燃气合理利用
上一篇 / 下一篇 2006-10-12 19:19:49 / 个人分类：天然气
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cnlwh 发布于2006-10-12 19:20:20
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“气车”之恋情长路也长
●天然气作为汽车油料的首选替代品已是不争的事实。我国目前有80多个城市在发展天然气汽车，总数超过16万辆
●天然气汽车的缺陷之一是汽车动力下降，一般下降20%左右；缺陷之二是天然气对发动机有影响，用气车的发动机大修周期明显比用油车的短
●推动天然气汽车产业发展的“主力军”是政府、汽车制造改装企业和压缩天然气产销企业、车主，只有三个层面的利益取向一致，才会事半功倍
“气车”之恋正在不断升温。济南出租车纷纷弃油改气，近半个月以来，市内3个加气站每天都出现“排长龙”现象。图为等待加气的出租车排起千米长龙。CNS供图
“现在是气车而不是汽车，气是天气的气”，“出租车用的是天然气，生意靠人气，好活儿靠运气，怎么也舍不下亲爱的天然气。”这是重庆出租车司机徐先生自编的“气段子”，虽然有些“搞笑”，但道出了时下天然气与汽车的难解难分。
“气车”之恋
漫步北京、成都、重庆、西安等城市街头，压缩天然气汽车随处可见。“不用天然气开车，那可亏了”很多出租车司机都这么说。贵州省赤水市的出租车司机王师傅跟记者算了一笔细账：1立方米天然气的热量相当于1升汽油，用天然气开车，每用1立方米可节约成本1元，每辆出租车每天可节约油料钱30至40元。
当今的汽车动力可谓“丰富多彩”，但天然气作为汽车燃料的首选替代品已是不争的事实。有资料介绍说，全世界70多个国家约400万辆汽车以压缩天然气为动力，许多国家为加快天然气汽车产业发展，制定了激励政策和发展规划。
我国目前有80多个城市在发展天然气汽车，总数超过16万辆。
四川是我国天然气汽车保有量最多的省份，目前已达到6.5万辆。伴随油价上涨，成都“油改气”的私家车正以每月1000多辆的势头剧增。乌鲁木齐从1994年起开始以天然气取代汽车油料，目前已有包括私家车在内的天然气汽车上万辆，约占机动车的1/15。武汉市环保部门列支50万元，补贴给“油改气”公交车、出租车的相关单位。10月底，将有500辆天然气公交车、出租车投入使用。长沙市新开业的压缩天然气企业年供气量可达1.2亿立方米，能满足长沙市城区公交车、出租车的用气需求。
龙头“基因”
汽车产业是国际上公认的经济发展“龙头”，不仅对钢铁、橡胶、塑料等产业的发展有着巨大的推动作用，同时也为石油化工、汽车销售、汽车维修、汽车消费信贷等行业的发展提供了动力。
国内外汽车使用天然气，既要改装发动机系统，又要生产加气站设备，建设加气站，还要生产压缩天然气气瓶，并且要发展天然气汽车检测及安全技术，涉及的产业领域十分广泛。“遗传”着汽车产业的“基因”，我国天然气供应能力的大幅提升，必将孕育出有“龙头效应”的天然气汽车产业。
事实上，闻到“香味”的“弄潮儿”已经开始行动。
用“山雨欲来风满楼”比喻目前的压缩天然气公交车市场态势并不为过：重庆宇通、上海申沃、安凯客车、厦门金旅、苏州金龙、丹东黄海等客车主流企业，纷纷使出看家本领，研发天然气公交车，抢占有利“地形”，分享市场“盛宴”。
几乎与四川同时发展天然气汽车的重庆市捷足先登，成立了我国第一个燃气汽车工程技术研究中心，天然气汽车及相关产业的年产值超过10亿元，年出口创汇约1000万美元，目前，正雄心勃勃地向我国“天然气汽车之都”迈进。
现实问题
8月7日，太阳西斜，云霞霓裳像轻纱一样笼罩着陕西榆林市区。司机刘师傅手搭凉棚，望着前边20多辆等待加气的车，显得无可奈何。“约定的交车换班时间快到了，可现在还没加上气。”他说，“榆林只有一个加气站，如果再建一个，经营加气站就有较大困难，希望有关部门想个招儿，解决这个问题。”
对此，四川省清洁汽车发展推广部门的李工程师对记者说：“政府部门有责任加强协调，维持天然气供应量、压缩天然气站量、天然气汽车量之间的平衡。”
在西安开出租车18年的金师傅从不怀疑天然气汽车的美好前途，但他也有话要说：“现在，气价低于油价是我们‘油改气’的主要吸引力，但有两大不足。”他说，缺陷之一是汽车动力下降，一般下降20%左右；缺陷之二是天然气对发动机有影响，用气车的发动机大修周期明显比用油车的短，“因此盼望汽车厂家多努点儿力，想出解决两个难题的新招儿。
“许多地方加气难有目共睹，天然气汽车有不足之处也是事实，当然是解决得越快越好”，暑假在京打工的湖北鄂州大学工商管理三年级学生范宁认为，既然天然气汽车是一个新兴的龙头产业，推进其发展就要有宏观思维，“只着眼于解决车主关心的问题，是不是层次低了一点儿！”
动力环境
北京的公交车司机王女士对范宁的看法表示赞同，“价格优势、环保效益是天然气汽车产业发展的重要动力”，油价、气价之间保持合理的价差，就会保持天然气对汽车的吸引力，“我认为应该油价、气价联动，既可以缓解油料供应压力，也可以避免天然气汽车一哄而上引起的压缩天然气供应紧张。”
退休后居住在重庆市江北区的岳技师，从事天然气钻井作业16年、压缩天然气汽车推广工作9年。他对某些媒体的说法颇有看法，认为营造良好的天然气汽车产业发展舆论氛围十分必要。但只有引导媒体正确认识天然气汽车产业，才会有正确的天然气汽车产业舆论导向。
归纳起来，岳技师提请媒体注意纠正的有5个方面。第一，天然气不可能完全取代车用油料，但有利于缓解油料供应紧张局面；第二，天然气是环保能源，并非用天然气的汽车就是环保汽车；第三，我国的天然气资源丰富，但天然气田开采难度较大；第四，不能引导各行各业都以天然气为主要能源，如果发电、化工、化肥、烧饭等都使用天然气，集万千恩宠于一身，势必导致天然气供求关系过度紧张；第五，天然气价格低是相对的，随着天然气进口量增多，价格必然上扬。
翘望变招
推动天然气汽车产业发展的“主力军”是政府、汽车制造改装企业和压缩天然气产销企业、车主，只有三个层面的利益取向一致，才会事半功倍。供职于一家产业大报的摄影记者杨先生是汽车发烧友，在认真地思考影响天然气汽车产业发展的因素后，他认为还有4个方面有待“变招儿”。
管理要“变招儿”。在天然气汽车产业发展阶段，既要依靠市场之力，更要依靠政府之力。政府的“牵头”部门应当有相当数量的、有较高水平的天然气汽车专业技术人员和经营管理人员，工作重点是当“裁判”，制定、修改、完善有关标准体系，协调行业内外各群体间的关系，整合行业内外的力量，负责安全监管工作。
推进天然气汽车技术进步要“变招儿”。要着眼于天然气发动机等关键技术的研究，改“分头研究、各自抢占技术制高点”为“整合各方力量攻关、成果共享”，通过自主创新，形成有自主知识产权的成套技术。
政策扶持要“变招儿”。执行税收、投资等优惠政策可取，武汉市政府对“油改气”的汽车进行补贴的办法可取，油价、气价联动的办法可取。控制天然气价格的本质是分割上游利益给下游，应当慎行。从兼顾天然气汽车产业推动三方利益的角度出发，应研究扶持的显形化、货币化方法。
提高供气能力的方法要“变招儿”。压缩天然气站建设投资大，投资回收周期长，而天然气汽车的运行半径比油料汽车的小。因此要考虑多种形式的融资渠道，应在高速公路沿线建设压缩天然气加气站。油气勘探开发企业已把压缩天然气站的经营作为新的经济增长点，应为其开“绿灯”。
来源：中油网
http://news.oilnews.com.cn/system/2006/09/06/001010599.shtml
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关于我国天然气开发利用若干问题探讨
马士勋 宋武成
天然气作为一种能源为人类了解和(当作燃料)利用，已经有2000多年的历史，但是，作为重要的能源和化工原料为社会所重视和大力开发利用还是近百年的事。当今，天然气所以受到重视，原因是多方面的。首先现代科技和生产手段已使天然气利用成为较为容易的事；其次，作为气态能源，天然气在运输和利用上有其特点和优点；第三，与其他矿物能源(煤炭、石油、核燃料)比，天然气是优质、高效、清洁的环境友好能源；第四，随着科技进步，天然气在化工领域等的利用，已经显露出更为广阔的前景；第五，最重要的是天然气资源丰富，目前天然气已探明储量和待发现的资源均已超过石油(至1997年底，世界石油探明储量为1409亿吨，世界天然气探明储量为144.76万亿立方米，按热值折合约1447.8亿吨石油)。因此，天然气的开发利用已成为我国能源战略调整的组成部分，大规模开发利用势在必行。研究天然气的开发利用问题，也就成为极为重要的战略课题。
一、我国天然气资源及开发利用现状
1.我国天然气资源情况
据1994年完成的全国第二次油气资源评价和预测，我国常规天然气资源总量约38万亿立方米，其中陆上约30万亿立方米，海域约8万多亿立方米。此外还有煤层气资源量约30～35万亿立方米。目前探明天然气的气田和油气田有260多个，其中气田140多个。最主要的气田，陆上有四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、准葛尔盆地、吐哈盆地、松辽盆地等，海上有南海的莺歌海和琼东南海域、东海长江口海域、渤海湾西部和珠江口大陆架等。截止1996年底全国已探明天然气储量1.8万亿立方米，其中油田气3000多亿立方米，气田气1.5万亿立方米。我国天然气资源“八五”期间探明储量增长很快，5年新增探明天然气储量7000多亿立方米。近年来平均年增探明储量1000亿立方米，预计增长势头还可持续20多年。2000年天然气探明储量累计可达到3～3.5万亿立方米；2010年累计达到4.4～4.9万亿立方米；2020年累计达到5.65～6.15万亿立方米。我国天然气经济技术可采资源量，约为11万亿立方米，按世界天然气开采大国(如美国、俄罗斯、伊朗、委内瑞拉、墨西哥、加拿大等国)目前实际的采出速度上限(1.03～1.26％)1.26％计算(每年天然气产量为1376亿立方米)，能够开采80年。可见，我国的天然气资源相对而言还是比较丰富的。
2.开发利用现状
我国是世界上最早利用天然气的国家之一，早在公元前三世纪，四川就有用天然气熬盐的记载，但是大规模的开发利用是新中国成立以后的事。
进入本世纪80年代以后，我国天然气开发利用有了更快的发展。“八五”期间无论从探明储量、还是从生产能力上讲，都有了很大的增长，远远超过了解放以来40年的总和。据统计，到1996年底，全国已投入开发的气田有108个，天然气产量为201.3亿立方米，其中油田伴生气所占比例为产量的1/3，而气层天然气已达到产量的2/3。天然气运输能力(管道运输能力)，也有了长足的进步。到1996年底，我国天然气输气干线管道总长3700公里，商品输气量104亿立方米。近几年建设的陕京输气管道全长860公里；崖13－1—香港天然气(海底)输气管线全长778公里，以及靖(边)—西(安)输气管线、靖(边)—银(川)输气管线等一批干线输气管道相继投运，使我国天然气管道在建设规模、管道的整体技术和自动化等方面，跨入世界水平的行列。目前我国天然气主要用在工业(锅炉)燃料、化工(合成氨、尿素、甲醇)原料等工业生产领域，民用相对较少，其中作为能源的约占70％，作为化工原料的约占30％，利用现状详见图1所示。
二、世界天然气开发利用状况及发展趋向
世界天然气的开发利用，应该以1925年美国铺设第一条天然气长输管道(路易斯安那州北部至德克萨斯州博芒特市)作为现代工业利用的标志。这条管道全长达到347公里，管道的口径为357～457mm。它不仅把天然气作为商品大量推向市场，而且促进了天然气的化工利用，开创了天然气利用的新时代。
1.本世纪20年代以来天然气开发利用进入持续快速发展期
管道的建设，加快了天然气进入市场的步伐，天然气利用规模和利用领域的不断扩大，逐步提高了人们对天然气的认识。和其他能源比，天然气有许多优势。例如，天然气可以通过管道输送，比煤炭和石油使用起来更加便利；用途多，可以广泛地使用在化工、发电等工业和商业、居民生活等领域；污染很小(大体为煤炭的1/800，石油的1/40)，被称为大自然赋予的“绿色能源”。同时，天然气的价格，约为石油的80％左右，因此大大增强了天然气对石油和煤炭的竞争力。自20年代以来，天然气工业首先在美国和欧洲发展起来。进入本世纪中期以后，发展速度逐步加快，涌现了以美国及前苏联为代表的世界天然气大国。70年代至现在，天然气工业在全世界更大的范围蓬勃发展起来，中东、西北欧、拉美等地的天然气工业也相继迅速崛起。据统计从1970年至1996年的26年间，世界天然气产量年平均增长3.14％，同期世界天然气剩余可采储量年平均增长4.88％。天然气在世界能源消费结构中的比重迅速提高，由1950年占总能源的10.1％，提高至1990年的23.9％，成为世界第三大能源。天然气工业正处在一个持续、快速增长期。
2.天然气对世界经济和社会发展起着越来越大的作用
天然气的气态特性使它作为能源利用具有方便、干净、热效率高等优点，其物化特性使它在一碳化学、有机合成与烃加工和天然气伴生物(H2、O2、N2、CO2以及氦、氩等稀有气体)的利用等方面，都展现出了广阔的发展前景。 天然气在全世界许多地方，在越来越多的领域代替煤炭或石油，用于居民生活、工业发电、化工生产等，成为有利于提高人类生活质量、促进经济发展的“绿色能源”。天然气作为燃料，用在工业炉窑和大量进入(欧美等地区)城镇居民家庭，方便了生产、生活，改善了环境，促进了社会进步和经济发展。天然气作为化工原料用在合成氨、甲醇、甲醛等许多化工产品生成中，较用其他原料(煤炭、石油、粮食等)，不仅取得巨大的经济效益，而且取得明显的社会环境效益。因此，天然气对经济和社会发展的作用，受到越来越大的重视。
3.21世纪将是天然气时代
(1)天然气将成为21世纪能源的主力
据近20年统计，世界天然气的消费量大致以平均每年2～3％的速度在增长；在当今世界能源消费结构中，达到24％，成为三大主力之一。而且，在一些发达国家，如美国、俄国、日本、西欧等天然气在能源消费结构中已占较大比例的国家(能源消费大国也是天然气消费大国)，天然气消费比例的增长速度不减(参见图2)，有的发展中国家(中东、北非一些国家)天然气消费增长速度就更快。
目前，世界正处在天然气取代石油而成为世界首要能源的过渡时期，国际能源界普遍认为，今后世界天然气产量和消费量将会以较高的速度增长，2020年以后世界天然气产量将要超过煤炭和石油，成为世界最主要的能源，21世纪将是天然气的世纪。其发展趋势见图3所示。
(2)固体能源(煤炭等)将更多地走气化利用的道路
随着人类生存环境污染问题的日益突出，能源洁净化成为治理污染的突出课题。调整能源结构，增加“绿色能源”(天然气)的使用量是必然的选择。与此同时，洁净化煤炭等清洁能源也必不可少。在煤炭的洁净化技术上(也包括燃烧技术)，虽然已经开发了精选、水煤浆、粉沫化、液化、气化等利用技术，但最具发展前景的技术，是将煤炭气化变为“人造天然气”的技术，尤其是地下气化技术。由于地下气化技术具有尽可能不将或少将粉尘等污染物带到大气中来的优点，因此，地下气化技术是将煤炭转化为洁净的气体能源——“人造天然气”的最有应用前途的技术。
煤炭的地下气化，为煤气管网和天然气管网的网际互联、实现能源互济创造了前提条件，使能源的管道化运输、管道化供应、管道化调剂成为可能。
(3)天然气水合物将受到重视，成为天然气资源未来的主力
天然气水合物是天然气和水在特定条件下形成的(分子结晶)冰状固态物质。一个单位体积的天然气水合物固体中，可以含有100～300倍体积天然气气体。人们在上个世纪初就发现了气水合物的存在，但是并没有引起足够的重视。本世纪30年代，由于在输气管线中发生了气水合物堵塞管线的问题，这才引起专家们的重视，并研究气水合物生成的机理和消除气水合物堵塞管道的方法。通过研究，科学家们认识到地球上应该有适合气水合物生成的条件，应该有气水合物矿藏的存在。60年代后期，世界上第一个天然气水合物矿田，在西西伯利亚被苏联人发现。随后，美国、加拿大、日本、德国、挪威、英国、比利时、丹麦、冰岛、瑞典、澳大利亚、新西兰等许多国家都加入到天然气水合物开发研究的行列。于是，天然气水合物研究成为能源科学前沿的热点课题。人们所以对天然气水合物投入特别的关注，一是天然气水合物的地理分布广，从陆地到海域、从地球的两极到海洋深处普遍存在；二是天然气水合物的总资源量十分丰富，大约相当于全球常规化石能源(煤炭、石油和天然气)总资源量的两倍。不难想象，一旦有关天然气水合物开发利用的技术经济问题、环境影响问题及其理论和实践方案等得以解决，人类对天然气水合物的开发利用将会大规模进行。完全有理由认为，天然气水合物将会成为天然气时代的一个重要力量。
4.天然气的深加工综合利用前途无量
天然气作为能源，燃烧利用的市场广阔；作为原料，深加工综合利用，可以创造出更大的经济效益。天然气的深加工综合利用尚处在发展阶段，许多应用技术还在开发，前途无量。
(1)天然气的化工利用将成为深加工综合利用的主方向
天然气中的烃(主要是甲烷)，已经用来生产多种有机化工产品，进一步深加工利用，可以开发高附加值产品。国际上的一些著名大公司在天然气的深加工综合利用上，肯花大本钱进行科技开发。以天然气为原料深加工的一批有机原料、石化产品、精细化工产品等高附加值产品，陆续投向市场或正在开发之中。天然气深加工利用已展现出了美好的前景，无疑应成为天然气开发利用的主方向。
(2)天然气中的其他(稀有气体)组分也会受到重视和利用
除了低分子烃类外，天然气中还伴有大量的N2、CO2以及少量的稀有元素氦、氖、氩等气体，可以进行集中处理，浓缩回收、分别利用。即使对于天然气中含量很少的氦、氖、氩等稀有气体，根据集中处理回收利用的实际经验(例如四川天然气回收氦气的生产情况)看，其收益也相当可观。
三、我国天然气开发利用若干问题探讨
我国天然气开发利用当前存在的主要问题有：生产规模比较小，资源回收利用程度比较低，市场培育与生产开发脱节，工业市场燃料比例大，化工利用深度不够，开发利用推进和激励机制不建全等。针对我国天然气开发利用的现状，笔者认为以下问题值得从发展战略的高度加以研究。
1.以中心城市燃料气化为突破口大力加强民用市场开发
世界天然气开发利用的实际情况表明，天然气首先进入大城市居民的生活和生产，实现城市能源的气化，是天然气发展过程中尤其是起步阶段的成功经验。我国应该结合环保工作，以中心城市和大城镇的能源气化为突破口，加强民用市场开发，促进天然气工业的发展。在近期要相对集中力量，拓展以中心城市为重点的民用气市场，给予投资和政策的大力扶持。
2.以化工利用为重点进一步加大工业市场开发的力度
从天然气利用的经济效益看，工业利用，尤其是深加工化工利用效益最好。化工利用尽管技术难、投资大，但它对社会的作用和贡献也大。所以，要明确以化工利用为重点，加大工业市场开发的力度，以力求天然气开发利用总体效益优化。
3.以天然气集输干线管网为纽带统筹规划制定我国天然气开发利用的战略部署
根据目前我国天然气产地分散，产地与主要消费地相距较远的具体情况，天然气开发利用应将资源、市场、管网统筹规划，应以集输干线管网为纽带，统筹制定我国天然气开发利用的战略部署。
4.加强天然气集输处理，提高资源回收率，提高天然气质量，提高综合利用水平
集输处理是天然气开发利用的重要环节，也是优化利用的关键措施。集输处理不仅有利于提高天然气资源回收率，而且可以通过集中处理，实现对天然气组份的分别利用，提高综合利用水平。同时，通过集输处理，可以提高和控制天然气的质量，把问题集中解决在利用之前(特别对有害物质的处理，例如硫化物等)，为用户利用创造有利条件。集中处理，也有利于达到天然气利用环境效益和经济效益的总体综合优化。
5.建立天然气发展基金，推动天然气的开发利用
我国天然气开发利用面临的最大制约因素或最大的困难是资金问题。一方面生产部门用于开发的资金本身就已经短缺，另一方面消费部门和分散的家庭用户更无力承担巨大的管网资金；而我国当前的国力也无法包揽国家发展中许多该办事情的大量经费。因此，要解决天然气开发利用这样的全社会性大系统工程的资金及相关问题，应当考虑建立“天然气发展基金”。这笔基金，要在国家天然气开发利用总体规划和部署的指导下，由专门的机构控制和管理，并实行有偿使用。当前，要以规划的干线管网建设为主要投向，以此带动上下游(生产和市场)开发，推动天然气工业发展。
6.把天然气开发利用和煤炭气化利用结合考虑，统筹规划我国能源结构的战略调整
我国是一个煤炭大国，煤炭在我国能源结构中占75％，难以期望在短期内大幅度降低煤炭的比例，更不用说(像俄国、西欧那样)达到天然气为主的程度。因此，发展天然气工业，规划天然气开发利用，一要考虑我国天然气资源潜力和分布实际；二要考虑煤炭气化(洁净化)利用的可能(我国在徐州、唐山煤矿进行的煤炭地下气化试验，已经取得成功经验)，以及煤炭气化利用与天然气互补和日后的接替问题。应当统筹规划我国能源的优化利用与能源结构的战略调整。
四、加快我国天然气开发利用的几点建议
1.制定能源结构调整战略和天然气开发利用发展战略
我国近年来煤炭市场供大于求和去年以来石油市场相对疲软的情况，虽然并不表明我国能源已经过剩，但却有利于发展天然气的开发利用。在这种形势下，必须考虑我国能源结构调整的战略问题。加快发展天然气是实现社会、经济、环境可持续发展的战略举措。因此，天然气的开发利用，应当在国家能源结构调整战略的指导下进行，这样才有利于天然气工业的健康、快速发展。
2.建立天然气发展基金及天然气开发利用推进机构
天然气开发利用，是一项具有能源结构战略调整性质的国家系统工程，它的全局性、社会性，决定了建立“基金”应该具有全民性、社会性。因此，可以参照三峡建设基金筹措办法，对所有能源用户加收用于“天然气发展基金”(或称“能源战略调整基金”)的能源税。 为具体研究处理天然气发展中的问题，推进天然气开发利用工作，管理、监督和使用好“天然气发展基金”，可委托并授权一个天然气企业负责。
3.制定全国天然气管网规划和分步实施计划
天然气集输管网，是推动天然气开发利用系统工程的一大关键。要根据我国天然气资源和市场分布情况，在国家能源结构调整战略的指导下，制定全国天然气集输管网规划和实施计划。当前，应根据我国中西部已探明的可采资源，抓紧搞好西起新疆、东到上海，连接准葛尔、塔里木、吐哈、青海、额尔多斯和四川的几大天然气产地，以及连接兰州、西安、郑州、武汉、南京、上海等中心城市，并和陕京管道联网，连通京、津等城市的基干管网的规划和前期建设准备。随后，再以这一基干管网为骨架，逐步拓展延伸。
4.建立天然气综合利用和深加工利用的激励机制
为有利于促进天然气综合利用和深加工利用，应当给这类项目以税收优惠政策、贷款优惠政策。例如，对天然气净化处理(回收天然气中的硫化物)应该给予免税等优惠；对深加工新技术的开发和应用，也应该给予优惠贷款和产品减免税等支持。
5.建立加快城市气化的激励机制
在燃煤城市实现天然气化的改造过程中，社会和用户必须有相当的资金投入。为了调动用户煤改气的积极性，建议对烧煤的用户采取多加收环境污染费的办法，激励用户投资使用天然气。
6.制定法规规范和保护天然气开发利用
为使我国大规模的天然气开发利用从一开始就走上规范化、法制化的轨道，避免走弯路和造成不必要的损失，应该考虑参照国外做法、结合我国实际，制定天然气开发利用的法规，以确保我国天然气开发利用沿着正常轨道健康、顺利地发展。
作者单位：马士勋(兰州炼油化工总厂 兰州 730060)
宋武成(国家计委能源研究所 北京102260)
http://www.china5e.com/dissertation/naturalgas/0003.htm
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专家称大型燃气发电机不适合中国
中国电机工程学会热电专业委员会主任委员周小谦称，鉴于供应风险，中国不适合使用大型燃气发电机。
周小谦指出，由于国际天然气价格已经很高，中国应该合理消费天然气。
来源：路透社
http://www.gassafe.com.cn/news/2006-05/190947496746.html
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天然气发电："气荒"之下 何处觅春光？
因为清洁高效而备受推崇的天然气，近期，却在发电领域，被频频打入"冷宫"。
中国电力企业联合会秘书长王永干多次在公开场合表示，一定时期内，天然气不适合作为一种高效的发电能源被广泛利用，天然气发电机组要谨慎上马。他列举的理由是，由于气源不足，相当数量新投产的燃气发电厂已经停止生产，有的甚至自投产之日起就面临亏损，而这种非正常停产，使得发电企业无法收回各种投资，发电公司资产保值增值面临很大困难，增加了市场风险。
21世纪经济报道和《第一财经日报》则在华东进行实地采访后，得出了近几年火速上马的一大批天然气电厂正面临着生死之忧的结论。忧在何处？还是缺气。2005年，仅华东地区就有400万千瓦新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行，而今年，这一数字将增加到600万。那么，在一派萧索气象里煎熬的天然气发电，又该向何处寻觅属于自己的春天？缺气皆因气源供应不足？
谨慎声中，专家们基本一致的看法是，气源供应不足是导致电厂缺气停产的根源所在。这里面包括了两层意思，一指储量不足，二是储量够了，供应跟不上。
确实，与储量丰富的煤炭资源相比，我国自有的天然气资源算不上丰富，从探明储量的人均占有水平看，也仅为世界平均水平的4.3%，只占我国能源资源的0.3%。并且随着经济的发展，各行各业对天然气的需求以每年15%左右的速度增长着，根据石油工业"十五"规划里给出的具体数据，到2010年，天然气的需求量将超过1000亿立方米。因此，在僧多肉少的情况下，像王永干秘书长讲到的首先保证居民和化工等重点行业和重点企业的用气，相应减少给电厂的燃气，是合乎逻辑的。
但是，如果不拿天然气和煤作比较，仅就天然气自身的发展规模来说，储量不足的说法又显得不是那么客观。根据社科院的一份资料，目前，我国已基本形成了以四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺琼、东海6大盆地为主的气层气资源区和渤海湾、松辽、准噶尔3大盆地气层气与溶解气共存资源区的格局。而周边国家俄罗斯、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦的天然气资源丰富，这些国家每年有400-600亿立方米产能的天然气需寻找新市场，由上述各国向我国输送天然气的可行性研究也取得了新进展。此外，中国最大的天然气生产、运输和供应商中国石油则计划用10年左右的时间，逐步建成一纵一横贯穿中国的两条天然气管道输送干线和西南、两湖、西北、华北、华东、东北等6个区域天然气网。
由以上数据可以看出，我国天然气发展的思路是很清晰的，自家气源加国际气源再加完备的运输网线，既考虑了气源，又关照了供应环节。那么，为什么还是会出现电厂"缺气"的怪事呢？换个角度，这个问题其实也可以提给煤电。从储量上来说，煤炭资源倒是充足，可问题不也接连出现，煤电双方矛盾纠结，甚至出现订货会无果而终的局面吗？仅仅从储量对比以及缺气、缺煤的结果来分析我国能源行业面对的问题，显然无助于将其送入良性发展的轨道。
天然气发电就这样夭折了？
家有家规，棋有棋法。遵循棋法，是下出一盘完美棋局的前提。然而在我国，与天然气相关的政策法规尚处于缺失的状态。今年年初，刚刚推出的天然气价格改革又遭遇了国际天然气价格随油价飙升高位运作的局面，前景如何，各方都在观望。
正是由于天然气领域的这种混乱无章，再加上2003年之后出现的大面积缺电，全国各地的天然气电厂项目才纷纷上马，有的燃气机组甚至是由燃油机组改建成的。根据《第一财经日报》了解到的资料，西气东输管道沿线共引进了28台大型燃气-蒸汽联合循环机组，仅华东地区发电年用气量规划就达50亿立方米。盲目建设的后果，就是不仅小电厂无"气"可吃，连大电厂的生产也是时断时续，无法维持正常的运转，更不要说把成本捞回来了。
某种程度上，天然气发电和煤电所面临问题的性质其实是一样的，作为连接原料和产品的中间环节，电厂始终处于两面受气的境地。煤价涨得离谱，气价也超出了电厂的承受能力；关于燃煤电的定价问题一直争论不休，天然气电上网后的价格更是没有确定。不同之处则是，经过几年的摸索，煤电改革已经迈开了蹒跚的脚步，而与天然气相关的改革仍在襁褓之中，两者都需要各方的关注和支持，尤其是仰赖在政府引导下的良性机制的建立。小小豆丁渴望阳光照进来
在中国的发电家族中，老大的位子绝对属于煤。但随着经济的快速发展，单一电源结构的弊端越来越明显。投机逐利的小煤矿经营混乱，矿难频频，在利润面前，生命遭到轻视。燃煤发电产生的二氧化硫导致全国40%的面积受到酸雨的危害，空气质量全面下降，农作物减产，树木枯萎，河流中的鱼虾死去。优化一次能源结构成为能源发展的重要趋势。
尽管优化能源结构是否要大力发展天然气发电的争论一直持续不休，但天然气是经济、环保、热效率高的一次性能源，却是世界公认的。天然气发电则具有更环保、用水量少、资源压力小、占地面积小、对厂址外部条件要求相对宽松等优势，可以有效弥补电力布局和结构的不合理，有利于优化和调整电源结构。在许多发达国家，天然气被当作发电的首选燃料，与煤、核电相比，也是最便宜的发电燃料，能量转化率可达到60%，而最好的燃煤电厂的能量转化率只有40%-45%。
研究表明，到2020年，中国若实现经济翻两番的目标，反映到能源领域，约需发电装机容量9亿千瓦左右。如果全部采用火力发电，约需新增十二亿吨以上电力用煤，由此将给资源、采掘、运输及环境带来难以承受的压力。虽然我国的天然气产业和天然气发电都还处于初期，发达国家普遍具有的天然气发电优势暂时还不能体现，但当政府越来越强调环境质量的时候，发电能源必然会朝着多元化的方向发展。
即将于本月底在北京召开的"2006中国天然气发电投资高峰论坛"，将邀请业内最具影响力的专家领导、国内外知名企业的高层主管探讨天然气发电在中国面临的机遇和风险。该论坛组委会负责人周成当认为，分布式天然气热电联产最具发展潜力，是当前建立节约型社会和实现循环经济的优良选择。
综上所述，天然气不可能全部用来发电，但至少，这种发电方式是个好东西，代表了世界发电市场的方向。至于如何将一株质地优良的小苗培育成参天大树，则需要耐心加智慧了。另外，在种好自家地的同时，也要将目光投向其他有出售天然气需求的国家，世界本来就是一个大市场，自家地里不可能种完所有蔬菜，我们一样需要学会到菜市场上去讨价还价。
来源:中电新闻网
http://www.cinic.org.cn/HTML/2005/1895/20062112254.html
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价格偏高，天然气行业遭遇成长烦恼
前不久，北京提高了非民用天然气价格，还将就民用天然气价格调整举行听证会。据悉，北京民用天然气价格的上涨已成定局，只是等待合适的时间。著名能源专家、原国家发改委能源研究所所长周凤起近日在接受本报记者采访时指出，天然气的合理定价是决定天然气行业持续快速发展的关键。目前天然气价格偏高，将影响中国天然气市场发育。
LNG项目建设方兴未艾
周凤起表示，当前中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占很小比例，远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，大力发展LNG（液化天燃气）产业，在很大程度上可弥补石油资源不足、保证能源供应的多元化、逐步提高我国环境质量，并且对我国的西气东输也能起到重要的互补作用。
我国对LNG产业的发展越来越重视，正在规划和实施沿海LNG项目的地方有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁，这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。我国已建成LNG卫星站超过40个、调峰站1座、LNG工厂2座，正在建设中的LNG工厂有4座，规划中的LNG接收站全部建成后总储存中转能力每年可达1800万吨。
从目前规划看，中石油一期（2010年）LNG能力约1250万吨；中石化一期能力为600万～900万吨；中国海洋石油一期能力约1200万吨。换算下来，仅一期能力，中石油相当于引进约167亿立方米天然气，中国石化约为80亿～120亿立方米，中国海洋石油约160亿立方米。
周凤起介绍，到2020年我国天然气需求量将达到1500亿立方米，占全国能源消费总量的20%左右，目前我国天然气消费量在能源需求总量中所占比例尚不及10%。然而，我国天然气资源并不十分丰富，且资源地大多集中在西北、西南地区，仅依靠国内产能供给是不现实的，这就意味着今后若干年进口LNG将在我国能源消费中占据越来越重要的位置。预计，2010年我国LNG进口将超过1200万吨，2020年则会成倍增长。
日益上涨的价格制约LNG需求周凤起指出，国内供应的缺口，使得进口LNG成为必然的选择。国际LNG市场供求关系因此发生了变化：由买方市场向对卖方有利的方向转变，与两年前中石油西气东输遭遇没有市场的窘境不同，此次国内三大石油巨头在LNG产业上面临的困境是下游市场需求迅速扩大而上游没有资源。据悉，LNG价格这几年上升了一倍，几年前中海油广东和福建LNG项目每百万英热单位只有3美元，而现在已经达到7美元。
高价格将直接影响中国市场对LNG的承受能力，进而抑制需求。比如天然气使用将是发电、城市燃气和化工各占三分之一，但是LNG发电的成本要远高于煤电，中国电网又实施竞价上网，如果LNG价格继续高位运行，LNG发电与煤电相比并没有竞争力。而国内气价属政府定价范畴，企业无权自行定价。这就意味着一旦在高价位签下长期供气合同，企业就必须承担高价带来的成本压力。应当说目前我国气价偏高，超过美国气价，但是电力与燃气按当量值计算的比价，都还远低于工业发达国家平均水平和美国的水平，说明我国存在着电价偏低、燃气价格偏高的问题。
周凤起认为，要实现天然气市场的健康发展，关键在于天然气的合理定价，要按照合理利用能源、提高一次能源利用率、保护生态环境的原则，保持天然气与煤炭、石油和电力之间的合理比价，充分发挥价格机制的作用。
能源巨头逐鹿中国LNG市场
随着国内三大石油公司在LNG市场上的争夺日益激烈，国际能源巨头也开始逐鹿中国LNG市场。近几年来，BP、壳牌积极与中海油、中石化中石油接洽，希望能分一杯羹。这些跨国公司控制着全球LNG贸易量的绝大部分，马来西亚石油公司、埃克森美孚等也纷至沓来。一位石化业内人士透露，目前中石化、中海油及中石油都是同时在与多个世界能源巨头进行LNG供应合同的谈判，究竟花落谁家，尚无法确定。
来源：中国工业报
http://www.cinic.org.cn/HTML/2005/1661/20062197630.html
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天然气能源利用技术在中国的发展战略探讨
大力发展分布式能源系统
分布式能源系统（Distributed Energy System，简称DES）是在有限区域内采用热电冷三联供技术通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统。目前国外拥有的上万个分布式能源站，绝大多数使用天然气作为主要驱动能源。能源利用效率高于联合循环电厂，可以达到80%左右或更高。
作为天然气下游市场的重要用户，分布式能源站因能源利用效率高、资金密集度相对较低、建设快，因而容易上马；并且经济效益好，投资回收期短，终端能量价格也低。例如建设中的100 MW广州大学城DES计划向用户供应电、空调冷水和生活热水等，价格都比市场价低5%~10%。不论是我国北方还是南方，都有发展DES热电联供的极好条件，技术成熟；因而分布式能源是天然气市场的最好的开拓、培育者。
分布式能源站的另一个重要特点是发电在区域内直供，联网但不上网销售，依靠大电网的巨大容量保证用户的供电负荷、电压和频率的稳定并可作为事故备用电源。而对于大电网来说，分布式能源站不仅减少了它的供电负担，而且也减少了用电制冷空调、加热热水的负荷。换句话说，天然气在联合循环电厂只能以50%的效率发电上网，而用于分布式能源站，则可以近100%的效率节省网电！由于分布式能源站近距离直供和联产的高效率，总体的投资和运行效益都优于建设大电厂和电网。特别是在我国电力持续紧张的近一段时期，作为一个重大策略，在未来10~20年内在全国建设数十吉瓦的分布式能源系统来代替同等规模的电厂和电网，将凸现出以下重大效果：①节约数十吉伏安的110 kV以上高压电网和110～10 kV的变电站建设费用；②节省数十吉瓦电力上网的输送损耗和调度费用，从而降低输配电成本；③分布式能源站以冷热电联产形式每年高效利用数千万吨的天然气，有数以百亿元计的社会经济效益；④分布式能源站比大型发电厂投资少、效益好、建设快，设备开工时间长；⑤分布式能源站以大电网作为后备补充，用电可靠性高。同时大电网负担减小，可靠性也得以改善；⑥带动燃气轮机、余热锅炉、大型制冷机等制造业的发展，每年增加数千亿元的GDP；以上各项总的社会经济效益将达上千亿元。
我国可以建设的分布式能源系统有下几种类型。
（1）离散和过程工业园区热电联供分布式能源站
我国东部沿海地区工业发达、人口稠密，为满足经济发展的需求，建起了大大小小的燃煤、燃油锅炉和小型燃油发电机组，不仅能源效率低下，导致了严重的环境污染，还加重了用户经济负担。这些用户多半需要供暖或供冷，也需要热水和蒸汽。若集中起来建立天然气DES，用燃气轮机或柴油机发电的同时联产蒸汽和热水，可以大大提高能量利用效率，降低工厂的能量成本。
已有的小型柴油机电站和燃气轮机联合循环电站，也可以改造为热电冷三联产DES，向附近的工厂或民居区供热、冷或蒸汽，停开原来工厂烧油的小锅炉，顶替出宝贵的柴油和燃料油，并达到改善环境、提高经济效益的目的。
（2）城市中心商业区—机关团体型分布式能源站
城市中心商业区和机关团体建筑物空调和采暖负荷最大、用电价格最高，并且是夏季电网高峰负荷的大户。采用DES联供热、电、冷，不仅有着最好的投资回报，而且对电网削峰和天然气调峰都有益。美国能源部计划到2020年时将有一半以上的新建办公或商用建筑采用热电冷三联产，同时将有15％的现有建筑改用热电冷三联产。
（3）城镇和居民小区分布式能源站
我国南、北方情况有所不同：南方以空调为主，北方兼有采暖和空调及生活热水供应负荷。在环境污染压力下，原来燃煤锅炉改用天然气，但同时会增加居民的经济负担。而采用DES则可以一举解决这一问题。
（4）联合循环电站的联产规划
联合循环电站作为发达地区调峰电源和天然气项目初期稳定大用户是不可避免的。值得探讨的是在联合循环电站选址时应尽量考虑与较大型工业结合，联供冷、热、蒸汽。如在24小时连续生产的过程工业园区，便可以改调峰电站为高效热电冷联产DES。在大城市新建的过程工业园区里不可能再烧煤，采用燃气轮机的联合循环加热电联产将是很重要的一种天然气利用形式。如深圳月亮湾拟建180 MW机组与蛇口工业区及居民区的联合，惠州乙烯下游工业园区与拟建的联合循环机组的联合等。
分布式能源系统在国外虽然早已普及，但是在国内还是一个新的事物。在我国大规模推广还需要政府在政策、规划和宏观调控方面大力扶持，才能健康发展。主要涉及下列问题〔2〕：①制订扶持分布式能源和相关产业发展的政策，分布式能源站的大力发展必将促进燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等相关设备制造业的蓬勃发展，同时产生一批建设项目和运营商；②支持分布式能源按照市场机制在区域内特许经营，实行价格听证制度，保护各方利益；③天然气规划中给分布式能源系统留出相应的配额及适合压力的管线路由，并提供与联合循环电厂用气类似的价格；④协调分布式能源与电网关系，切实保障二者之间的互利关系。
大力发展天然气汽车
据我国环保部门提供的数据，在北京、上海、广州等大城市，机动车对CO、HC、NOx的贡献率已经超过50％，有的已达到90％以上。这意味着控制汽车排气污染已经成为十分急迫的问题。随着国家清洁汽车行动步伐加快，用清洁燃料取代汽、柴油是燃料结构调整的发展趋势。
液化天然气（LNG）是比汽油、柴油和LPG（液化石油气）、CNG（压缩天然气）更洁净的燃料，且具有价格低、充装量大、行驶里程长等优点。CNG虽然也是天然气，但须用高压容器，且充装量小。与汽油相比，天然气汽车尾气中，CO减少97%，HC减少72%，NOx减少39%，CO2减少24%，SO2减少90%，汽车噪音亦可降低40%。开展天然气，特别是LNG汽车的应用研究，具有十分重要的意义。天然气汽车与汽油汽车相比较，可节省燃料费用近一半。若将汽油车改装为双燃料汽车所需费用为4000~8000元/辆，正常运行情况下，一年时间即可收回改装费用。
目前，我国汽车工业正面临着进入WTO以后的机遇和挑战，大力发展包括天然气汽车在内的清洁汽车技术，实现我国汽车工业和天然气工业的可持续发展已经刻不容缓。为此应加快研究、制订天然气汽车发展战略，制定相关扶持政策：①研究天然气发动机的制造、引进，加气站的建设，安全性保证等有关问题和对策；②研究借鉴国际成熟经验，制订天然气汽车发展计划；③研究制订交通能源的技术发展、规模预测、引导性策略和能源供应对策，制订相应的鼓励采用天然气汽车的政策。
如果全国有100万辆汽车改用天然气，一年大约可以节约500多万吨油料，节省约120亿元的油料费和上亿元的运费。由此可见，“油改气”可以节约大量具有战略意义的石油和巨款经费。
罐厢运输与天然气管网协调配合
罐厢运输与天然气管网的协调配合应当作为天然气市场培育和开拓的策略。大规模的天然气供气方式有两种：管道输气；LNG船运或陆地罐厢运输。管道输气的投资较大，适用于有稳定气源、气量，向稳定用户长期供气的场合。LNG罐厢地面机动运输（汽车或火车）适用于从港口LNG接受站（或陆地小气田LNG液化厂）向新开发的、用量不稳定的、较短途的用户供气。罐厢的外表是集装箱，里面是紧凑安设的真空夹层合金材料绝热容器；在0.3～0.5 MPa压力下，LNG的饱和温度是－139～－142℃。最近的应用试验表明，经过夏天25天、8千多公里的长途运输，容器内的LNG压力仅从0.3 MPa 升高到0.4 MPa，损失很小（据圣达因公司《关于铁道部、北方交大委托圣达因公司进行LNG罐式集装箱路试的汇报》，2003年）。如果运输车的发动机采用天然气为燃料，则可以完全没有损失。上世纪末中原油田建成了15×104m3/d 天然气液化装置，用汽车罐厢向山东、江苏、广东等地供应LNG。今年7月，新疆广汇公司鄯善150×104m3/d液化装置将要投产；并用圣达因公司最新开发的25000 m3罐厢向福建和广东供气。按照路试结果测算，在1000公里运距内，每立方米天然气的附加运输成本小于0.35元。并且，LNG在使用地汽化时所产生的冷量，还可以利用。因此，对于新开发的、用量尚不稳定的、较短途的用户来说，罐厢运输LNG要比管道供应的天然气便宜而且方式灵活。可避免因气源不足而造成的敷设管道投资积压和高气价的风险；同时还可作为港口LNG进出平衡的一个调节手段。特别是对于中小规模的用户，可以保留几个罐厢作为LNG缓冲储罐。
对一个地区或城市来说，用罐厢运输渐进式开拓天然气下游市场，极为经济合理。一旦这个地区或城市天然气应用达到一定规模，敷设管道的投资项目也就水到渠成了。所以，罐厢运输与管网的协调配合是以LNG接受站为基地的天然气市场最好的培育和开拓方式。
中原油田LNG已经通过汽车运输到广东龙门。新疆广汇公司也将于2004年7月向广东供应LNG，并与深圳福田燃机电厂和深圳燃气集团公司达成了战略合作协议。汽车罐厢运输不仅能够向没有管道地区供应天然气，而且可以为天然气管道运输公司开拓和培育市场、逐步延伸管网及服务范围，因此是天然气用户市场的培育者和开拓者，是管网运输的伙伴和开路先锋。
发展LNG汽车罐厢运输也应是我国天然气规划的一个重要内容，包括：①开展LNG汽车罐厢运输的技术经济分析，降低输送成本；②研究罐厢LNG市场开拓运作模式；研究制定总体输送战略方案；③支持、培育LNG汽车罐厢运输企业成长；④在加快天然气资源开发利用的同时发展LNG工业，对拉动运输业、制造业等相关产业的发展，促进深冷科技水平的提高，都将发挥重要的作用，最终将成为经济发展新的增长点。
加快发展以天然气为主的城市煤气
随着天然气的引进与开发，其大规模应用于城市煤气，不仅清洁，还有许多其他优点。一是天然气比LPG价格低。LPG市场价格与国际原油价格接轨，且随炼制量的多少而波动，价格机制不稳。近年来，国际油价连续上涨，给用户造成了巨大经济负担。二是天然气比LPG更安全。因为天然气比空气轻，故泄漏后容易扩散，而且燃点也高。三是可使目前数百吨的LPG和部分发电重油恢复其石油化工原料的“身份”，进一步优化我国石化产品分布结构，降低能耗，提高整体经济效益，为我国石油安全做出贡献。
地区天然气的供需平衡与用户宏观布局规划
1.多源引进与应用腹地资源规划战略研究
近年来虽然我国天然气工业蓬勃发展、储量增长快、产量稳步上升，但人均资源量小，而且可采天然气资源主要集中在中西部地区和海域，远离需求中心，严重制约着天然气市场的进一步发展。积极而适当地引进一部分国外天然气资源作为补充，有利于我国能源供需状况的改善，对促进我国西北、东北地区天然气资源的合理开发利用也具有重要意义。
“西气东输”工程和“进口LNG”项目的实施对国家经济发展、能源安全意义重大。当前要考虑从全局整体利益出发，对天然气多源引进与应用腹地规划战略进行深入的定量探讨与分析，将之纳入到国家能源规划、天然气规划、电力工业建设规划和电网运行规划当中，从系统工程的角度来统筹协调经济和能源发展规划。
2.五种用户+罐厢运输用户的用气时段平衡研究与规划
天然气的主要用户有五类，用气规律各不相同：①联合循环发电是大用户，但是多半用于电网调峰，年运行3500～4000 h，调峰季节日运行16 h左右，夜间停机；②民用，多为餐炊用，用量不大、间断、分散，集中在饭前一段时间；③工业及采暖锅炉和直燃式吸收制冷机，除过程工业用户外，也都不是连续运行的；④分布式能源站热电冷联产用户，如果再加上蓄能（冷或热）系统设施，年运行时数可达6000～7000 h，并且效率高、经济性好；⑤车用发动机燃料。上述5种利用途径的时间特征各不相同，随着管道燃气事业的发展，城市调峰气源需要量将会越来越大，保证供、用气量的平衡也越来越重要。如何统筹规划、布局、运行，以使从码头、储罐到汽化站、管网、调压站的整个系统，做到的安全、平稳操作运行是一个需要超前进行研究和规划的课题。研究内容主要如下：①不同用户各自的用气负荷变化规律及影响因素研究；②对管网系统内不同用户天然气定价策略研究；③天然气管网和电网峰、谷负荷规律及二者间协调配合的研究；④在各种负荷条件下通过实行分时段计价优化管网运行的策略研究（建模和求解方法）；⑤天然气管网系统内各种用户负荷最优匹配方案研究。
经济—能源结构—环境模型的建立和决策辅助平台的开发
1.不同地区天然气路线竞争优势，能源结构不同选择
天然气作为一种进入市场的优质气体燃料商品，它与当地社会、经济特点有密切关系，需考虑用户及市场，才能探讨如何开拓用气市场。例如分步式能源用气，玻璃、陶瓷、食品、轻纺等产业用气，CNG车辆燃料用气等等，这些极具活力的市场都需要进行认真细致的调查研究，对具体的需求结构分析，包括用户类型、市场类型（传统市场与新兴市场）、用气经济效益情况等，从而得出用户发展进程。对各类用户用气承受能力分析，最基本的是燃料替换（计入燃烧效率）与燃料支出费用的比较，更深入且全面一些则应进行燃料替换产生的直接和间接经济效益分析。建立模型针对不同地区、不同经济状况确定不同的能源结构，有针对性地发展天然气。
2.特定地区经济结构决策受能源环境制约分析
随着经济的快速发展，各地区经济结构和发展状况也不尽相同，因此对特定的地区，必须从能源—经济—环境协调可持续发展的高度，考虑能源结构同产业结构的互动关系，统筹规划能源结构和产业结构的调整，仔细分析权衡直接经济效益与同环境相关的社会效益的得失，同时还要定量地研究周边国内外能源供应地区的政治、经济、地理、运输等条件，制订安全可靠、经济合理的供应保障方案，全面科学地决策。
3.地区经济—环境—能源协调规划的制订
以上措施，首先都必须建立在制订统筹兼顾、高瞻远瞩的全局规划的基础上。由于科技进步加速、经济条件变化加快，因此规划必须每1～2年进行一次滚动制订。这就要求首先开发建立一个全国和地方的经济发展—能源保障—环境保护综合集成模型，和相应的基础设施、自然、社会、经济、技术等数据库；在考虑经济现状及结构调整和发展规划与资源、能源、环境之间的互动关联和影响以及掌握大量数据的基础上，建立定量的模型，测算在未来各种变化条件下，可能产生的趋势，可供选择的对策、方案以及相应的结果，形成一个虚拟运行与模拟优化的计算机平台，使之成为信息支持系统和辅助科学决策的工具。这是保证能源安全、经济高速发展并稳步改善环境状况，实施可持续发展的关键，也是新世纪社会发展总体战略目标能否顺利实施的关键所在。
http://www.in-en.com/gas/technology/2006/04/INEN_5244.html
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王永干：发展天然气发电应慎重
中国电力企业联合会秘书长王永干19日在此间召开的“2006年经济形势与企业改革分析预测会”上建议，由于气源供应的问题，中国应当慎重发展天然气发电。
王永干介绍说，2005年，由于西气、东气及液化天然气供应量不足，无法满足燃气电厂发电用气需求，华东地区有400万千瓦的燃气机组不能投入生产运行，无法参与当地电力电量平衡，加剧了该地区的电力紧张局势。另外，南方等地区也存在燃气电厂投产即停产的情况。
2006年，预计华东地区无法投入正常生产运行的燃气机组将达到600万千瓦。
王永干指出，这些燃气电厂的非正常停产使得发电企业无法回收各种投资，发电公司资产保值增值面临很大困难，增加了市场风险。
此外，他认为，国际油气价格的高涨，也使得天然气在一定时期内不适于作为一种高效的发电能源被广泛使用。
截至2005年底，全国发电装机达到50841万千瓦，同比增长14.9%。其中，水电约占总容量的22.9%，同比增长10.7%；火电约占总容量的75.6%，同比增长16.6%；核电约占总容量的1.35%，同比增长0.1%。天然气发电占总容量的比重大约为2.1%。
王永干说，经过近几年的大规模建设，中国电力行业基本实现由严重短缺到逐步趋于供需平衡，并在今后一两年内将会出现季节性、时段性和区域性的电力供应过剩现象。
他建议，政府应及时抓住这一良好机遇，认真研究“十一五”以及到2020年电力发展的合理规模、速度和结构，抓紧调整电力结构，在坚持优化发展煤电的同时，加快水电的有序开发，积极发展核电，慎重发展天然气发电，加快风电和新能源发电，及时加快淘汰污染严重、效率低下的落后的生产能力，使电力结构趋于合理，使电力发展始终处于一个适度超前的位置。
http://www.in-en.com/gas/technology/2006/04/INEN_5237.html
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价格偏高 天然气行业遭遇成长烦恼
前不久，北京提高了非民用天然气价格，还将就民用天然气价格调整举行听证会。据悉，北京民用天然气价格的上涨已成定局，只是等待合适的时间。著名能源专家、原国家发改委能源研究所所长周凤起近日向有关媒体指出，天然气的合理定价是决定天然气行业持续快速发展的关键。目前天然气价格偏高，将影响中国天然气市场发展。
LNG项目建设方兴未艾
周凤起表示，当前中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占很小比例，远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，大力发展ＬＮＧ（液化天燃气）产业，在很大程度上可弥补石油资源不足、保证能源供应的多元化、逐步提高我国环境质量，并且对我国的西气东输也能起到重要的互补作用。
我国对ＬＮＧ产业的发展越来越重视，正在规划和实施沿海ＬＮＧ项目的地方有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁，这些项目将最终构成一个沿海ＬＮＧ接收站与输送管网。
从目前规划看，中石油一期（2010年）ＬＮＧ能力约1250万吨；中石化一期能力为600万～900万吨；中国海洋石油一期能力约1200万吨。换算下来，仅一期能力，中石油相当于引进约167亿立方米天然气，中国石化约为80亿～120亿立方米，中国海洋石油约160亿立方米。
周凤起介绍，到2020年我国天然气需求量将达到1500亿立方米，占全国能源消费总量的20％左右，目前我国天然气消费量在能源需求总量中所占比例尚不及10％。然而，我国天然气资源并不十分丰富，且资源地大多集中在西北、西南地区，仅依靠国内产能供给是不现实的，这就意味着今后若干年进口ＬＮＧ将在我国能源消费中占据越来越重要的位置。预计，2010年我国ＬＮＧ进口将超过1200万吨，2020年则会成倍增长。
日益上涨的价格制约LNG需求
周凤起指出，国内供应的缺口，使得进口ＬＮＧ成为必然的选择。国际ＬＮＧ市场供求关系因此发生了变化：由买方市场向对卖方有利的方向转变，与两年前中石油西气东输遭遇没有市场的窘境不同，此次国内三大石油巨头在ＬＮＧ产业上面临的困境，是下游市场需求迅速扩大而上游没有资源。据悉，ＬＮＧ价格这几年上升了一倍，几年前中海油广东和福建ＬＮＧ项目每百万英热单位只有3美元，而现在已经达到7美元。
高价格将直接影响中国市场对ＬＮＧ的承受能力，进而抑制需求。比如天然气使用将是发电、城市燃气和化工各占1／3，但是ＬＮＧ发电的成本要远高于煤电，中国电网又实施竞价上网，如果ＬＮＧ价格继续高位运行，ＬＮＧ发电与煤电相比并没有竞争力。而国内气价属政府定价范畴，企业无权自行定价。这就意味着一旦在高价位签下长期供气合同，企业就必须承担高价带来的成本压力。应当说目前我国气价偏高，超过美国气价，但是电力与燃气按当量值计算的比价，都还远低于工业发达国家平均水平和美国的水平，说明我国存在着电价偏低、燃气价格偏高的问题。
周凤起认为，要实现天然气市场的健康发展，关键在于天然气的合理定价，要按照合理利用能源、提高一次能源利用率、保护生态环境的原则，保持天然气与煤炭、石油和电力之间的合理比价，充分发挥价格机制的作用。
能源巨头逐鹿中国LNG市场
随着国内三大石油公司在ＬＮＧ市场上的争夺日益激烈，国际能源巨头也开始逐鹿中国ＬＮＧ市场。近几年来，ＢＰ、壳牌积极与中海油、中石化、中石油接洽，希望能分一杯羹。这些跨国公司控制着全球ＬＮＧ贸易量的绝大部分，马来西亚石油公司、埃克森美孚等也纷至沓来。一位石化业内人士透露，目前中石化、中海油及中石油都是同时在与多个世界能源巨头进行ＬＮＧ供应合同的谈判，究竟花落谁家，尚无法确定。
来源：中国产经新闻报
http://www.in-en.com/gas/market/focus/2006/10/INEN_41341.html
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中石油计划耗资5亿美元建地下天然气贮罐
亚洲最大的石油企业-中石油股份有限公司(PETROCHINA)计划花费约40亿元(4.986亿美元)建造地下天然气贮罐,官方英文报《中国日报》周六报道。
该报援引该公司一位高级官方的话称,这些地下贮罐将作为西气东输管线项目的一部分,在冬季用气高峰期释放储量,而在夏季需求淡季则建库。其最终库容将达到20亿立方米。这些贮罐将位于安徽和江苏省,详细的建造时间表还未被制订。但耗时3年的江苏1.40亿立方米贮罐预计将于今年7月1日完成。“目前,这一1.40亿立方米的贮罐足以处理我们当前的供应,”这位官员称。
中国计划将天然气在能源消费中的比例到2010年提升至6%,以减少对煤和昂贵石油的依赖。
业内官员已宣称,耗资80亿美元的西气东输管线的运输能力太小。
中石油生产了中国500亿立方米天然气总产量的70%以上。至2020年,中国天然气产量将升至1500亿立方米,而进口将达到900亿立方米,其中一半将来自俄罗斯和中亚国家,其余以LNG方式进入中国海岸终端。
来源：环球聚氨酯网
http://www.in-en.com/gas/corp/news/2006/05/INEN_13123.html
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美国欲建液化气终端 环保成焦点
日前，美国联邦能源监管委员会称，密西西比河沿岸计划兴建的两个液化天然气进口终端将不会对环境造成严重影响。这一声明为该计划最终获批扫清了主要的障碍。
按计划，其中一个液化天然气终端将建于帕斯卡古拉港。该项目由休斯顿的戈尔夫(Gulf)液化气能源公司运行，耗资4.5亿美元，每年可接纳150艘液化天然气油轮，预计每天将输出约15亿立方英尺的液化气。
同时，雪佛龙公司(Chevron Corp.)投资的另一个液化天然气终端就建在帕斯卡古拉港炼油厂的旁边，以便对进口的液化天然气进行加工，并将其分配给密西西比州及东南部地区的工业、商业市场或普通消费者。该终端每天可输出约13亿立方英尺的液化天然气。
在稍后召开的联邦能源监管委员会上，委员们将表决这两个液化气终端建设项目。项目运行方期望这两个终端能于2009年正式投入使用。
在未来的15年中，美国需进口更多的液化天然气以满足不断增长的市场需求，尤其是来自燃气电厂的需求。
来源：人民网环保频道
http://www.in-en.com/gas/hb/2006/06/INEN_13831.html
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能源单一有交通瘫痪风险 广州推广LNG等清洁能源
新华网广州10月17日电（夏令 刘国贤） 广州公交车推广LPG（液化石油气）后，其尾气排放的合格率已经从2003年的86%上升到了今年的91%。但省政协委员认为，使用单一能源，万一该燃料供应困难，城市公共交通可能陷于瘫痪，故建议推广LNG（液化天然气）等清洁能源。省建设厅表示，LNG在价格、气耗等方面更具优势，广东将提前对LNG车用技术进行论证，并及早做好车用天然气的发展规划。LNG实现车用预计可能在2008年以后。
能源单一 有交通瘫痪风险
据《信息时报》报道，今年省两会期间，省政协委员吕平提交提案表示，目前广州公交和出租车都在推广LPG（液化石油气）作为清洁燃料。但由于公交担负维持城市公共交通秩序畅通的重要职责，各地政府均保持公交燃料结构一定程度上的多元化。若在燃料上一刀切改为单燃料LPG发动机，能源供应的风险骤然加大：一旦因某种情况造成该燃料供应困难时，要想寻求支持都不可能，城市公共交通秩序会造成极大的麻烦，甚至可能陷于瘫痪。
他认为，LPG汽车不是唯一的清洁车辆标准，广州市今年6月即可享用到澳洲LNG（液化天然气），LNG项目具有25年“照付不议”价格优惠、供应稳定的优势，而且环保专家公认天然气是更洁净、更安全的能源，价格、气耗均比LPG低，也是一项不错的选择。
为此吕委员建议，推动多元化的清洁能源，引导公交燃料结构合理、安全。
2008年后 LNG可能用于汽车
近日，广东省建设厅答复表示，广州选用LPG作为汽车的清洁燃料是经过反复论证最后确定的。根据今年广州市交委有关部门的检测数据，广州公交车尾气排放的合格率已经从2003年的86%上升到了今年的91%，市民对公交“冒黑烟”的投诉率大大下降，LPG公交车、出租车的社会环保效果已初步体现。
LNG等要今年才到达广州，并且开始阶段仅供民用和电厂使用，目前没有车用规划。而LNG车目前仍在研究阶段，整车造价高，国家目前仍没有LNG客车标准。
不过建设厅也认为，与LPG相比，LNG在价格、气耗等方面更具优势，广东将对LNG车用问题给予高度关注，提前对LNG车用技术进行可行性分析论证，并及早做好车用天然气的发展规划。建设厅表示，由于受到规划、气站建设（一座LNG气站的成本是LPG气站的5倍）、车辆技术等因素影响，LNG实现车用预计可能在2008年以后。 (完)
来源：新华网广东频道
http://news.xinhuanet.com/politics/2006-10/17/content_5213810.htm
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faceworld发布于2006-10-29 15:25:36
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能源的利用，对于清洁能源易在城区利用，而污染性较大的，像煤等，应该集中利用
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我国能源的紧张很大程度上都是利用的不合理
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天然气告急涨价成难题 紧缺和涨价:政府倾向后者
日前，马来西亚液化天然气公司宣布将与上海液化天然气公司签署《液化天然气购销合同》；与此同时，中俄天然气、中土天然气项目也取得了不同程度的进展。
据记者昨日了解，马来西亚液化天然气(LNG)到岸价将达1.8元/立方米，但我国目前LNG的出厂价仅为0.8元/立方米，其中有1元钱的价格倒挂。
中国石油化学集团专家警告说，如果我国公司不能承受市场价格，就只能失去合同。
该专家认为，以上变化意味着我国各地政府在面临紧缺还是接受涨价的两难抉择时，做出了更倾向于后者的选择。
国家信息中心经济师牛犁指出，我国天然气紧缺局面至今没有缓解迹象。根据统计，2005年我国华东地区有400万千瓦的新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行。
以海南电网文昌清澜电厂为例，去年“油改气”技改工程成功并网发电后，因LNG供应严重不足，电厂长期处于“极度饥饿”状态，只能改用柴油发电。
于是，摆在政府面前的选择，要么是接受天然气紧缺的现状，要么接受国际市场天然气涨价的现实并以高价进口。
专家指出，相对于燃煤电厂，燃气电厂具有调峰能力强、热能高、污染少的优点，但是它却有一个致命缺点———资源紧缺。如今，各地政府接受了天然气涨价的现实，这必将影响下游的居民生活用气，也将带来涨价的结果。
而事实上，我国早已有一些地方，已经上调了天然气价格，另外一些地方，也陆续召开着天然气的涨价听证会：四川将工业用户天然气价格上调了10%、新疆将天然气零售价每立方米上调1.3%；上海举行“燃气价格形成机制和调价方案”听证会、北京召开价格听证会讨论民用天然气价格上涨问题。而就在前天，海口市举行管道燃气价格调整听证会，海南民生管道燃气有限公司提出调价申请。
资源告急各地面临涨价难题
我国“被迫”接受天然气涨价的原由，说到底是由于各地缺气导致的。
专家表示，冬天的到来导致各地开始缺“气”，为了环保，缺“气”的现实促使政府被迫接受高价进口天然气，进口价的上涨又将导致居民用气价格的上升。
缺气：各地开始告急
每年岁末都是资源紧张的时期。据统计，我国今年将有600万千瓦的新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行。
交通行业的用气状况也日益紧张。随着10月用气高峰到来，四川、长春等地能够每天供应给加气站的天然气减少了几千立方米，当地出租车和公交车的运能开始受到影响。
即便是在北京和上海，城市的生活用气也不容乐观。北京热力集团10月27日表示，热力集团所属11个基地的供热能力将在今冬达到极限。如遇极端天气或部分设备故障时，北京将无后备热源替代。
告急：政府接受涨价
我国天然气资源仅占世界已探明资源总量的1%，严峻的形势促成了我国在今年内陆续达成了数个进口天然气的协议，被迫接受“高价”天然气。
进口天然气成本的涨价，将带来居民天然气使用价格的上升。我国各地已经陆续上调了天然气的价格，一些地方也正在陆续召开涨价的听证会。
而天然气涨价的更深层含义，是它促进了资源类价格调整的速度。专家表示，石油、水、电等资源价格的上升，都将使居民从腰包里掏出更多的钱。
涨价：应有新思路
中石油西南天然气研究所研究员白兰君认为，由于我国一开始就没有通过价格杠杆很好地把LNG的真实价值反映出来，导致民众已经习惯于接受便宜的价格了，当然不愿意支付真正的商品价值。
为此，发改委价格司人士表示，目前计划将每年燃气价格逐步上浮5%~8%，直到大致与国际价格水平接轨为止。
专家指出，天然气的销售价格可以随着国际市场的价格适当浮动，但是政府也不必把眼光仅局限在天然气领域。如果考虑向石油、煤炭行业征收一定的环境税，用以补贴天然气行业。这样，消费者的不满、进口商的怨言、环境的恶化程度都将被降低。
各地天然气涨价及听证会日历表
2月20日，长沙市召开天然气价格听证会，对于暂定的2.33元/立方米价格，与会的绝大多数代表都提出了反对意见。
6月21日，赣州市物价局举行城区天然气销售价格和管道初装费的听证会。
7月，四川将工业用户天然气价格上调了10%。
8月1日，新疆将天然气零售价上调1.3%，每立方米上调至1.366~2.076元。
8月17号，杭州市民用天然气定价听证会举行。针对杭州市燃气有限公司提出的定价申请每立方米2.6元，15位听证代表中有八成代表认为这个定价略微偏高。
9月1日，北京市上调非民用天然气销售价格。各类非民用天然气销售价格统一上调0.15元/立方米。
9月12日，上海市物价局组织召开了“上海市建立燃气价格形成机制和调价方案听证会”，听取各方面的意见。
10月31日上午，海口举行民生管道燃气调价听证会。调价后，海南福山油田勘探开发有限公司供应给海南民生管道燃气有限公司的天然气价格，由原来的0.974元/立方米上调为1.25元/立方米。
来源：上海证券报
http://www.ce.cn/cysc/ny/trq/200611/02/t20061102_9241042.shtml
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预计到2020年我国天然气发电量将占全国发电总量的6.7%
中海石油天然气及发电有限责任公司有关负责人10日表示，预计到2020年，我国天然气发电量将占全国发电总量的6.7%。
中海油气电公司常务副总经理刘立名在此间召开的中国天然气国际峰会上说，目前我国在建、已建和计划建设的天然气发电项目有23个，总容量达到1837万千瓦。
据中国电力企业联合会的统计，截至2005年底，天然气发电装机占全国发电总容量的比重大约为2.1%。
刘立名说，预计到2010年，中海油气电公司天然气发电装机总容量将达到916万千瓦。
中海油气电公司是中国海洋石油总公司负责天然气及发电业务的独资子公司，是中海油在天然气及发电业务领域的唯一投资主体。
西气东输管线的贯通和国内相对较低的天然气价格促进了我国天然气消费以年均25%的增速增长，也加快了各地为满足用电不足纷纷上马燃气电厂的速度。
此间专家指出，由于国际天然气价格随原油价格水涨船高，天然气在一定时期内不适于作为一种高效的发电能源被广泛使用。
我国政府在"十一五"规划中提出了适度发展天然气发电的战略，对天然气发电采取了较为谨慎的态度。
中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司副总经理汤亚利认为，我国应通过税收、价格等手段合理调整天然气消费结构，重点发展城市燃气、民用及附加值较高的重点工业项目。
而对于天然气发电，汤亚利认为，应主要用于用电高峰的调节。
刘立名表示，在天然气市场和相关基础设施还不太完善的阶段，适度发展天然气发电项目，有助于推动配套设施的建设，并进而推动整个天然气下游市场的培育和完善。
据介绍，目前中海油气电公司控股或参股的天然气发电项目共有5个。主要分布于中国南部的广东、海南、福建和浙江等省份，并与中海油的液化天然气项目或近海天然气生产相配合。
刘立名说，预计到2010年，中海油气电公司将实现年进口2500万吨液化天然气，并拥有2315公里天然气主干线。
目前中海油总公司共有四个液化天然气接收站项目获得国家批准立项。其中，今年6月投产的深圳项目和已进入实质性建设阶段的福建项目已分别与澳大利亚和印度尼西亚签订了液化天然气长期供应合同。上海项目于近期确定了马来西亚石油公司的气源。另一个液化天然气项目位于浙江。
刘立名表示，关于下一个项目的液化天然气进口谈判正在进行。目前接洽的对象包括卡塔尔、印度尼西亚等。
来源：中国化工网
http://www.chinapower.com.cn/article/1053/art1053591.asp
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天然气发电预计激增两大瓶颈使价格劣势难破
目前，天然气发电量在全国发电总量中仅占2.1%，2020年预计该比例将跃升至6.7%，但目前气电与煤电相比仍具有价格上的劣势。
据《第一财经日报》报道，目前，天然气发电量在全国发电总量中仅占2.1%，2020年预计该比例将跃升至6.7%，但目前气电与煤电相比仍具有价格上的劣势。
报道称，9日至10日，“第二届中国天然气国际峰会2006”召开。中海石油天然气及发电有限责任公司常务副总经理刘立名在会上表示，中国天然气开发利用起步较晚，截止到2005年底，在一次能源发电中，煤电约占70%，水电约占23%，燃气发电仅占2.1%。而天然气发电所占份额在美国为14%，英国为31%，日本为64%，泰国更是高达78%。
据介绍，与燃煤发电相比，天然气发电存在诸多优势，如效率高、节约用水、占地节省、造价低廉、建设期短、设备起停迅速调节变化范围大、环境代价低等。
据透露，目前，中国已开始利用西气东输、广东进口LNG、东海西湖气田、渤海气田、四川气田、陕北天然气等，计划建设一批大型燃机联合循环发电项目。
因此，刘立名预计，到2020年，中国天然气发电量将占全国发电总量的6.7%。按照国家的相关规划，2020年中国电力装机要达到9.5亿千瓦，这意味着届时天然气发电量将达到6365万千瓦。
但是，“在中国的电力市场中，煤电依旧占有绝对的统治地位。”在刘立名看来，中国天然气发电产业还面临着系列挑战。
首先，燃气电站的低投资和高效率的优势，无法抵消煤炭对天然气的价格优势。
刘立名认为，造成气电价格偏高的原因除了天然气资源的分布地区与消费市场较远外，还因为目前中国尚未形成合理的市场定价机制，供气方缺乏竞争意识和降低价格的动机，天然气用户基本上置于卖方市场。
此外，天然气发电面临照付不议和参与电网竞争激烈双风险，天然气供气方式对燃气电站运行方式存在制约，特大工程的规划与管理存在风险等，都是目前中国天然气发电产业面临的挑战。
国电动力经济研究中心的一位专家表示：“目前天然气价格体制及如何保障气源长期供应两大问题，是阻碍天然气发电产业快速发展的两大瓶颈。”在他看来，天然气定价机制不尽快改革，城市燃气管网不及时完善及供应安全问题不得到解决，天然气发电产业就缺乏良好发展的根基。
来源：中新网
http://www.chinapower.com.cn/article/1053/art1053689.asp
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深圳首座天然气电厂投产 设计年发电量巨大
王传真
深圳首座天然气电厂——东部电厂1号机组28日正式投产。
深圳东部电厂由深圳能源集团投资建设，是广东省“十一五”期间重大建设项目，电厂规划总装机容量为9台35万千瓦机组，分两期建成。其中一期总投资39亿元，规划建设3台35万千瓦燃气-蒸气联合循环发电机组，设计年发电量42亿千瓦时。
东部电厂以液化天然气为燃料，机组热能利用率高、占地面积小、消耗淡水量少，环保标准高，是真正的绿色清洁能源。据了解，一期工程1号机组投产后，2号、3号机组也将于明年用电高峰期相继投产。
来源：新华网
http://www.ce.cn/cysc/ny/trq/200611/29/t20061129_9622357.shtml
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产业链成本博弈 天然气将作别廉价时代
近日，在刚结束的“中国天然气国际峰会”上，价格因素再次成为国际天然气供应商和运营商关注的焦点。
众所周知，国际液化天然气价格随着原油价格的上涨水涨船高。然而，国内市场对天然气价格较弱的承受能力压缩了中国石油企业在进口液化天然气谈判中的价格斡旋余地。据悉，中国在天然气采购方面一系列协议的签署，抬高了国际液化天然气供应商对中国价格承受力的期望值。萨哈林能源投资公司液化天然气市场部副总裁科尔特指出，中国进口液化天然气最终必须按国际市场价格买单。中国国际工程咨询公司天然气专家李良则认为，过高的进口价格将会抑制国内需求，并直接对中国液化天然气项目的建设和发展造成影响。
不久前，在中国—东盟建立对话关系十五周年纪念峰会上，马来西亚国家石油公司宣布，它已签署了一项协议，从2009年起连续25年向上海提供液化天然气。数量从110万吨起逐年增加，2012年后保证每年供应303万吨液化天然气。作为中国第三个液化天然气项目，上海液化天然气接收站由中国第三大石油公司中国海洋石油总公司和上海申能集团合资拥有。据估计，该天然气合同价格应该比今年六月投产的中海油深圳液化天然气项目以及中海油在福建建设的液化天然气项目的价格都要高。深圳项目和福建项目已分别与澳大利亚和印度尼西亚签订了液化天然气长期供应合同。由此，中国天然气市场的国际化进一步加快了。
目前，中国石油天然气集团公司在大连、唐山和江苏的液化天然气项目，中国石油化工集团公司在青岛、天津和广西的项目，以及中海油在浙江的项目也已经得到国家发展和改革委员会的批准立项。按照目前的液化天然气到岸价格，加上储存、再气化和管道运输成本，城市门站价格要达到每立方米2.8元。而目前中国主要城市天然气门站价格仅为每立方米一至两元左右。这意味着按现进口价格计算，进口天然气的最终使用价格要上涨50%至70%。在此，国内外价差凸现眼前，而关键在于是否可以在供应商和消费者之间找到一个双方都乐于接受的价格平衡点。
据可靠消息，在管理层已达成这样的共识——即天然气作为一种清洁能源，其价格应当逐步上推，最终与国际接轨，使价格能够体现资源的稀缺度和环保性。较低的国内天然气价格已经引起了国内相关部门的关注。去年12月26日，国家发改委宣布在全国范围内适当提高天然气出厂价格，由此拉开了中国天然气价格机制改革的序幕。其中规定，天然气出厂基准价格根据原油等可替代能源价格变化情况每年调整一次，相邻年度的调整幅度最大不超过8%。国际业内人士则指出：不管是卖家还是买家，在国际天然气市场上，谁也不能脱离市场太久。
其实早在去年，天然气的生产者、运输者和配送者在“气价”方面就已展开多轮争论。
资料显示，2004年，中石油在国内的天然气产量达287亿立方米，占全国总产量的73%，其下游市场已进入全国25个省、市、自治区，是中国当之无愧的天然气生产“老大”。再看输送，截至2004年底，由中石油运营的主干天然气管道长度超过2万公里，占全国的90%以上。这其中就包括著名的西气东输和陕京一线、忠武线等。据悉，作为陕京二线天然气的生产者和输送者，中石油曾多次表示，当前气价水平不能完全消化其生产、运输天然气的巨额成本。仅在华北地区，除陕京一线、二线等干线外，中石油还陆续修建了港沧、沧淄、永京等支线。特别是为解决北京冬、夏季用气量不均问题，中石油不得不在华北地区又建设了四座地下储气库。
据介绍，虽然华北天然气气源地——长庆气田截至2003年底的天然气累计探明储量达1.2万亿立方米，但这其中，有相当一部分资源位于复杂的地质构造中，在目前国家制定的天然气价格水平下，开采工作缺乏经济性。“目前，我们已与壳牌就这一气田的一个区块签订了合资开采合同，这其实是我们规避上游开采风险的一个不得已的选择。”而为满足华北快速增长的用气量，陕京二线还部分采用了新疆塔里木气田的天然气作为长庆气田的补充，而两气田之距离长达2340公里，输气成本必然大幅增加。除此之外，光是为储气库注入巨大的垫底气一项，就要追加巨额资本，这也使中石油叫苦不迭。
对于上游提出的成本激增问题，下游除表示理解，自身处境也极其尴尬。下游认为，气价的调整应重点考虑终端用户的承受能力。如按中石油提出的二线门站综合平均1.28元／立方米的价格倒推，北京居民用户价格将从1.9元／立方米，升至2.8元／立方米；公服用户价格将从2.4元／立方米，升至4元／立方米。这便使天然气完全失去了价格竞争力，影响其推广使用。更重要的是，由于终端用户提价的听证程序相当繁琐，这一价格很难真正实施，最终，省级天然气公司和城市燃气商将为此买单。据了解，在华北，城市燃气商目前已是亏多盈少。如：天津市燃气集团近年来每年亏损均在5000万元以上。河北石家庄天然气公司2003年亏损700万元，去年实现微利，投资收益率仅有0.23%。而对于经营状况较好的北京市燃气集团来说，由于2001年政府已停止补贴，2003年又取消基建拨款，若此次气价再上涨，集团将不可避免地出现亏损。
于此，下游企业的担忧和抱怨可以理解。那么，天然气涨价与否，上下游企业的利益搏弈除依靠行政协调、干预之外，最终的具体落实还得有待终端市场去消化。问题尽管非常棘手，但天然气涨价看来已是大势所趋。
来源：中国燃气安全网
http://www.in-en.com/gas/news/news/2006/11/INEN_54188.html
[ 本帖最后由 cnlwh 于 2006-12-4 02:30 PM 编辑 ]
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广州使用液化石油气(LPG)公交车数量居全球之最
广州市政府今日宣布，超过九成的公交及出租车已基本完成LPG改造，使用清洁能源液化石油气(LPG)替代汽油燃料。目前广州LPG公交车数量更居全世界首位。
截至十一月，广州市LPG公交车六千四百台，占全市总数的八成；全市一万六千台出租车全部完成LPG改造。根据去年广州市环保机构抽样检测显示，广州市LPG公交车污染物排放状况仅为北京标准的三分之一至四分之一。以公交出租车排放量占全市机动车排放总量五成的情况计算，每年机动车尾气排放污染物一氧化碳、碳氢化物、氮氧化物总量将分别减少二万两千、二千四百多吨和一千七百多吨。
在燃油供应紧张、价格不断攀升的情况下，由于推扩使用LPG清洁能源，今年广州市可替代燃油约四十万吨，明年将达到四十七万吨，对燃油依赖可减少近五分之一。此外，随着油气价差扩大，出租车用气已优于用油，平均每月节约燃料费近二千元人民币。
广州市经过三年多努力，政府直接投入一点三五亿、企业投入二十多亿进行LPG清洁能源推广工作，其经济效益和社会效益已得到充分体现。广州市交委负责人副主任刘卫称，广州城区LPG车用气站年内将达到二十八座，基本可以满足当前需求。明年上半年广州将实现油气合一站。
据悉，广石化自主科研攻关已解决国产气杂质多的难关，检验，其经济性、安全性、环保性、稳定性已基本达到或优于进口气，明年一月一日将正式投放市场，为气价进一步调整创造了空间。
作者：王华
来源：中新社
http://www.in-en.com/newenergy/news/china/2006/12/INEN_54795.html
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太原市燃气锅炉、空调发展的实践和探讨
摘要：介绍发展燃气锅炉、空调的效益、经验和有关策略。
关键词：燃气、锅炉、空调、效益、策略
一、前言
随着社会的发展和科学技术的进步，城市燃气的用途也趋于多元化，由以前单一的炊事用途向致冷、制热、采暖等多种形式的用途发展，同时由于技术的日益成熟，燃气空调、采暖、热水锅炉的生产厂家也逐渐增多，燃气空调、采暖、热水锅炉正做为一门新兴燃气行业朝气蓬勃发展着。
为了保护环境，减少污染，提高效率，降低能耗，越来越多的城市要求取缔燃煤锅炉，替换为燃气或燃油锅炉，而用户基于经济效益的比较，考虑到城市燃气的干净、廉价，也十分支持燃气锅炉和空调的发展。
太原市从1996年底开始发展燃气锅炉、空调，在几年时间内从无到有，从单一产品到多种型号并存，从试点安装到大规模发展，积累了许多经验和教训，可为其它城市开拓燃气市场提供一些借鉴。
二、燃气锅炉、空调的效益、技术及市场分析
1、经济效益
由于太原市位于山西这个能源重化工基地，有着丰富的焦煤资源，走炼焦---供气的途径最为经济合理，所以我市煤气的煤源都是焦炉气。焦炉气由于生产工艺、产量等因素限制，产气量相对稳定，难以进行季节调控，而用户的用量随季节波动较大，这样造成气源经常大量放散。如按满负荷供应计算，全年要放散4800万m3城市煤气，造成供气企业经济上极大浪费。在大力发展燃气锅炉、空调后，此局面得到改观，全年放散量下降到1500万m3，可为供气企业创收2000万元，既创造了可观的经济效益，又避免大量煤气放散污染环境。
同时从用户的角度来看，使用燃气锅炉、空调也是十分经济实惠的。使用焦炉煤气的直燃型溴化锂冷却机同耗电的压缩式氟利昂冷却机相比，前者的一次性投资只有后者的87.8%（未考虑气源增容费），年运行费用也只有后者的89.9%。
同样将燃气锅炉同燃油锅炉相比也可发现，两者的一次性投资大体相当，但当以0.6元/m3收取煤气费时，前者的运行费只有后者的78%，同时再考虑到柴油的储藏及价格波动等情况，不难发现前者比后者的优越性。
2、环境效益。
以10000m2居民住宅为例，采用燃煤锅炉每小时大约产生35kg左右的灰渣，并向大气排放10kg左右的各种污染环境的物质；而采用燃气锅炉每小时大约只向大气排放1.5kg左右的废弃物,并且没有灰渣产生，燃气锅炉比燃煤锅炉在环境保护上有着本质性的差异。太原市在近几年大力发展燃气锅炉后，在城区中心、主要街道两周，已很难看见冒烟的烟筒，对改善环境起到积极作用。
再将燃气空调和耗电空调相比较可以发现，无论是活塞式、离心式，还是螺杆式电制冷机都有一些工质问题，将大量的CFC（氟利昂）排放到大气中，对臭氧层有破坏作用，不利于环境保护，而使用焦炉煤气的直燃型溴化锂冷却机由于属于吸收式，彻底解决了环境污染的问题，是目前为止取代氟利昂的最佳机型。
3、技术可靠性
早在六、七十年代，日本和美国就生产出来燃气锅炉和空调，并且由于热效率高，使用方便，结构紧凑等优点得到了广泛的运用，在日本直燃机组占据60%的空调市场。太原市在1996年将此技术引入，首先在西山宾馆、杰特曼大厦安装直燃型溴化锂空调，在愉圆宾馆、东海酒店安装燃气锅炉，从运行近五年的情况来看，运行情况稳定，没有发生重大故障，技术较为成熟，在锅炉、空调本体发生问题时生产厂家也能提供优质快捷的服务。
由于锅炉、空调使用时要求煤气管道的输送压力5---10kpa，因此在配套设施的使用上，我们也选用河北枣强自力式、上海飞奥等多种型号调压器，从运行效果来看，均可满足使用要求。从国际看到国内，从锅炉、空调本体到配套设施，并通过实践检验，证明燃气锅炉、空调及相应技术是可靠的。
4、市场机遇
根据国际组织公约，在2000年我国要逐步取消以氟利昂生产为主的空调生产，而到目前为止，使用焦炉煤气的溴化锂直燃机又是替代氟利昂制冷机的最佳机型。同时由于清洁化生产和日益高涨的环保要求，越来越多的城市要求取缔燃煤锅炉，使用清洁能源，如太原市政府规定：从1997年1月1日起，在规划集中供热、区域性供热范围内必须使用燃气或燃油锅炉；新建的桑拿浴、饮食娱乐业必须使用燃气或燃油锅炉；对于现在使用的燃煤常压锅炉要在2000年底前全部取缔，城市居民、饮食娱乐业的采暖和热水供应将由燃气（油）锅炉或集中供热来实现。这些政策的出台对燃气供应企业来讲，是开拓市场的最好机遇，加之用户从经济、环保角度出发，有强烈地使用廉价、干净的能源要求，为燃气锅炉、空调的发展提供了有利的契机。
三、太原市燃气锅炉、空调的发展现状
正是由于燃气锅炉、空调的诸多优越性，从1996年太原市开始引进至今得到大规模发展。
1、燃气锅炉、空调历年的发展
年份 锅炉台数 锅炉负荷（吨） 空调台数 空调负荷（万大卡） 1997 13 25．36 3 290 1998 15 21．30 2 80 1999 18 35．89 2 480 2000 82 99．53 16 1970 2001 39 39．50 9 801 公司内部 22 44．42 1 125 合计 189 266．00 33 3746
2、燃气锅炉分类：
年份 总吨位 采暖用 制冷用 洗浴用 生产用 1997 25．36 14．50 8．00 2．86 ----- 1998 46．66 27．50 10．00 9．16 ----- 1999 82．55 53．25 10．00 19．30 ----- 2000 182．08 127．03 10．00 45．05 ----- 2001 221．58 143．98 10．00 64．60 3．00 公司内部 44．42 27．72 ----- 2．70 14．00 总计 266．00 171．7 10．00 67．30 17．00
3、燃气锅炉、空调的负荷分析
从表1、表2可知，燃气空调累计发展3746万大卡，折合62.43吨锅炉负荷(60万大卡空调负荷折合1吨锅炉负荷)，加上燃气锅炉负荷，共计328.43吨，可知表3。
总负荷 燃气空调 采暖锅炉 制冷锅炉 洗浴锅炉 生产锅炉 328.43 62.43 171.7 10.00 67.30 17.00 所占比例 19.01% 52.26% 3.05% 20.5% 5.18%
从表3中可以看出，虽然我们在燃气锅炉、空调的发展过程中做了很多的工作，但采暖性锅炉的比例还是较高，这主要和太原市做为北方城市，冬季必须采暖，而市政府下决心取消市区内燃煤采暖锅炉有关，随着清洁化生产的不断扩大，采暖锅炉在未来相当长的时期内仍然要大规模发展，因而在今后的发展过程中，为平衡季节性气源供应，对其应有条件的发展；燃气空调占总负荷近五分之一，所占比例有些低，为解决夏季放散，今后应大力发展；热水洗浴锅炉占总负荷五分之一，因属全年均衡用气，可以继续按常规发展。
4、供应能力
随着锅炉、空调的大规模发展，太原市的用气量急剧增加，冬季平峰日用气量从70 万m3/日上升至90万m3/日，全年最大日用气量从 89万m3/日上升至120万m3/日。用气量上升并没有制约燃气锅炉、空调的发展，这主要因为：一是开拓市场时不忘引进外部气源。在锅炉、空调发展中，公司从总体规划考虑，引进清徐美锦焦化厂、北郊三兴焦化厂等外部气源，使气源供应能力增加20万m3/日，解决了气源不足的问题。二是合理调配气源，科学生产管理，加强输配设施维护、保养、更新改造，保证设施运行正常，管网畅通，压力稳定。三是进行管网建设。在发展锅炉、空调的同时，积极进行输配设施建设，先后建成城南储配站、第四条过汾线、第一条清太线等工程，从而增强了管网输配能力，保证了用户的正常使用。
四、燃气锅炉、空调的发展策略
在太原市燃气锅炉、空调的发展中，我们是按以下几个方面的策略进行考虑的。
1、量气发展的策略
由于燃气锅炉、空调耗气量极大（60万大卡空调150m3/h，1吨锅炉150m3/h），运行时对居民、营业、福利、工业用户均有不同程度的负面影响，因而燃气锅炉、空调的发展应在保证现有各类用户正常使用和发展的基础上，在气源有余量的情况下量气而行。
同时由于城区管网已超负荷运行，为避免高峰争气、局部地区灶前压力不足的现象出现，应限制发展低压锅炉。
2、积极引导的策略
由于居民用量随季节的变化波动较大，因而在保证居民、营业、福利、工业用户使用和发展的基础上，积极引导燃气锅炉、空调的发展。
对采暖性锅炉，考虑到其为季节性锅炉，主要在冬季使用，对冬季调峰有负面影响，发展此种性质的锅炉将会加剧夏季放散和冬季气源紧张的局面，从理论上应禁止发展，但为了在城市中实现清洁化采暖，扩大煤气市场，可以在具备油、气两用系统，并随时可以切、换的条件下发展。
对于非采暖性均衡用气的锅炉，如桑拿、卫生用热水锅炉等，由于全年用气基本均匀，且为营业用户，应着力发展，并从煤气价格及初装费上给予适当的政策性优惠。
对煤气空调由于主要在夏、冬季使用，为了充分利用夏季放散的煤气，在考虑到夏季放散与用气基本平衡的情况下，应大力发展，并在煤气价格（分季节分段计费）及初装费上给予最大限度的优惠。
3、长期发展的策略
在从清徐到太原市的第二条引气工程完毕后，2002年太原市的气源外供能力将达到158万m3/日；在2004年煤气化焦化大二期建设投运后，气源外供能力将达到200万m3/日。在未来几年内气源供应将十分充足，单靠居民、营业、福利用户已无法消化气源增加的部分，结合在未来五年内太原市将增建近百栋高层楼房的规划，我们要坚持燃气锅炉、空调长期发展的策略。同时我们还考虑要将太原地区现有的燃煤锅炉大批量地改造为燃气锅炉，将全市的大型空调改造为燃气空调，并发展小区性采暖带24小时热水供应锅炉和封闭到各户的集中空调。
五、结论
燃气锅炉、空调随时代的要求，必将蓬勃地发展起来，我们要认识到它的优越性，由于各地的实际情况不一样，因此在燃气锅炉、空调的发展策略上是不同的，但归根接地要根据当地的实际情况来进行考虑，不可一味的照抄照搬其它城市的经验，积极引导，加强输配设施建设，将燃气锅炉、空调的发展引向正轨。
附：太原市燃气锅炉、空调选型产品
燃气空调 品牌 规格及型号 远大直燃型溴化锂吸收式冷温水机 RZ100VIIBEH3、BZ200VIIEH3 三洋直燃型溴化锂吸收式冷温水机 DC（F）C—42G 双良直燃型溴化锂吸收式冷温水机 ZXQ—204MR2 LG直燃型溴化锂吸收式冷温水机 LDF—C032AG、LDF—C096 宏大直燃型溴化锂吸收式冷温水机 ZXZ—80
燃气锅炉
燃气锅炉 洁宇燃气热水锅炉 CWNS0.7-95/70-Q 洁宇燃气沸水炉 FQRR-150 泰铁燃气蒸汽锅炉 WNS1-0.4-Q 泰铁燃气热水锅炉 CWNS0.35-95/70-Q 泰铁燃气沸水炉 CL20 远航燃气热水锅炉 CWNS1.4-95/70-Q 双良燃气蒸汽锅炉 WNS2-1.25Q 双良燃气热水锅炉 LSS2-1.95/70-Q 贝龙燃气热水锅炉 WNS2.8-0.7/115/95-QW 宏大燃气热水锅炉 CWNS0.7-95/70-Q 宏大燃气热水锅炉 CWNS2.8-95/70-Q 宏大燃气热水锅炉 CWNS1.4-80/60-Q 迪森燃气热水锅炉 DSJ100-65/55-Q 迪森燃气蒸汽锅炉 WNS4-1.25Q 雄宇燃气热水锅炉 CWNS0.35-95/70-Q 雄宇燃气热水锅炉 CWNS1.05-95/70-Q 正久燃气蒸汽锅炉 WNS4.0-1.25-Q、LSS2.0-1.0-Q 正久燃气热水锅炉 WNS2.1-1.0/115/70-Q 德地氏燃气热水锅炉 GT300GT400GT500 富尔顿燃气蒸汽锅炉 RB-750 科诺燃气蒸汽锅炉 LSS0.5-0.7-Q 特富燃气热水锅炉 CWNS0.7-97/70-Q 特富燃气热水锅炉 CWNS1.05-95/70-Q 派格大公特富燃气热水锅炉 CWNM0.23NW 三佳特富燃气热水锅炉 CWNS0.23-Q 烽火燃气沸水炉 FQRR1500-A 三益燃气蒸汽锅炉 WNS4-1.25-Q 福锅燃气蒸汽锅炉 WNS1-1.0-Q 威能国益燃气热水锅炉 CWNSZ-90 威玛燃气热水锅炉 988F 查理燃气蒸汽锅炉 QXS1.0-0.039-Q 环海燃气热水锅炉 CWNS0.35-85/60-Q 宗大燃气热水锅炉 CWNS1.4-95/70-Q
作者：刘宝荣
来源：刘宝荣
http://www.gb50028.com/Artgb/luw/200604/517.html
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