][25] 审定与核查要点 - 审定核查机构需通过全国碳市场管理平台查看项目监测数据 交叉核对减排量核算结果并保守取值 [25][26] 公众监督渠道 - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官网公开 项目业主需接受公众和媒体监督 [27]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合发布《温室气体自愿减排项目方法学 海上油田伴生气回收利用（CCER-10-002-V01）》，旨在推动海上油田伴生气回收利用，通过减少甲烷排放、提高能源效率促进海上油田行业绿色低碳转型 [4][6] 制定背景 - 海上油田伴生气是石油开采过程中产生的共生气体，主要成分为甲烷等烃类，回收利用可避免火炬燃烧排放，兼具甲烷回收、二氧化碳减排、提升能源效率及增加清洁能源供应的多重效益 [6] 方法学原则 - 方法学遵循科学性、可操作性、保守性原则，要求减排机理科学、监测参数精简且数据可追溯，并采用保守估算确保减排量不被高估 [8][9] - 项目需符合可持续发展理念，避免对生态环境和社会经济造成负面影响 [10] 适用条件 - 方法学适用于海上油田伴生气回收项目，需满足伴生气来源为海上油田、产品为管输天然气/LNG/CNG/LPG等条件，且项目投产前与陆地无海底输气管道 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网，并符合国家法律法规及行业政策要求 [12][14] 项目计入期与基准线 - 项目计入期最长不超过10年 [16] - 基准线为海上油田伴生气在生产系统中直接燃烧的排放场景 [17] 额外性论证 - 因海上项目具离岸距离远、气源分散、建设运维成本高等投资风险，符合适用条件的项目可免予额外性论证 [20][21] 减排量核算 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气所避免的排放，包括伴生气直接燃烧及船舶运输产生的排放 [23][24] - 关键参数（伴生气燃烧排放量）采用保守原则，按回收产品产量回溯计算，并通过流量、组分与产量交叉核对 [25] 数据管理要求 - 项目业主需建立数据质量保障制度，指定专人负责监测与交叉核对，计量装置需定期校准，数据保存期至少10年 [28][29][31] - 监测数据需每小时上传至平台，未校准期间的数据需保守处理 [33][34] 审定与核查 - 审定机构需按方法学要点核查项目边界、监测计划等，并通过全国碳市场平台交叉核对数据并保守取值 [38][39] 公众监督 - 项目监测数据将通过省、市级生态环境部门官网公开，接受公众及媒体监督 [40]

政策核心观点 - 新版《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》旨在规范行业基础设施的规划建设与运营管理活动，为保障国家油气安全、推动行业绿色低碳转型和可持续发展提供制度保障 [3] - 政策出台背景是油气体制改革加快推进，特别是国家石油天然气管网集团成立后，市场格局重塑，对行业发展提出更高要求 [4] - 该办法是行业高质量发展的重要里程碑，将有效提升行业发展的韧性 [9] 政策适用范围与定义 - 政策管理范围由天然气基础设施扩大为石油天然气基础设施，增加了提供公共服务的原油和成品油管道等设施 [5] - 政策详细定义了国家石油天然气干线管网和省级管网的含义，并建立了干线管网范围的动态调整机制 [5] - 明确新建的跨境、跨省管道和新增的跨境、跨省管道联通项目，应纳入全国规划布局后组织实施，地方不得自行分段规划及审批 [5] 基础设施接入与运营规范 - 提出油气设施与国家干线管网应接尽接的原则，要求各类基础设施运营企业支持符合规划及安全条件的设施接入和使用 [6] - 明确承担油气干线管道建设运营主体责任的企业及其附属企业不得参与勘探开发、进出口生产销售等竞争性业务，反之亦然 [6] - 要求各省人民政府推进所辖行政区域管网管输和销售分开，管输业务实行财务独立核算，条件成熟时实现产权独立 [7] 储备要求与运营机制 - 明确了“3个5%+1个5天”的天然气储备要求：供气企业、干线管道建设主体责任企业、城镇燃气企业的储气能力要求分别是其年供气量、国内主要供气企业合计年供气量、年用气量的5%，县级以上地方人民政府的储气能力要求是本行政区域的5天日均消费量 [7][8] - 完成储气能力的方式包括自建、合建、租赁储气设施或购买储气服务 [7] - 应急状态时天然气储备应服从政府应急保障安排，未经同意不得动用受政府委托管理的应急调节能力 [8] 监督管理与法律责任 - 政策单列监督管理章节，强调省级及以上人民政府能源主管部门需加强监督检查，并突出合同在运营中的重要地位 [8] - 通过具体条款明确了各种违法行为应承担的法律责任，并给出了具体的量化处罚标准 [8]

电力行业规模与预测 - 中国电力企业联合会预测今年全社会用电量有望达10.4万亿千瓦时 [5] - 2024年中国全年发电量已突破10万亿千瓦时，是全球能源领域第二个震撼性"10万亿" [5] - 中国已成为世界电力生产第一大国，建成全球最大电力系统及充电网络，水电、风电、光伏、生物质发电装机和在建核电规模均稳居世界第一 [6] - 今年7月、8月，中国全社会用电量连续两个月突破1万亿千瓦时，1万亿千瓦时相当于日本全年或德国加法国全年的用电量 [6] 电力工业发展历程 - 新中国确立电力工业为国民经济"先行官"的地位，提出"消灭事故，安全供电"的号召 [7] - 至1978年，30万千瓦以下汽轮发电机组和水轮发电机均实现国产，初步建成独立完整的电力工业体系 [8] - 改革开放后电力系统面临史无前例需求挑战，各省市频繁拉闸限电，例如1986年北京全年拉闸11万条次，平均每天300多条次；1992年全市有278天拉闸限电 [9] 技术挑战与自主创新 - 为应对用电需求，中国曾需进口高参数、大容量机组和设备，1985年首个500千伏直流工程葛上直流建设时连草皮、螺帽、钉子、水龙头都需全套进口 [13] - 中国70%以上电力消费集中在东中部，但能源富集地在西部，需建设大规模、长距离输电网络，设备需耐受从5000米高海拔低温到40度高温海岸烟雾侵蚀的极端条件 [14] - 21世纪初中国启动特高压输电技术攻坚，用几年时间建成四通八达新电网，成为全球唯一大规模应用超高压电网的国家，此后大规模供电危机和断电事故成为历史 [19] 社会公平与体制优势 - 国家发起"户户通电"工程，确保电力覆盖，例如2015年青海省最后9614户、3.98万无电人口全部用上电，实现"无电地区人口全部用上电"目标 [20] - 通过集资办电、厂网分离、"放开两头管住中间"等市场化改革，在用电需求大幅增加的同时，居民基本生活电价长期保持相对稳定 [20] - 与一些纯市场导向的西方国家电力系统高度碎片化、陈旧不堪、极端天气下易瘫痪相比，中国实现了"无电人口"清零和"规模停电"消失 [21] 未来展望与战略意义 - 电力是AI、制造业、新能源话语权争夺的关键，中国凭借独特体制优势和强大实干能力，已构建别人无法复制的底层基础设施 [24] - 以人工智能为代表的新一轮科技革命对电力需求将达到新高度，已抢占先手的中国将赢得更加光明的未来 [24]

全社会用电量月度数据 - 10月份全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4% [2] - 第一产业用电量120亿千瓦时，同比增长13.2% [2] - 第二产业用电量5688亿千瓦时，同比增长6.2%，其中工业用电量同比增长6.4% [2] - 第三产业用电量1609亿千瓦时，同比增长17.1%，其中充换电服务业及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长较快 [2] - 城乡居民生活用电量1155亿千瓦时，同比增长23.9% [2] 全社会用电量累计数据 - 1-10月份全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1% [2] - 1-10月份规模以上工业发电量为80625亿千瓦时 [2] - 第一产业累计用电量1262亿千瓦时，同比增长10.5% [2] - 第二产业累计用电量54781亿千瓦时，同比增长3.7%，其中工业用电量同比增长3.9% [2] - 第三产业累计用电量16671亿千瓦时，同比增长8.4%，其中充换电服务业及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长较快 [2] - 城乡居民生活累计用电量13532亿千瓦时，同比增长6.9% [2]

政策背景与目标 - 国家发展改革委发布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，旨在规范行业管理、提高服务质量和效率，推动油气基础设施规范化发展进入新阶段[3] - 政策立足保障国家能源安全，以深化油气体制改革、完善市场体系、加强行业管理为目标导向，构建全链条管理体系[4] - 政策短期将指导基础设施补短板、锻长板工作，中长期将持续优化营商环境，吸引社会资本，激发市场主体活力，形成上游资源多渠道供应、中间管网高效集输、下游销售充分竞争的市场体系[9] 规划引导与约束 - 政策设专章对油气基础设施规划的编制、实施、评估和调整进行全周期规范，突出严肃性和权威性[5] - 实施分级规划，国务院能源主管部门负责全国规划，省级能源主管部门负责本区域规划并确保与国家规划衔接[5] - 明确各级地方政府不得对跨境、跨省管道进行分段规划和审批，保障国家干线管网的完整性和统一性[5] 投资建设机制 - 政策明确国家干线管道企业主体建设责任，加快基础设施建设，允许社会资本按市场化原则参股管道项目[5] - 鼓励社会资本参与油气储备库、LNG接收站等投资建设，完善产业、金融、政府采购等支持政策[5] - 要求管网设施运营企业制定公平、透明的接入细则，推动符合条件和规划的设施"应接尽接"[5] 运营服务提升 - 政策在项目运行层面分类施策，在网络运行层面推进构建"全国一张网"[6] - 对于提供公共服务的设施，要求企业完善公平开放规则，公开服务信息，无歧视地向符合条件的用户开放[6] - 明确供需双方须签订并严格执行服务合同，规范市场行为，坚守国家干线管网独立运营、运销分离的改革红线[6] 储气调峰能力建设 - 政策要求按照"统筹规划、因地制宜、集约布局、多元互补"原则加快天然气储备设施建设[7] - 明确供气企业、国家管网集团、城镇燃气企业三个5%，以及地方政府5天应急的储气能力要求[7] - 采用"平时市场化运营、应急时政府调控"模式，发挥市场在资源配置中的决定性作用，确保关键时刻的民生保障[7] 监督管理强化 - 政策明确国家和省级能源主管部门的分级监管职责，特别是对跨境、跨省管道的协调权限，避免分段监管、标准不一[8] - 加强油气管道保护、信息管理和信用体系建设，对关键概念如"省级管网"等作出明确界定[8] - 通过全链条、精准化监管，为行业健康发展营造法治化、规范化的市场环境[8] 绿色低碳与数智化发展 - 政策将"推动绿色低碳和可持续发展"确立为基本原则，要求在项目全周期严格落实生态环保措施[8] - 执行环保工程"同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用"的"四同时"制度，减少生态破坏、环境污染及温室气体排放[8] - 支持应用人工智能等先进信息技术，推动基础设施的数字化、智能化转型，为未来新能源、新业态的融合发展预留空间[8]

项目概况 - 谷山梁储能电站项目规模为3吉瓦/12.8吉瓦时，占地面积约1100亩，总投资112亿元 [4] - 项目按极端高峰时每户10千瓦功率计算，可同时为30万户家庭供电 [4] - 项目部分电站建设进展最快，预计今年底投运 [4] 项目选址与功能 - 选址库布其沙漠因其风光资源富集，分布着许多大型风电、光伏等新能源发电基地 [5] - 储能电站功能包括对新能源电力进行削峰填谷，以及在用电和发电不平衡时进行精准调频，保障供电稳定性 [5] - 选址靠近新能源基地和电网枢纽可减少电力输送成本和损耗，并需综合考虑地质条件、环境影响评价等因素 [5] 电力输出与区域影响 - 项目建成后每年预计可向电网输送36亿千瓦时的清洁能源电力 [5] - 电力将接入谷山梁500千伏变电站，优先保障鄂尔多斯及内蒙古西部用电，并外送至华北等地区 [5] - 达拉特旗年均总发电量预计能达到400亿千瓦时 [5] 行业发展与政策驱动 - 鄂尔多斯市已建成储能电站项目23个、在建12个、拟建17个，显示行业快速发展 [6] - 库布其沙漠另一项目，杭锦旗谷山梁明阳智能100兆瓦/400兆瓦时电网侧储能电站示范项目预计在今年11月末投用 [6] - 政策引导明确，内蒙古自治区设定2025年度独立新型储能电站放电补偿标准为每千瓦时0.35元，补偿期限10年，电网峰谷电价价差形成利润空间吸引企业 [7]

新型能源基础设施体系转型 - 传统能源基础设施基于化石能源，特征为集中生产和单向输送 [2] - 能源基础设施在系统形态和运行方式上正发生快速变化 [2] - 一批具有绿色、智能、融合新特征的能源基础设施加速涌现，共同构成新型能源基础设施体系 [2] “十四五”时期建设成效 - 传输侧：特高压、柔性直流等技术提升“西电东送”绿色化和灵活性，清洁电量在跨省区输送电量中占比约60% [2] - 传输侧：探索建设绿色氢氨醇等新介质输送网络，内蒙古乌兰察布至京津冀绿氢管道示范工程加快推进 [2] - 存储侧：抽水蓄能多元协调发展，新型储能装机规模超1亿千瓦，占全球比重超40% [2] - 用户侧：建成全球最大规模充电基础设施体系，车网互动规模化应用深入推进 [2] - 用户侧：集成电、气、热、氢等多种能源的综合能源站快速发展，绿电直连等新模式加速涌现 [2] “十五五”时期发展方向 - 加力建设新型能源基础设施，优化能源骨干通道布局 [2] - 目标到“十五五”末初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系 [2] 绿色发展路径 - 坚持风光水核多能并举，提高非化石能源供给能力 [3] - 推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源 [3] - 科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [3] - 加快建设适配高比例新能源的新型电力系统 [3] 智能发展路径 - 拓展形成一批“人工智能+能源”典型应用场景，加快建设智能电网和智能化调度体系 [3] - 加快煤矿、电厂、油气田等传统能源基础设施数智化转型 [3] - 大力发展分布式能源、虚拟电厂、车网互动等新模式新业态 [3] 融合发展路径 - 统筹“西电西用”与“西电东送”，引导产业向清洁能源富集区域合理布局 [3] - 加强新能源与传统能源一体开发、融合发展，推动电力、热力、氢能系统等多能互补 [3] - 推动能源与工业、建筑、交通系统融合发展，建设一批零碳工厂和园区 [3]

中国绿色氢氨一体化产业突破 - 吉林松原建成全球最大绿色氢氨醇一体化项目，是全球规模最大的“绿色石油”生产基地[6] - 项目包含5万千瓦光伏和59万千瓦风电，通过电解水制氢并合成绿氨，预计2024年底前投产[8][6] - 项目采用全球最大规模储氢设备，包括15台水容积2000标方的氢储罐，作为绿氢“缓冲池”[12] - 项目首次采用柔性合成氨技术，实现生产负荷在30%到110%范围内灵活快速调节[12] - 项目制氢车间配备64台电解槽，单台每小时产氢量达1050方，规模为全球最大[14] 技术创新与成本优势 - 项目通过“赛马”机制让国内头部制氢设备企业同台竞技，促进技术快速迭代[12][18] - 优化碱性电解槽流场流道，大幅提升响应速度，更适用于风电光伏直连[16] - 示范项目带动下，2024年制氢系统成本较2023年降低10%以上，预计未来成本将继续下降[21] - 利用柔性合成氨技术和储氢设备，解决新能源波动性与绿氨生产连续性的匹配难题[8][12] 市场应用与产业前景 - 项目产出首批绿氨将作为燃料应用于国际航运领域[6] - 全球首单绿色船用氨燃料加注作业已在辽宁大连完成，首次实现绿氨替代传统化石能源[23] - 目前全球传统氨产量超2亿吨，中国占三分之一，预计到2035年绿氨需求有望突破1亿吨[25] - 中国风光总装机突破17亿千瓦，已超越火电成为第一大电源，每年新增新能源容量超2亿千瓦[28] - 到2035年国内风电光伏装机有望达36亿千瓦，绿电超大规模市场正在扩容[4] 产业政策与创新环境 - 国家规划在风光开发潜力大、生物质和水资源丰富地区布局可再生能源制氢氨醇综合产业基地[26] - 国务院提出充分发挥超大规模市场和丰富应用场景优势，推动新场景大规模应用[36] - 超大规模市场可让创新成果快速规模化应用，大幅摊销固定成本，为企业提供充分试错空间[30][32] - 发挥金融服务实体经济效能，引导资本精准流向科技创新前沿领域，进一步激活创新潜能[34]