审视初装费 理清管道燃气定价机制

最近一段时间，社会上对管道燃气初装费展开了很多讨论。为此，我们采取问卷调查的方式开展了专题调研，就用户用气方式和费用、对管道燃气及其市场前景的判断、对初装费标准的意见、对初装费历史和作用的评价以及管网成本补偿方式的意见等方面的问题进行了深入调研。此次调研共收集问卷469份，有效问卷461份，有效率达98％。以调研数据为基础，我们形成了这篇研究报告，探讨了初装费政策的演变及历史作用、群众对初装费的看法、初装费收取存在的问题，最后就如何规范燃气管道收费提出了政策建议。     

电脑信息化管理在燃气行业中的应用

深圳市燃气集团现有十三个不同规模的区域气化站和近千多公里的燃气管线，具有75万户供气能力，现为深圳市42余万户管道用户提供安全可靠的管道石油气供气服务。近几年来深圳市管道气事业发展较迅猛，用户正以6万户／年的速度向前发展，如何保证城市燃气供应系统安全稳定地供气，为广大深圳市民提供优质服务，作为深圳市管道燃气唯一经营单位——深圳市燃气集团，为了进一步搞好安全供气工作，加强燃气供应系统规范化管理，提高优质服务水平，集团公司于一九九八年十月成功地开发了一套具有现代化水平的电话调度管理系统，将电脑信息化管理贯穿于用户服务、燃气供应、事故抢修和生产调度的全过程之中。     

用于燃气调峰和轻烃回收的管道天然气液化流程

管道天然气的长途输送一般都采用高压管输的方式，高压天然气经各地的调压站降压后才能供应给普通用户使用，调压过程中会有大量的压力能损失。为解决城市燃气用户特有的用气不均匀性问题，介绍了一种利用高压天然气调压过程的压力能膨胀制冷的管道天然气液化流程。应用该流程可以将管道里的一部分天然气液化制成LNG并储存起来，在用气高峰时将储存的LNG再汽化以增加供气量，满足下游用户的需求。这样能够增强燃气企业的“调峰”能力，有利于天然气管网的平稳运行。同时，利用该流程还可以回收天然气中的轻烃资源，为石化工业提供优质的化工原料。     

LNG罐式集装箱调峰和储气能力建设可行性研究——以辽宁省为例

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。尽快形成与国内消费需求相适应的储气能力,并形成完善的调峰和应急机制,是保障天然气稳定供应、提高天然气在一次能源消费中的比重、推进国内能源生产和消费革命、构建清洁低碳和安全高效能源体系的必然要求。通过对辽宁省内燃气管网的管道长度、储气能力和燃气经营企业的实地勘测与调研,采集了辽宁省内14个城市的燃气使用量数据,并结合"十二五"期间辽宁省天然气使用情况与天然气调峰储气设施进行对比,结果表明,辽宁省各市天然气从生产侧、供应侧及需求侧通过长输管线、燃气场站、各压力等级管线等联络构成了较为完整的天然气产业链,建设LNG罐式集装箱储气设施从技术性、安全性、先进性均是可行的。提出辽宁省内采用LNG罐式集装箱建设储气能力的可实施建设初步方案及未来展望。     

油气管道建设中的新技术和新设备

目前管道是从油气产区到用户运输油气和油品最有效的方法之一，并在国民经济中起着重要作用，全俄管道干线建设研究所开发了一些新技术和新设备，有助于降低油气建设项目及其经营的费用。     

吉安LNG卫星站介绍

江西省吉安市管道气起步于煤制气，2004年吉安市天然气公司投资1700万元（含土地费）建设LNG卫星站，迎来了天然气时代。卫星站设计能力为12万m^3／天，建有6个100m^3的储罐，4个2000m^3／小时的气化器。目前已经修建管道100多公里，开户超过3万。高峰期用气量2．3万m^3／日，平时1．2～1．4万m^3／日；年用气量500万一左右。用户每年以20～30％的速度增长。     

渤海天然气输送到山东威海

2007年2月5日上午，威海天然气长输管道全线贯通。从此，清洁高效的渤海天然气将通过该管道由烟台输送到威海的千家万户。该工程由威海港华燃气公司投资7350万元兴建，西起烟台市牟平区武宁镇，东至威海市羊亭镇末站，与威海市绕城天然气次高压管网对接，全长51公里，输气能力达3亿立方米／年。该工程主要利用烟台龙口上岸的渤海天然气，在牟平与烟台市输气主管道对接。在此之前，威海港华燃气公司拥有天然气管网400多公里，天然气居民用户7万户，商业用户230户，工业用户5户，年用气量约在1200万立方米。随着用户的迅速增加，2004年建设的液化天然气站已满足不了正常用气的需要，且液化天然气是通过车载的方式运至威海的，冬季经常受天气和天然气加工厂加工能力的困扰。天然气长输管线的建成运行，使威海市天然气供应和保障能力大大提高。     

全球环境下的中国天然气供应安全

随着国内天然气需求量的不断扩大,进口管道气和LNG的规模将不断增大,国内天然气市场对外依存度也将逐步增加,由供气中断带来的供应安全风险逐步显现,天然气的安全、稳定供应面临极大的挑战。以亚太地区天然气供需现状和趋势预测为基础,重点分析预测了中国天然气供应安全现状和面临的形势,提出了天然气供应安全管理框架和保障措施建议,即必须通过政府、供气企业、用户三个责任主体构建完善的天然气供应安全保障系统应对挑战：①政府层面应加强能源政治与外交,完善天然气供应安全相关法律法规,制定合理的天然气价格机制;②供气企业则需要加强国内资源的勘探开发,稳步引进海外资源作为补充,并加快管道、储气库等基础设施的建设;③工业、城市燃气等用户则应配合解决天然气调峰问题,可自行建设储气调峰设施,在冬春季用气高峰期间或其他供气紧急状况时,确保平稳用气和输气管网的安全。     

我国城市输配气运营投资机会研究

按照国家天然气发展规划，在产业政策方面，计划在2005年将天然气发展到140个城市，2010年增加到270个城市，21世纪中叶全国65%的城市将通上天然气。同时，城市燃气市场进入方式已有了根本改变，即实行特许经营制，这将会加快民营资本与外资的进入步伐；需求方面，由于天然气已逐渐成为民用能源市场上较便宜的品种，长输管道已连接了气源与东部能源消费旺盛的城市，且由于城市化进程的不断加快、城市居民收入水平的提高和生活方式的改变等都会促进天然气的消费。巨大的城市供气管网建设投资是城市燃气发展的瓶颈，但目前较高的接驳费收入以及相应的政府扶持政策基本上缓解了这一矛盾。在国家大力推进城市能源向天然气过渡的过程中，只要城市输配气运营企业能处理好可能发生的一些风险因素，就能获得可观的收益。     

加强技术中心建设提升自主创新能力

中国石油天然气管道局（简称管道局）隶属于中国石油天然气集团公司，始建于1973年，是从事长输管道及其辅助设施、大中型储罐、电力、通信等工程勘察、设计、咨询、采办、施工及管理的跨国经营，具有化工石油工程总承包特级资质的管道工程建设专业化公司。也是国内唯一的集长输管道的勘察、设计、科研、施工、油（气）储运等于一体的专业化集团公司。     

热油循环方法回收利用燃气透平机烟气余热——海上气田燃气透平机烟气余热的回收利用

由于受海洋特殊地理环境、生产设施及投资成本等因素的制约,目前海上油气生产对燃气透平机烟气余热的回收利用还是一个空白。为此,针对海上平台淡水资源缺乏、平台空间有限的特点,结合中海石油有限公司湛江分公司崖城气田的工艺流程,在优选燃气透平烟气余热回收利用方案的基础上,提出了热油循环方法回收利用燃气透平机烟气余热的设计方案：拆除三甘醇再沸器的直燃式加热火管及其燃料气控制系统,在三甘醇再沸器里面安装热油盘管,在燃气透平机烟囱内部安装一个烟气/热油换热器,用于回收燃气透平机的烟气余热,将热油加热到245～300 ℃之间,建立一套热油循环系统,持续地将已加热的热油输送到热油盘管,加热三甘醇再沸器里的富液三甘醇。可行性及经济性分析表明：该方案需要改造和增加的设备少、体积小,平台空间占用少,改造工作量少,工程实施的技术难度不大,生产操作可靠性高,可行性强,初期投入资金（305.5万元）、生产操作及维修保养成本较低（35.1万元/a）;每年可实现的节能减排量为1 955.023 t标准煤、可节约燃料气161×10⁴ m³,折合节约费用322万元,经济效益可观,节能减排效果明显,应用前景广阔。     

LNG点供行业现状及前景展望

受低油价的影响并得益于国家强力推进"煤改气"工程,综合经济性明显的LNG点供项目逐渐成为投资、建设的热点。但由于目前LNG点供项目存在着设计规范和行业标准缺失、违规建设及手续不全等诸多问题,特别是对城市燃气企业特许经营权造成了巨大的冲击,致使地方政府和管道燃气企业对其抱有抵触心态。为此,通过多方走访调研,总结了LNG点供项目商务模式、建设模式、运营模式、投资模式、合同模式、计量模式等方面较为成功的经验,分析了LNG点供项目发展的政策环境,梳理了其发展的制约因素。最后,结合我国油气改革的形势,展望了LNG点供行业的发展前景:(1)LNG气化站设计、建设方面规范缺失的局面有望在近期内得到极大的改善;(2)在目前低油价水平下,LNG点供项目很可能会在更大的范围内普及;(3)从长远来看,管道气仍应是主要的供气方式,LNG点供可作为前者的补充,将目标市场锁定在管道不发达的城镇、农村,以气化居民、工商业用户为主。     

天然气价格监管问题的研究

一、在我国天然气发展的现阶段，天然气生产和供应存在很强的垄断性 1．天然气运输和配气环节具有自然垄断特征 一般情况下，天然气采取专门的管道运输方式。在运距非常遥远的情况下，或出于经济的原因，在建设管道耗费太大的地方，采用轮船和火车运输LNG（液化天然气）作为补充。但一是天然气液化和气化成本也不低（广东省进口LNG的气化成本为0．16元／m^3），二是LNG气化以后还得进入当地的管网才能实现消费。     

大丰市CNG站优化操作技术分析

大丰市地处江苏省东部，总人口74万，是我国经济发展百强县和首批生态建设示范市。由于缺乏资源，整个城市的生活和商业用燃气绝大部分以外购的液化石油气为主。为使大丰市用上更清洁的天然气并降低用户费用，大丰市从距该市55 km的射阳气田盐城门站，通过高压瓶组将压缩天然气（CNG）运到大丰市建设的CNG加压储存站，减压后进入原有的液化石油气（LPG）管网向用户供气。为此，介绍了大丰市CNG减压储存站设计和投用情况，并对投用过程存在的问题进行了分析。该站投运后，用户使用天然气比原使用LPG其燃料费用降低了1/3，并取得了比使用LPG更好的环保效益。     

与经济增长密切相关的印度炼油工业前景

印度人口和消费需求增长潜力不足以营造一个迅速发展的石油产品市场，未来炼厂投资的成功在很大程度上取决于政府能否保证其政策使经济增长快于人口增长，印度的经营环境特点表现为劳务费用低，有良好的生产基地，但也存在消极的一面，如冗长的项目审批过程，较高的关税和消费税。政府已认识到必须为投资者提供一个能产生丰厚收益的环境，但尚未出台新的价格管理机制，使投资和银行界难以作出可靠的经济预测。     

我国天然气工业将全领域对外开放

中国石油天然气集团公司经济技术研究中心副主任刘克雨日前表示,根据目前天然气发展战略与政策,我国政府鼓励外商参与从事天然气勘探开发、基础设施、天然气发电站、大中城市燃气等项目的建设与经营,对外开放的领域几乎涵盖了整个天然气产业链。在天然气勘探开发领域,目前我国天然气已经形成的气区主要集中在海上和西部地区。资源探明储量低、发现潜力大,同时勘探开发难度大、技术水平要求高。加快天然气勘探开发不仅需要加大资金,也需要加快引进国外先进的勘探开发技术和先进的管理经验。在天然气管线、液化天然气等基础设施建设方面,有关…     

沙市钢管：中国能源大动脉上书写豪情

如果到川气东送管道工程施工现场，你会看到这样的镜头：一根根长约12米、重约5吨的大口径钢管由焊工精心焊接后，再由施工人员稳稳地嵌入地底。 镜头中的画面看似很平常，意义却非凡：这些X70钢级大口径厚管壁直缝钢管以及弯管，不仅打破了大口径厚壁直缝钢管和弯管依赖进口的被动格局，产品性能达到甚至超过了美国石油学会API标准，而且川气东送工程管道的国产化将为国家节省资金约8亿元。     

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天然气行业基础薄弱，监管政策不健全，存在如下问题：①能源行业之间缺乏合理布局、相互协调和统筹监管；②垄断造成成本高、价格不合理；③国有燃气企业经营理念陈旧、包袱重、效率低、服务质量差；④市场准入和退出机制不健全，短期行为造成下游市场混乱；⑤天然气资源布局造成其成本相对偏高；⑥政府监管不到位，职能分散，效率低。政府应根据天然气行业发展的区域不平衡性，以支持资源开发和基础设施建设，鼓励扩大天然气的使用范围为基本政策目标；制定必要的法律、法规，以保证稳定的投资环境和维护公平的市场秩序为主要实施政策及措施。建议天然气行业近期的工作目标：①研究制定本行业的结构改革和监管改革范围，创建规范的监管组织；②制定规范的特许经营制度，特别是“准入标准”；③鼓励实行合同化、市场化的价格制度(管输费和输配仍应置于政府的严格监管)；出台鼓励大用户、夏季用户的优惠气价政策，给予企业一定限价条件下的协议浮动价格权；④鼓励原国企公司改造为多元化投资的企业。鼓励外资和社会资本进入该领域；⑤研究行业的整体鼓励引导政策。     

基于天然气全产业链评价储气库的经济效益

目前对于地下储气库（以下简称储气库）项目的经济效益尚缺乏具体可行的评价方法，无法为企业未来投资决策提供依据和参考。为了适应天然气业务发展及储气库建设项目投资决策的需要，根据储气库的技术经济特征，将其纳入整个天然气“产、运、销、储、贸”产业链系统加以考虑，基于理论与实践相结合、投入产出口径一致的原则，采用“有无对比”分环节评价方法和天然气产业链整体价值分析方法，分别建立各产业链条件下的经济评价模型，并以长庆油田—陕京二线管道—大港储气库这一个天然气产业链系统为实例进行测算。测算结果表明：①气田建设备用产能调峰费（“产”）、提升管网利用率调峰费（“运”）、高于均衡气价的销售调峰气价（“销”）分别为0.27元/m3、0.16元/m3和0.73元/m3，为建设和运行储气库而需付出的储转费（“储”）为0.80元/m3；②从整个陕京二线天然气产业链的角度来分析，由于销售端大港储气库调峰设施的存在，整个产业链的经济效益为0.36元/m3。结论认为，储气库调峰设施可以给天然气全产业链带来经济效益，即便是销售的调峰气价格低于储气库储转费，建设储气库对于天然气全产业链仍然具有社会效益和经济效益。     

喇嘛甸油田返输干气工程建设

截止１９９８年５月底，大庆喇嘛甸油田已建返输干气终点站１２Ｚ个，在１５个中转站、２个注水站及３个联合站开展了运输干气工程试点工作。建成终点站阀组２０套及其仪表、供热、配电等配套设施，总投资为５７４．４７万元。完成运输干气工程后。各季平均干气用量为１１．３×１０４ｍ３／ｄ，夏季平均干气用量为５．６５×１０４ｍ３／ｄ，根据现行用气价格差，年气价差额节余资金６９８．５５万元，冬季每天可多回收较烃９．４２ｔ，夏季每天可多回收轻烃４．７１ｔ，获得了可观的经济效益。喇嘛甸油田返输干气工程建设@樊文杰