政策解读

加快推进天然气利用的意见

四省份天然气价格管理政策对比

热点聚焦

保供专题

天然气分布式能源

行业资讯

中俄合作亚马尔液化气项目投产

合肥储气能量将提高一倍

建议与思考

2017 年行业宏观形势分析

PE 管材的应用发展趋势展望

政策

研究 总第一期

2018 1

　　近日，合肥气温骤降，全市天然气用量随之大幅攀升，日用气量已达近 330 万立方米，直逼去年最高值。

随着全国天然气资源持续紧张，合肥市供气形势日趋严峻，集团公司日供气缺口已达近 130 万立方米，预

计今冬最大日供气缺口将达 150 万立方米。面对严峻挑战，集团公司将保障今冬明春全市安全平稳供气作

为政治任务和首要工作，全体燃气职工上下一心，众志成城，直面困难，全力保供。

　　政策研究是政研办的一项主要职能，是日常投入时间、精力最多的一项工作，同时也

是出成果最难最慢的一项工作。寻常调研已是不易，更遑论研究出自顶层智慧，深入行业

内核的政策。出成果，谈何容易？

　　所有起步的工作都是艰难的，既无成法，也无先例可依。部门 2 人，均非燃气专业出身，

资历、阅历、能力上都有欠缺。工作起步也别无捷径，就是以勤补拙。最初的研究方法是“看”，

每天看主管机构、行业龙头、媒体协会的官网，浏览信息以扩充视野。这时所出的《行业

资讯简报》，不过三、五条链接，旨在提醒关注而已。

　　然而看的多了，问题也接踵而至。不同媒体出的信息、数据也常有“打架”的时候，

如何辨别、取舍，保证所出信息的准确性，无疑又给这一工作增加了难度。这时，主动向

公司相关部门领导和专业人士请教，积极与前沿媒体建立联系寻求咨询，起到了很好的效

果，部门对行业信息了解的广度和深度得以拓展。由此开始，部门开始尝试在研究方法上

做一些“比较”，《行业资讯简报》也因此在内容和形式上渐渐丰富起来。

　　不积跬步无以至千里。这一点点的“看”和“比较”，就好比我们曾经吃过的饭一样，

虽然已记不清某一粒米的样子，但它已经慢慢融入到我们的身体发肤之中。正是得益于《行

业资讯简报》的积累，让我们有冲动想做得更好。于是，部门再一次从零起步，从酝酿、策划、

组稿、设计，到付印成刊，历时两个多月，集团公司第一本内部刊物《政策研究》正式诞生。

　　《政策研究》计划以季刊的形式推出，初步定位是为集团公司中层及以上人员提供信

息参考。内容上设政策解读、热点聚焦、行业资讯、建议与思考四大版块，其中建议与思

考为开放版块，面向集团公司进行有偿征稿。今后，《行业资讯简报》仍延续每周一期的

惯例，向集团公司领导和各单位、部室推送信息。

　　《政策研究》得以成刊，要感谢王斌董事长的指引和鼓励，感谢政研委各位领导的关心，

感谢各单位、部室的支持，感谢首期约稿作者的妙笔相助。但由于水平有限，刊中内容纰

漏难免，敬请各位领导批评指正。

FROM THE EDITOR/ 卷首语

《政策研究》编辑部

二〇一八年元月

序　言

政策解读

加快推进天然气利用的意见

四省份天然气价格管理政策对比

热点聚焦

保供专题

天然气分布式能源

行业资讯

中俄合作亚马尔液化气项目投产

合肥储气能量将提高一倍

建议与思考

2017 年行业宏观形势分析

PE 管材的应用发展趋势展望

政策

研究 总第一期

2018 1

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

01/ 中共中央国务院印发《关于深化石油天然气体

制改革的若干意见》

03/ 加快推进天然气利用的意见

08/ 关于加强配气价格监管的指导意见

10/ 湖北、福建、江苏、黑龙江四省天然气短途管输、

配气价格管理政策对比

热点聚集 /FOCUSES ON INDUSTRY HOTSPOT

11/ 保供专题

14/ 冬供市场趋紧的原因分析

16/ 天然气分布式能源

20/ EPC 模式简介

行业资讯 /NEWS OF GAS INDUSTRY

22/ 国际资讯

25/ 国内资讯

29/ 省内资讯

目录 /CONTENTS

编委会

主　任　王　斌

副主任　李　永　赵　霞　王聿法

　　　　张仁晟　张家安　王成庆

　　　　周贵明　李　升　马　赛

编辑部

责任编辑　高　阁　洪伟伟

主办单位 政策制度建设研究委员会

CONTENTS/ 目录

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

31/ 2017 年行业宏观形势分析

34/ 长风破浪会有时

——“气荒”引发的几点思考

36/ PE 管材的应用发展趋势展望

39/ 延伸安全服务产业链，实现同心多元发展

——关于燃气器具市场发展的思考

41/ 气化器在北城 LNG 应急调峰气源的选用研究

编辑部办公地点

合肥市合作化南路 466 号燃气大厦 1009 室

电话：0551-65191917

邮箱：zhengyanban@163.com

总第一期

2018 1

·01·

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

　　近日，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然

气体制改革的若干意见》（以下简称《意见》），明确了

深化石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体思

路和主要任务。

　　《意见》指出，深化石油天然气体制改革，要全面贯

彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，

深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神和治国理政新理

念新思想新战略，认真落实党中央、国务院决策部署，统

筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战

略布局，牢固树立和贯彻落实新发展理念，全面实施国家

能源战略，坚持社会主义市场经济改革方向，正确处理好

企业、市场、政府之间的关系，发挥市场在资源配置中的

决定性作用和更好发挥政府作用，以保障国家能源安全、

促进生产力发展、满足人民群众需要为目标，建立健全竞

争有序、有法可依、监管有效的石油天然气体制，实现国

家利益、企业利益、社会利益有机统一。

　　《意见》强调，深化石油天然气体制改革要坚持问题

导向和市场化方向，体现能源商品属性；坚持底线思维，

保障国家能源安全；坚持严格管理，确保产业链各环节安

全；坚持惠民利民，确保油气供应稳定可靠；坚持科学监管，

更好发挥政府作用；坚持节能环保，促进油气资源高效利用。

　　《意见》明确，深化石油天然气体制改革的总体思路

是：针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，深化

油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品

定价体制改革和国有油气企业改革，释放竞争性环节市场

活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力、国际

国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平

服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保

障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。通过改革促进

油气行业持续健康发展，大幅增加探明资源储量，不断提

高资源配置效率，实现安全、高效、创新、绿色，保障安全、

保证供应、保护资源、保持市场稳定。

　　《意见》部署了八个方面的重点改革任务。

　　一是完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接

续保障能力。

　　实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机

制，加强安全、环保等资质管理，在保护性开发的前提下，

允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘

查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济

成分共同参与的勘查开采体系。

　　二是完善油气进出口管理体制，提升国际国内资源利

用能力和市场风险防范能力。

　　建立以规范的资质管理为主的原油进口动态管理制度。

完善成品油加工贸易和一般贸易出口政策。

　　三是改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服

务能力。

　　分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输

和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、

省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。

　　四是深化下游竞争性环节改革，提升优质油气产品生

产供应能力。

　　制定更加严格的质量、安全、环保和能耗等方面技术

中共中央 国务院印发

《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》

·02·

POLICY INTERPRETATION/ 政策解读

标准，完善油气加工环节准入和淘汰机制。提高国内原油

深加工水平，保护和培育先进产能，加快淘汰落后产能。

加大天然气下游市场开发培育力度，促进天然气配售环节

公平竞争。

　　五是改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市

场活力。

　　完善成品油价格形成机制，发挥市场决定价格的作用，

保留政府在价格异常波动时的调控权。推进非居民用气价

格市场化，进一步完善居民用气定价机制。依法合规加快

油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，

通过市场竞争形成价格。加强管道运输成本和价格监管，

按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格。

　　六是深化国有油气企业改革，充分释放骨干油气企业

活力。

　　完善国有油气企业法人治理结构，鼓励具备条件的油

气企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制。推进国

有油气企业专业化重组整合，支持工程技术、工程建设和

装备制造等业务进行专业化重组，作为独立的市场主体参

与竞争。推动国有油气企业“瘦身健体”，支持国有油气

企业采取多种方式剥离办社会职能和解决历史遗留问题。

　　七是完善油气储备体系，提升油气战略安全保障供应

能力。

　　建立完善政府储备、企业社会责任储备和企业生产经

营库存有机结合、互为补充的储备体系。完善储备设施投

资和运营机制，加大政府投资力度，鼓励社会资本参与储

备设施投资运营。建立天然气调峰政策和分级储备调峰机

制。明确政府、供气企业、管道企业、城市燃气公司和大

用户的储备调峰责任与义务，供气企业和管道企业承担季

节调峰责任和应急责任，地方政府负责协调落实日调峰责

任主体，鼓励供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用

户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任。

　　八是建立健全油气安全环保体系，提升全产业链安全

清洁运营能力。

　　加强油气开发利用全过程安全监管，建立健全油气全

产业链安全生产责任体系，完善安全风险应对和防范机制。

　　《意见》强调，深化石油天然气体制改革关系国家安全、

经济发展、人民福祉和社会稳定，要按照整体设计、重点

突破、稳妥推进、务求实效的要求，确保改革规范有序进行。

各地区各部门及重点油气企业要切实增强大局意识，坚决

贯彻落实党中央决策部署，制定切实可行的专项工作方案

及相关配套措施，确保深化石油天然气体制改革的各项工

作顺利有序推进。

（摘自国务院网站）

·03·

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

　　为加快推进天然气利用，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，稳步推进能源消费革命和农村生活方式革命，

有效治理大气污染，积极应对气候变化，现形成以下意见。

　　一、总体要求

　　（一）指导思想

　　全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，深入落实习近平总书记系列重要讲话精神，牢固树

立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，遵循“四个革命、一个合作”能源发展战略思想，发挥市场在资源配置中

的决定性作用，以燃料清洁替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运加快推进天然气利用的意见 关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知

发改能源〔2017〕1217 号

　　各省、自治区、直辖市和计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、科技厅（委、

局）、财政厅、国土厅、住建厅（建委）、商务厅、经信委（工信委、工信厅）、环境保护厅（局）、

交通运输厅、国资委、国税局、地税局、质监局（市场监管委）、物价局，国家能源局各派出

监管机构，各有关中央企业，有关行业协会、学会：

　　为贯彻落实中央财经领导小组第六次、第十四次会议、《大气污染防治行动计划》（国

发 [2013]37号）、《能源发展战略行动计划（2014-2020 年）》（国办发 [2014]31号）、《能

源发展“十三五”规划》（发改能源 [2016]2744 号）有关精神，加快推进天然气利用，提高

天然气在我国一次能源消费结构中的比重，我们制定了《加快推进天然气利用的意见》（以

下简称《意见》）。现印发执行，并就有关事项通知如下。

　　一、充分认识加快推进天然气利用的重要意义。天然气是优质高效、绿色清洁的低碳

能源，并可与可再生能源发展形成良性互补。未来一段时期，我国天然气供需格局总体宽松，

具备大规模利用的资源基础。加快推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，

是我国稳步推进能源消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路；是

有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择；是落实北方地区清洁

取暖，推进农村生活方式革命的重要内容；并可带动相关设备制造行业发展，拓展新的经

济增长点。

　　二、加强指导落实责任。各省（区、市）人民政府要切实承担起加快天然气利用的责任，

制定出台本地区加快推进天然气利用的意见，建立各部门协同推进机制，分解主要目标，

落实年度重点任务，明确职责分工，完善配套政策。各企业作为加快天然气利用的市场主体，

要根据《意见》提出的主要目标和重点任务，细化落实企业实施方案，推进重大项目建设，

确保各项指标和任务按期完成。各部门要按照职能分工，加强沟通配合，制定和完善相关

配套政策措施，国家发展改革委、能源局会同各部门，对各省（区、市）推进天然气利用的

实施情况进行跟踪分析和监督检查。

　　附件：加快推进天然气利用的意见

国家发展改革委

科技部

工业和信息化部

财政部

国土资源部

环境保护部

住房和城乡建设部

交通运输部

商务部

国资委

税务总局

质检总局

国家能源局

2017 年 6 月 23 日

·04·

POLICY INTERPRETATION/ 政策解读

输等领域的大规模高效科学利用，产业上中下游协调发展，

天然气在一次能源消费中的占比显著提升。

　　（二）基本原则

　　规划引领、政策驱动。充分发挥规划引领作用，明确

天然气利用目标、部署及保障措施。切实落实大气污染防

治行动计划，限制使用高污染燃料。推进北方地区清洁取暖，

加快提高清洁供暖比重。充分发挥环保、产业、金融、财政、

价格政策对扩大天然气利用的驱动作用。

　　改革创新、市场运作。深入推进天然气体制改革，着

力破解影响天然气产业健康发展的体制机制障碍，发挥市

场在天然气资源配置中的决定性作用。有序放开竞争性环

节，鼓励各类资本进入天然气基础设施建设和利用领域，

加快推进天然气价格市场化。

　　全面推进、突出重点。将北方地区冬季清洁取暖、工

业和民用“煤改气”、天然气调峰发电、天然气分布式、

天然气车船作为重点。因地制宜、以点带面，积极推进试

点示范，积累经验后逐步推广。

　　产业协调、健康发展。重视天然气产业链上中下游协

调，构建从气田开发、国际贸易、接收站接转、管道输配、

储气调峰、现期货交易到终端利用各环节协调发展产业链，

以市场化手段为主，做好供需平衡和调峰应急。各环节均

要努力降低成本，确保终端用户获得实惠，增强天然气竞

争力。

　　（三）总体目标

　　逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体

能源之一，到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的占

比力争达到 10% 左右，地下储气库形成有效工作气量 148

亿立方米。到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的

占比提高到 15% 左右，地下储气库形成有效工作气量 350

亿立方米以上。

　　二、重点任务

　　（一）实施城镇燃气工程

　　推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、

居民可承受的方针，宜气则气、宜电则电，尽可能利用清

洁能源，加快提高清洁供暖比重。以京津冀及周边大气污

染传输通道内的重点城市（2+26）为抓手，力争 5 年内有

条件地区基本实现天然气、电力、余热、浅层地能等取暖

替代散烧煤。在落实气源的情况下，积极鼓励燃气空调、

分户式采暖和天然气分布式能源发展。

　　快速提高城镇居民燃气供应水平。结合新型城镇化建

设，完善城镇燃气公共服务体系，支持城市建成区、新区、

新建住宅小区及公共服务机构配套建设燃气设施，加强城

中村、城乡结合部、棚户区燃气设施改造及以气代煤。加

快燃气老旧管网改造。支持南方有条件地区因地制宜开展

天然气分户式采暖试点。

　　打通天然气利用“最后一公里”。开展天然气下乡试

点，鼓励多种主体参与，宜管则管、宜罐则罐，采用管道气、

压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）

储配站等多种形式，提高偏远及农村地区天然气通达能力。

结合新农村建设，引导农村居民因地制宜使用天然气，在

有条件的地方大力发展生物天然气（沼气）。

　　（二）实施天然气发电工程

　　大力发展天然气分布式能源。在大中城市具有冷热电

需求的能源负荷中心、产业和物流园区、旅游服务区、商

业中心、交通枢纽、医院、学校等推广天然气分布式能源

示范项目，探索互联网 +、能源智能微网等新模式，实现

多能协同供应和能源综合梯级利用。在管网未覆盖区域开

展以 LNG 为气源的分布式能源应用试点。

　　鼓励发展天然气调峰电站。鼓励在用电负荷中心新建

以及利用现有燃煤电厂已有土地、已有厂房、输电线路等

设施建设天然气调峰电站，提升负荷中心电力安全保障水

平。鼓励风电、光伏等发电端配套建设燃气调峰电站，开

展可再生能源与天然气结合的多能互补项目示范，提升电

源输出稳定性，降低弃风弃光率。

　　有序发展天然气热电联产。在京津冀及周边、长三角、

珠三角、东北等大气污染防治重点地区具有稳定热、电负

荷的大型开发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电

联产燃气电站。

　　（三）实施工业燃料升级工程

　　工业企业要按照各级大气污染防治行动计划中规定的

淘汰标准与时限，在“高污染燃料禁燃区”重点开展 20 蒸

吨及以下燃煤燃油工业锅炉、窑炉的天然气替代，新建、

改扩建的工业锅炉、窑炉严格控制使用煤炭、重油、石油焦、

人工煤气作为燃料。

　　鼓励玻璃、陶瓷、建材、机电、轻纺等重点工业领域

天然气替代和利用。在工业热负荷相对集中的开发区、工

业聚集区、产业园区等，鼓励新建和改建天然气集中供热

·05·

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

设施。支持用户对管道气、CNG、LNG 气源做市场化选择，

相关设施的规划、建设和运营应符合法律法规和技术规范

要求。

　　（四）实施交通燃料升级工程

　　加快天然气车船发展。提高天然气在公共交通、货运

物流、船舶燃料中的比重。天然气汽车重点发展公交出租、

长途重卡，以及环卫、场区、港区、景点等作业和摆渡车

辆等。在京津冀等大气污染防治重点地区加快推广重型天

然气（LNG）汽车代替重型柴油车。船舶领域重点发展内河、

沿海以天然气为燃料的运输和作业船舶，并配备相应的后

处理系统。

　　加快加气（注）站建设。在高速公路、国道省道沿线、

矿区、物流集中区、旅游区、公路客运中心等，鼓励发展

CNG 加气站、LNG 加气站、CNG/LNG 两用站、油气合建站、

油气电合建站等。

　　充分利用现有公交站场内或周边符合规划的用地建设

加气站，支持具备场地等条件的加油站增加加气功能。鼓

励有条件的交通运输企业建设企业自备加气站。推进船用

LNG 加注站建设，加快完善船用 LNG 加注站（码头）布局

规划。加气（注）站的设置应符合相关法律法规和工程、

技术规范标准。

　　三、政策保障

　　（一）实行更加严格的环保政策

　　划定并逐步扩大高污染燃料禁燃区范围。地方人民政

府要加快高污染燃料禁燃区划定工作，已划定高污染燃料

禁燃区的地区应根据大气环境质量改善要求和天然气等清

洁能源供应情况，逐步扩大实施范围，由城区扩展到近郊。

高污染燃料禁燃区内禁止销售、燃用高污染燃料，禁止新建、

扩建燃用高污染燃料的设施，已建成的，在城市人民政府

规定的期限内改用天然气、电力或其他清洁能源。针对大

气污染防治重点地区，制定更为严格的排放标准，实施特

别排放限值，全面推进排污许可管理。各地能源监管、质

量监督、工商行政管理、环境保护等部门按照各自职责对

高污染燃料禁燃区内的煤炭生产、流通、使用实施严格监管，

同步加强对工业、发电企业用煤监管。

　　严控交通领域污染排放。强化陆上交通移动源污染防

治、船舶排放控制，制定严格的运输工具污染物排放标准

和单位运输周转量 CO2 排放降低要求。在长三角、珠三角

等沿海重点海域严格落实船舶污染物排放控制有关要求，

加强内河船舶排放污染防治工作。大气污染防治重点地区

全面安装车辆排污监控设备，加强协同管控，重点筛查柴

油货车和高排放汽油车，严格限制超标排放车辆上路行驶。

将煤改清洁能源纳入环保考核。建立对各省（区、市）环

保措施落实的考核问责机制，切实落实党委政府环保“党

政同责”、“一岗双责”，将民用和工业燃料“煤改气”

等纳入考核内容，确保实施效果。

　　（二）完善天然气价格机制

　　深化天然气价格改革。推进非居民用气价格市场化改

革，进一步完善居民用气定价机制。上游经营主体多元化

和基础设施第三方公平接入实现后，适时放开气源和销售

价格。各地要加强省内天然气管道运输和配气价格监管，

抓紧制定监管规则，建立健全成本监审制度，推行成本信

息公开，强化社会监督。

　　完善天然气发电价格机制。完善气电价格联动机制，

有条件的地方可积极采取财政补贴等措施疏导天然气发电

价格矛盾。随着电力体制改革进程推进以及电力辅助服务

市场的进一步推广，推进天然气发电价格市场化。细化完

善天然气分布式能源项目并网上网办法。

　　（三）健全天然气市场体系

　　减少供气中间环节。要积极推进体制机制改革，尽量

压缩省内天然气供应中间环节，减少供气层级，有效降低

各环节输配费用。天然气主干管网可以实现供气的区域和

用户，不得以统购统销等名义，增设供气输配环节，提高

供气成本。对没有实质性管网投入或不需要提供输配服务

的加价，要立即取消。各地在项目核准时，对省内天然气

管道项目建设要认真论证，对增设不必要中间环节的管道

项目要严格把关，坚决杜绝新建管道“拦截收费”现象。

　　建立用户自主选择资源和供气路径的机制。用户可自

·06·

POLICY INTERPRETATION/ 政策解读

主选择资源方和供气路径，减少供气层级，降低用气成本。

用户自主选择资源方和供气路径的，应当符合当地城乡发

展规划、天然气和燃气发展等专项规划，地方人民政府应

加强统筹协调给予支持。

　　企业应按照《城镇燃气管理条例》的规定，申请取得

燃气经营许可证后方可经营供气。支持天然气交易中心有

序建设和运营，鼓励天然气市场化交易。

　　（四）完善产业政策

　　加快法规标准“立改废释”。加快清理和修改不适合

新形势和改革要求的法律法规和规范性文件。简化优化天

然气利用行政审批事项，消除行业性、地区性、经营性壁垒，

促进公平竞争。

　　加快天然气计量、天然气车船制造、LNG 陆路内河储

配、加气（注）站安全防护和安全距离等标准规范的制修

订工作。研究内河 LNG 动力船舶过闸、LNG 动力船舶过三

峡大坝等政策。启动船舶用油质量升级。结合南方地区天

然气分户采暖试点工作，研究制定地方标准，稳步提高居

住建筑节能标准。

　　强化天然气设施用地保障。各省（区、市）应将天然

气储气调峰设施、加气（注）站项目布局纳入能源及相关

行业规划，并做好与土地利用、城乡建设等规划的衔接。

支持企业依法利用存量用地建设以上项目。对符合划拨用

地目录的天然气设施用地优先划拨，鼓励以出让、租赁方

式供应天然气设施用地。优先保证储气调峰设施建设用地

需求。

　　落实碳排放权交易制度。推动建设并不断完善全国统

一的碳排放权交易市场，在发电、石化、化工、建材、钢铁、

有色金属、造纸等行业，对以天然气为燃料、原料的设施

和企业分配碳排放配额时予以重点倾斜。

　　（五）强化财政和投融资支持

　　完善财政支持。鼓励地方政府因地制宜配套财政支持，

推进天然气管道、城镇燃气管网、储气调峰设施、“煤改气”、

天然气车船、船用 LNG 加注站、天然气调峰电站、天然气

热电联产、天然气分布式等项目发展。2017 年 12 月 31 日

前对新建 LNG 动力船或以动力系统整体更新方式改建为

LNG 动力船舶按规定享受有关专项补贴政策。

　　拓宽融资渠道。支持地方政府、金融机构、企业等在

防范风险基础上创新合作机制和投融资模式，创新和灵活

运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加

大天然气利用及基础设施建设运营领域融资支持。加强对

民间投资的金融服务，积极推广政府和社会资本合作（PPP）

等方式，吸引社会资本投资、建设、运营天然气基础设施。

在清洁能源利用和大气污染治理领域，支持京津冀晋鲁豫

等重点地区金融支持政策先行先试。

　　（六）加大科技创新

　　加快科技攻关和装备产业化。政、产、学、研、用相结合，

加大天然气利用基础研究和应用研究投入，促进成果转化。

紧密跟踪世界前沿技术发展，加强交流合作。推动天然气

利用领域的材料（包括高锰奥氏体钢、因瓦合金等）和装

备（包括燃气轮机、小型燃机、车用第五代高压直喷发动机、

大型 LNG 船用单燃料发动机等）科技攻关及国产化，鼓励

和推动天然气利用装备产业化。

　　研发 LNG 运输和车用气技术。加快提升水运、铁路、

公路 LNG 运输效率，推进多式联运，探索研发集装箱方式

运输 LNG 的技术和装备，增强 LNG 运输的灵活性。鼓励

并引导 LNG 整车企业加大对电控、发动机、气瓶和蒸发气

体回收等方面技术的研发力度，提高天然气车辆运营效率。

　　（七）推进试点示范

　　积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节

改革创新试点，探索一批可持续、可推广的试点经验。一

是在油气体制改革总体方案框架内，有序支持四川、重庆、

新疆、贵州、江苏、上海、河北等省市开展天然气体制改

革综合试点或专项试点。二是健全天然气管道第三方公平

准入机制，推进 LNG 接收站第三方开放试点，强化天然气

管网设施公平开放监管。三是推进天然气价格市场化改革

试点等。

　　四、加强资源供应保障

　　（一）提高资源保障能力

　　立足国内加大常规、深海深层以及非常规天然气勘探

开发投入，积极引进国外天然气资源，加强油气替代技术

研发，推进煤制气产业示范，促进生物质能开发利用，构

筑经济、可靠的多元化供应格局。鼓励社会资本和企业参

与海外天然气资源勘探开发、LNG 采购以及 LNG 接收站、

管道等基础设施建设。优先保障城镇居民和公共服务用气。

　　（二）加强基础设施建设和管道互联互通

　　油气企业要加快天然气干支线、联络线等国家重大项

目推进力度。建立项目单位定期向项目主管部门报告建设

·07·

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

背景

　　国务院于 2016 年 12 月印发了《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》，其中明确要求加快发展分布式能源，

促进多能互补和协同优化。天然气作为清洁、高效的低碳能源，已经成为中国能源发展的关键一环，对能源结构调整、

解决当前愈演愈烈的雾霾污染等问题具有重要意义。但是我国天然气能源发展起步较晚，因为天然气市场配置以

及价格机制等诸多因素，我国仍存在天然气占能源消费总量比重较小、消费结构等问题。为了响应国家供给侧改

革和产业结构性调整的政策，加快推进天然气利用已成必然之势。

重点任务

　　1. 实施城镇燃气工程。积极有序推进以气代煤，快速提高城镇居民气化水平，并开展天然气下乡试点。

　　2. 实施燃气发电工程。大力发展天然气分布式能源项目，鼓励发展天然气调峰电站，有序发展热电联产天然

气电厂。

　　3. 实施工业燃料升级工程，积极推进工业燃料以气代煤代油。

　　4. 实施交通燃料升级工程。加大加气（注）站建设力度，加快推动重点领域应用推广。

　　通过推进天然气在城镇燃气、工业燃气、 燃气发电、交通燃料四大领域的大规模高效科学利用，实现天然气

与可再生能源的融合发展。逐渐将天然气培育为我国现代能源体系的主体能源。

对天然气企业启示　　

　　《意见》指出将在重庆、江苏、上海、河北等省市开展天然气体制改革试点，开放多元主体进入天然气产业链，

引入竞争机制，将改变竞争性较弱，处在封闭式垄断经营的上游市场；同时利用中游市场推进上下游直接交易，

降低运营成本。随着天然气主体能源地位的逐步建立，天然气企业在未来的发展中将会拥有的更多的机遇。

政策

解读

情况的制度，项目主管部门建立与重大项目稽查部门沟通

机制，共享有关项目建设信息。重大项目稽查部门可根据

项目建设情况，加强事中事后监管，开展不定期检查，督

促项目建设。支持煤层气、页岩气、煤制天然气配套外输

管道建设和气源就近接入。集中推进管道互联互通，打破

企业间、区域间及行政性垄断，提高资源协同调配能力。

加快推进城市周边、城乡结合部和农村地区天然气利用“最

后一公里”基础设施建设。开展天然气基础设施建设项目

通过招投标等方式选择投资主体试点工作。

　　（三）建立综合储气调峰和应急保障体系

　　天然气销售企业承担所供应市场的季节（月）调峰供

气责任，城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责

任，日调峰供气责任由销售企业和城镇燃气企业共同承担，

并在天然气购销合同中予以约定。天然气销售企业、基础

设施运营企业、城镇燃气企业等要建立天然气应急保障预

案。天然气销售企业应当建立企业天然气储备，到 2020 年

拥有不低于其年合同销售量 10％的工作气量。县级以上地

方人民政府要推进 LNG、CNG 等储气调峰设施建设，组织

编制燃气应急预案，采取综合措施至少形成不低于保障本

行政区域平均３天需求量的应急储气能力。

　　支持承担储气调峰责任的企业自建、合建、租赁储气

设施，鼓励承担储气调峰责任的企业从第三方购买储气调

峰服务和调峰气量等辅助服务创新。支持用户通过购买可

中断供气服务等方式参与天然气调峰。放开储气地质构造

的使用权，鼓励各方资本参与，创新投融资和建设运营模式。

鼓励现有 LNG 接收站新增储罐泊位，扩建增压气化设施，

提高接收站储转能力。

（摘自国家发改委网站）

（政研办整理）

·08·

POLICY INTERPRETATION/ 政策解读

关于加强配气价格监管的指导意见

国家发展改革委印发《关于加强配气价格监管的

指导意见》的通知

发改价格〔2017〕1171号

　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、

物价局：

　　根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干

意见》（中发〔2015〕28 号）等有关规定，为加强城镇燃气

配送环节价格监管，我们制定了《关于加强配气价格监管的

指导意见》，现印发给你们，请按照执行。有关工作情况、

取得的成效及问题和建议，2017年12月30日前报我委（价

格司）。

　　附件：关于加强配气价格监管的指导意见

国家发展改革委

2017 年 6 月 20 日

　　为深入贯彻落实《中共中央国务院关于推进价格机制

改革的若干意见》（中发〔2015〕28 号）等文件精神，按

照“管住中间、放开两头”的总体思路，加强城镇燃气配

送环节价格监管，促进天然气行业健康发展，提出以下指

导意见。

　　一、核定独立的配气价格。城镇燃气是重要的公用事业，

燃气管网属于网络型自然垄断环节。配气价格是指城镇燃

气管网配送环节的价格，应由政府严格监管。燃气企业向

用户提供燃气配送服务，通过配气价格弥补成本并获得合

理收益。地方价格主管部门要厘清供气环节，核定独立的

配气价格，并可在合理分摊成本的基础上，制定区分用户

类别的配气价格。

　　二、配气价格的制定方法。配气价格按照“准许成本

加合理收益”的原则制定，即通过核定城镇燃气企业的准

许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总

收入，制定配气价格。年度准许总收入由准许成本、准许

收益以及税费之和扣减其他业务收支净额确定。其他业务

收支净额为企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工

程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。

　　三、准许成本的核定。准许成本的归集应当遵循合法性、

相关性和合理性原则，凡与配气业务无关的成本均应予以

剔除。配气业务和其他业务的共用成本，应当按照固定资

产原值、收入、人员等进行合理分摊。鼓励各地建立激励

机制，科学确定标杆成本，低于标杆成本的，可由燃气企

业与用户利益共享，激励企业提高经营效率、降低配气成本。

　　准许成本的核定原则上根据政府制定价格成本监审办

法等有关规定执行。其中，供销差率（含损耗）原则上不

超过 5%，三年内降低至不超过 4%；管网折旧年限不低于

30 年；建筑区划内按法律法规规定由企业承担运行维护责

任的运行维护成本可计入准许成本。

　　四、准许收益的确定。准许收益按有效资产乘以准许

收益率计算确定。其中，准许收益率为税后全投资收益率，

按不超过 7% 确定；有效资产为城镇燃气企业投入、与配

气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形

资产净值和营运资本组成，包括市政管网、市政管网到建

筑区划红线外的管网资产，城镇区域内自建自用的储气设

施资产，以及其他设备设施等相关资产，不包括建筑区划

内业主共有和专有资产，政府无偿投入、政府补助和社会

无偿投入的资产，无偿接收的资产，未投入实际使用的资产，

不能提供资产价值有效证明的资产，资产评估增值部分，

以及向用户收取费用形成的资产。

　　五、配气价格的制定和校核。配气价格按企业年度准

许总收入除以年度配送气量计算确定。配送气量较大幅度

低于可行性研究报告或供气规划的，应对最低配送气量作

出限制性规定，避免因过度超前建设等原因造成配气价格

过高。

　　配气价格应定期校核，校核周期原则上不超过 3 年。

价格制定和调整过程中，如测算的价格水平过高或调整幅

·09·

政策解读 /POLICY INTERPRETATION

度过大，可综合考虑当地经济发展水平和用户承受能

力等因素，适当控制价格水平或降低调整幅度，避免

价格过高和大幅波动。对应调未调产生的收入差额，

可分摊到未来年度进行补偿或扣减。

　　六、新通气城镇初始配气价格的制定。新建城镇

燃气配气管网，可运用建设项目财务评价的原理，使

被监管企业在整个经营期内取得合理回报的方法核定

初始配气价格。核定价格时，全投资税后内部收益率

不超过 7%，经营期不低于 30 年。定价成本参数原则

上按可行性研究报告确定，可行性研究报告成本参数

与成本监审规定不符的，按成本监审的规定进行调整。

随着经营气量的增加，可适时调整为“准许成本加合

理收益”的原则核定。

　　七、加强配气延伸服务收费监管。各级价格主管

部门要对配气延伸服务收费进行清理规范，凡没有提

供实质性服务的，以及成本已纳入配气价格的收费项

目，一律取消；收费偏高的要及时降低。居民燃气工

程安装性质的收费涵盖范围严格限于建筑区划红线内

产权属于用户的资产，不得向红线外延伸。城镇居民

新建住宅，燃气工程安装费等纳入房价，不再另外向

燃气用户收取。

　　八、抓紧制定出台配气价格监管规则。省级价格

主管部门要按照指导意见的要求，积极开拓创新，结

合当地实际，抓紧建立健全监管长效机制，制定配气

价格管理和定价成本监审规则，2018 年 6 月底前出台。

　　九、及时开展成本监审和核定配气价格。各地要

抓紧开展成本监审，核定独立的配气价格，切实把过

高的配气价格降下来。降低空间主要用于减轻工商企

业用气负担，促进实体经济发展。调整居民配气价格，

要依法履行听证等程序。

　　十、推动信息公开强化社会监督。价格主管部门

制定和调整配气价格，要通过门户网站等指定平台向

社会公开价格水平和相关依据。城镇燃气经营企业要

定期通过公司门户网站等指定平台公布收入、成本等

相关信息，推进价格信息公开透明，强化社会监督；

要按照价格主管部门要求，按时报送定调价所需的投

资、收入、成本等信息。对故意瞒报、虚报信息的行为，

价格主管部门要依法查处并公开曝光，纳入企业不良

信用记录，并可视情采取降低准许收益率等措施。

背景

　　《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》

明确提出，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益

性服务、网络型自然垄断环节，政府定价领域要严格规范

政府定价行为，坚决管细管好管到位。具体到天然气行业，

价格改革的目标是“管住中间，放开两头”，即气源和销

售价格放开由市场形成，对属于网络型自然垄断环节的管

道运输和配气价格则要严格监管。

　　2016 年，国家出台《天然气管道运输价格管理办法（试

行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，

建立起中游管道运输价格监管规则。但对下游城镇燃气配

送环节价格监管相对滞后：一是配气价格尚未单独核定。

目前多数地方都是直接管理销售价格，并没有单独核定配

气价格，不利于各环节成本和价格清晰界定。二是监管规

则不健全。目前部分省份地方制定了燃气价格管理办法，

但有的地方还没有明确的价格管理规则。三是购销差价（视

同为配气价格）差异较大。由于各地在燃气定价方法、重

要指标参数的选取上差异较大，导致不同城市燃气企业购

销差价水平差距也较大，少数地方价格水平明显偏高，不

利于天然气行业持续健康发展。

基本原则

　　《指导意见》遵循三个基本原则：一是坚持目标导向。

按照“管住中间，放开两头”的改革目标，明确要求各地

在理清供气环节的基础上，核定独立的配气价格，并切实

加强监管。二是坚持问题导向。针对目前配气价格管理方

面存在的突出问题，理清路子、开好方子，注重通过制度

建设构建配气价格监管长效机制。三是坚持因地制宜。在

设定总体原则和框架的前提下，正视各地天然气市场发育

程度、承受能力等差异较大的现实情况，允许各地结合实

际，因地制宜，确定配气价格监管的具体指标参数。

亮点

　　《指导意见》明确了配气价格的制定方法，确定了重

要指标参数的选取范围，提出了加强监管的具体要求，主

要有三个亮点：一是建立成本约束机制。对直接影响配气

价格的部分核心指标参数如供销差率、折旧年限、最低配

送气量等规定了上限标准或作出限制性规定，促进企业加

强成本管理，提高行业效率。二是建立激励机制。鼓励各

地科学确定标杆成本，对燃气企业通过自身努力使实际成

本低于标杆成本的部分，建立燃气企业与用户利益共享机

制，激励企业提高经营效率，主动降低配气成本。三是推

进企业信息公开。要求燃气企业主动公开价格、成本等相

关信息，便于不同企业成本对标，强化社会监督。

政策

解读

（摘自国务院网站） （政研办整理）

·10·

POLICY INTERPRETATION/ 政策解读

湖北、福建、江苏、黑龙江四省

天然气短途管输、配气价格管理政策对比

　　按照《国家发展改革委关于印发 < 天然气管道运输价格管理办法（试行）> 和 < 天然气管道运输定价成本监审办法（试

行）> 的通知》（发改价格规〔2016〕2142 号）、《国家发展改革委印发 < 关于加强配气价格监管的指导意见 > 的通知》（发

改价格〔2017〕1171 号）等规定，湖北、福建、江苏、黑龙江结合本省实际，陆续出台天然气短途管道运输、配气价格管

理办法，（《湖北省天然气短途管道运输和配气价格管理办法（试行）》、《福建省天然气价格管理办法》、《江苏省天

然气短途管道运输价格管理办法（试行）》、《黑龙江省城镇管道天然气配气价格管理办法》）。

　　各省管理办法一方面体现和支撑了国家在天然气价改领域的大政方针，另一方面也结合了本省实际，使相关政策更符

合本省省情，使相关政策更容易落地生根。国家层面文件与四省文件对比见下表。

短途管输 国家层面 湖北 福建 江苏 解读

短途运输价

格与配气价

格分离

经营管道运输业务的

企业原则上应将管道

运输业务与其他业务

分离。目前生产、运输、

销售一体化经营的企

业暂不能实现业务分

离的，应当实现管道

运输业务财务核算独

立。

管道运输企业生产、

运输、销售一体化经

营的，应当实现管道

运输业务财务核算独

立。

经营管道运输业务、

进口液化天然气气化

服务业务的天然气经

营企业原则上应将管

道运输业务、进口液

化天然气接收站气化

服务业务与其他业务

分离。暂不能实现业

务分离的，应当实现

财务核算独立。

管道运输业务应当与

其他业务分离。目前

管道运输企业生产、

运输、销售一体化经

营暂不能实现业务分

离的，应当实现管道

运输业务财务核算独

立。

将短途运输价格单列

出来，更符合国家“管

住 中 间， 放 开 两 头”

的价改精神。

管道负荷率 管道实际运输气量为

出口气量或委托运输

气量。管道负荷率低

于 75% 的， 按 75%

负荷率对应的气量计

算确定管道运价率。

管道实际运输气量为

出口气量或委托运输

气量，按以下原则核

定：管道负荷率低于

60% 的，按设计输气

能力的 60% 计算确定；

管道负荷率高于 60%

的，按实际运输气量

确定。

年度管道运输气量为

出口气量或委托运输

气量，管道负荷率达到

或超过 75% 的，按实

际管道运输气量确定，

管道负荷率低于 75%

的，按 75% 负荷率对

应的气量确定。

管道实际运输气量为

出口气量或委托运输

气量。管道负荷率低

于 60% 的， 按 60%

负荷率对应的气量计

算确定管道运价率。

三省的准许收益率均

按照国家文件中的 8%

来确定，但是管道负

荷率湖北、江苏调整

为 60%， 福 建 仍 为

75%，更符合各自省

情。

管道耗损率 输气损耗按照管道运

输企业上一年度实际

损耗气量乘以气源价

格核定。实际损耗气

量最高不超过输气量

的 0.2%。

输气损耗率原则上新

建管道不超过 1%、运

行 3 年（ 含） 以 上 的

管道不超过 0.2%。

湖北对国家层面的耗

损率进一步细化，更

加符合实际。

配气价格 国家层面 湖北 福建 黑龙江 解读

供销差率 供 销 差 率（ 含 损 耗）

原 则 上 不 超 过 5%，

3 年内降至不超过 4%

确定。

供销差率（含损耗率）

原则上按新建管网

5%、运行 3 年（含）

以上的管网 4% 确定。

合理损耗按配气管网

供 销 差 率 不 高 于 3%

确定，配气管网供销差

率 达 到 或 超 过 3% 的

按 3% 核定；低于 3%

的据实核定。

供 销 差 率（ 含 损 耗）

原 则 上 不 超 过 5%，

2020 年 6 月底前降至

不超过 4%。

福建省的供销差率要

严于国家文件，而湖

北、黑龙江则与国家

保持一致。

低于标杆成本的，可

由燃气企业与用户利

益共享，激励企业提

高经营效率、降低配

气成本。

实际供销差率低于规

定差率的，降低的损

耗由燃气企业和用户

共享。

对企业实际运行中供

销 差 率（ 含 损 耗） 低

于 2% 的 部 分， 由 管

道天然气企业和用气

户各分享 50%。

准许收益率 准许收益率为税后全

投资收益率，按不超

过 7% 确定。

准 许 收 益 率 按 7% 确

定。

准许收益率为税后全

投资收益率，按不超

过 7% 确定。

准许收益率为税后全

投资收益率，按不超

过 7% 确定。

三省文件与国家均保

持一致。

多气源供气 多气源供气时，购气

价格按不同气源购气

价格加权平均确定。

福建省在多气源供气

方面对国家文件进行

了细化。

（政研办整理）

·11·

热点聚焦 /FOCUSES ON INDUSTRY HOTSPOT

保供专题

今年天然气缺口超 113 亿立方

　　国家发改委数据显示，今年全国天然气消费量预计超

过 2300 亿方，增量超过 330 亿方，同比增幅达到 17%。这

个增量和增幅，相当前 5 年年均增量的 2 倍以上，刷新我

国天然气消费增量的历史，消费量呈现爆发式增长。

　　 根据三大石油公司上报数据，今年，全国天然气总缺

口超过 113 亿方，2021 年缺口超过 300 亿方，届时，用气

高峰时段每天的缺口可能就达到 2 亿方。

　　目前，不少气田也步入了满负荷生产状态。12 月 3 日，

青海油田天然气日产量攀升至 1870 万立方米。涩北、东坪、

马仙三大气田比去年同期提前 10 天进入满负荷生产状态。

　　在加快产能释放的同时，跨地区调配天然气已经正在

加速推进。

天然气紧张从北向南蔓延

　　随着供暖季的到来，天然气消费需求持续旺盛，“煤

改气”新增需求集中释放，部分地区峰谷差将进一步拉大，

但天然气供应面临储气调峰设施不足、管网互联互通不足

等制约，天然气供需形势较为严峻。多地上调非居民天然

气价格，涨幅在 10-20% 之间，LNG 价格疯涨，12 月 1 日

当天个别地区液厂的气价飙升至 9400 元 / 吨（均价 7000

元 / 吨）。与此同时，北方多地陆续出现天然气供应不足

的情况，11 月 15 日，西安市多个小区未能按时供暖；11

月 19 日，泰安市城区东部多小区居民家中停气；20 日，

聊城部分燃气用户遭遇“断气”或“气压不足”，影响做

饭和采暖等。12 月开始，天然气紧张态势向南蔓延，江苏

浙江四川重庆云南多地开始限气。

　　截至 12 月 11 日，已知发布限气通知的燃气公司有：

保定新奥燃气有限公司、大城县气代煤改造领导小组办公

室、巫山县三峡风天然气有限公司、高碑店市华宇燃气开

发有限公司、石家庄新奥燃气有限公司、清苑滨海燃气有

限公司、呼和浩特中燃城市燃气发展有限公司、辉煌能源

( 安平 ) 有限公司、东阳市燃气有限公司、中石油天然气销

售西部公司甘肃代表处、武汉市天然气有限公司、邛崃市

天然气有限公司、泰安泰山港华燃气有限公司、沈丘县汇

鑫天然气有限公司、太康县潜能天然气有限公司、河南中

·12·

FOCUSES ON INDUSTRY HOTSPOT/ 热点聚焦

牟燃气有限公司、长沙新奥燃气等。按照目前的供气形势

来看，限气对于大多数燃气公司来说只是时间早晚的问题。

四部门赴地方开展迎峰度冬能源供应保障调研督导

　　12 月 8 日，国家发改委、环境保护部、住房城乡建设部、

国家能源局分别牵头组成四个调研组，分赴京津冀、辽吉黑、

晋陕蒙、鲁豫等地开展实地调研督导，以进一步压实地方

责任，切实保障群众温暖过冬。

　　据介绍，此次调研督导的内容包括：北方“禁煤”地

区煤改气、煤改电措施落实情况及存在的问题，保障民生

用电用气用煤有关措施落实情况，解决部分地区采暖设施

改造不到位、供气缺口大、收费不规范、责任不落实等问

题的意见建议，以及相关问题整改落实情况。

发改委：始终把保障民生用气放在首位

　　国家发展改革委有关负责人 8 日说，在资源供给不能

同时满足工业和民生需求的情况下，要始终把保障民生用

气放在首位。

　　这位负责人介绍，国家发展改革委 4 日晚会同环境保

护部、住房城乡建设部、国家能源局召开部分企业、地方

相关负责人会议，针对存在的问题，研究对策，部署实施。

当晚启动 24 小时应急值班制度，并与相关部门、各地方政

府及供气企业建立了联合监测调度机制。要求中石油、中

石化、中海油在确保安全生产的情况下，多措并举增产增供，

加强协调配合，实现资源互保互供。各地要承担起本地区

保供的主体责任，按照已签订的《2017 年度保证民生用气

责任书》有关要求，落实保民生主体责任。同时，各地应

根据实际情况，实施精细化需求侧管理，及时启动应急预案，

确保群众温暖过冬。

多部委联手破题天然气供应瓶颈

　　12 月 7 日，环保部已向京津冀及周边地区“2+26”城

市下发《关于请做好散煤综合治理确保群众温暖过冬工作

的函》的特急件，明确煤改气 ( 电 ) 未完工项目及地方，继

续沿用过去的燃煤取暖方式或其他替代方式。

　　商务部在同日召开的例行新闻发布会上明确，我国积

极支持企业多元化进口海外天然气资源。

　　价格主管部门国家发改委也开始加强对天然气供应价

格的严监管。日前我国液化天然气出厂价格短期大幅上涨，

中国石化 151 亿方天然气保供今冬明春

　　为确保所供市场稳定，中国石化细化保供措施，大幅

增加清洁能源天然气的生产供应。计划今冬明春供应天然

气 151 亿立方米，同比增幅 13.1%，其中川渝地区供应川

气东送管网 59 亿方，华北地区的大牛地气田和山东 LNG

供应华北管网 40 亿方。供气优先保证民用。

中国海油具备“南气北运”能力

　　12 月 5 日，中国海油新增 200 万立方米天然气进入广

东管网，成功置换西气东输二线部分天然气。这标志着中

国海油与中国石油置换华南天然气保供华北工作进入实施

阶段。在华北部分地区日益紧张的天然气保供形势下，中

国海油南海天然气和进口 LNG 资源源源不断地自珠海北

上，为广东省乃至全国天然气冬季保供提供重要支持。

12 月 1 日甚至创出 9400 元 / 吨历史最高挂牌价，据国家统

计局统计，10 月末这一产品的市场价仅为 4337 元 / 吨。国

家发改委已向多地发改委 ( 物价局 ) 下发《关于部署召开液

化天然气价格法规政策提醒告诫会的通知》，明确要向液

化天然气企业和相关社会组织提醒告诫：自觉遵守价格法

律法规，维护行业价格秩序，不得捏造散布涨价信息，不

得恶意囤积哄抬价格，不得滥用市场支配地位，不得达成

垄断协议等内容。

中石油：多措并举　迎战冬供

·13·

　　中国海油作为广东地区第一大天然气供应商，已投用

广东大鹏 LNG、珠海 LNG、粤东 LNG 三个 LNG 接收站，

加上登陆珠海的两路南海天然气，主要气源达 5 个，并通

过广东管网与西气东输二线互联互通，具备向北方反输天

然气能力。

中国海油计划大举投资浮式液化天然气紧急储备

　　由于日益担心国内正在面临冬季燃料危机，中国海

油计划斥资 1000 万美元租用两艘油轮来储存液化天然气

（LNG）的紧急储备。

　　LNG 运输船不仅是租用最昂贵的商船，而且把这种燃

料保持在超冷状态也是能源密集型和昂贵的，远比把原油

储存在油轮上等待今后出售昂贵。另外，市场条件意味着

LNG 储存的价值在中国海油开始出售这些供应品以前很有

可能从它们的购买价下跌。

　　由于中国政府旨在使数以百万计的家庭冬季取暖从煤

炭转变成天然气以及迫使工厂首次使用燃气锅炉的战役提

振了天然气需求，中国海油的这个举动凸现了中国国有巨

头塞住短缺正在使用的不寻常的方法。

合肥燃气保供方案

　　截至 12 月 16 日，集团公司供气缺口已达到近 130 万

立方米 / 日。随着即将到来的寒潮影响，居民大范围开启

采暖锅炉后将使得集团公司供气缺口进一步拉大。

　　为应对今冬供气严峻形势，保障安全平稳供气，早在

9 月份，集团公司就主动靠前，科学研判，提前开始大量

采购 LNG，这也为前期多城市限供的大环境下，集团公司

实现较长时间平稳供气提供了有效保障。目前集团公司已

采取五大应对措施：一是全力以赴增加气源供给，积极联

系上游中石油、中石化等气源企业，争取气源指标；二是

千方百计多方购买 LNG，2017 年集团公司已采购 LNG 应

急气源 16900 吨，LNG 价格自 8 月份的 3300 元 / 吨上浮至

12 月份的 8700 元 / 吨；三是不讲代价竞购高价气，通过上

海石油天然气交易中心网上竞价采购高价气，目前累计采

购 696 万立方米，其中 602 万立方米天然气采购单价为 2.41

元，94 万立方米天然气采购单价为 3.13 元，用于补充供气

缺口（由于气源紧张，12 月份，中石油已停止高价气竞价

交易）；四是快马加鞭推进重点工程建设，加快推进北城

LNG 应急调峰站的建设、投产工作，在相关部门的努力推

进下，目前工程顺利推进，进一步增加了储气能力；五是

多管齐下降低用气负荷，包括暂停“煤改气”用户发展工作，

对已施工未点火使用的天然气工商用户暂不予点火。同时

利用各渠道宣传、提倡全社会节约用气。

（政研办整理）

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·14·

冬供市场趋紧的原因分析

　　进入供暖季以来，天然气市场供应趋紧，各地保供形

势严峻，“涨价”和“限供”的声音充斥整个市场。

　　采暖期间，中石油、中石化以去年同期用量为基量，

对非居民用门站价格上浮 10%-15% 不等；增量部分通过

交易中心竞价获取，基本都是以封顶价格（上浮 20%）成交，

“涨价”已成常态。比“涨价”更为不幸的是，上游对基

量部分常有核减，增量部分竞价如同千军万马过独木桥，

有钱也未必能抢到。管道气指标不足的地区只能通过采购

LNG 进行保供，又加剧了对 LNG 的需求。受市场哄抬，截

至 12 月份，北方一些地区的 LNG 出厂价已经达到 9400 元

/ 吨，部分地区迫于气源紧张和用气成本过高，纷纷采取“限

供”措施。

　　从宏观角度分析，造成“涨价”和“限供”的原因可

能出于以下几个方面：

　　一、需求旺盛与供应不足的矛盾

　　国内天然气市场总体呈现供不应求。今年以来，在国

家陆续出台政策推进天然气消费、降低门站价格、开展环

保治霾“煤改气”的多重刺激下，国内天然气消费量实现

迅速增长。国家发改委公开数据显示，2017 年 1-10 月，

国内天然气消费量 1865 亿立方米，据测算，2017 年全年

消费量将超过 2400 亿立方米。

　　供应不足的主要原因是天然气产能有限和基础设施建

设滞后。国内天然气产量主要来自川渝、鄂尔多斯、塔里

木和海域四大气区，四大气区 2016 年全年产量不到 1200

亿立方米，而同期国内消费量已超过 2000 亿立方米。2017

年 1-10 月，天然气产量 1212 亿立方米，当期供需缺口为

653 亿立方米，预计全年供需缺口将超过 900 亿立方米。

　　供需缺口全部需要通过进口解决。2017 年 1-10 月，

天然气进口量 722 亿立方米，当期对外依存度达到 39%。

根据国际经验，一旦天然气对外依存度超过 30%，国家的

整体储气能力要达到总供应量的 20%-30%。2016 年底，

我国地下储气库只有 64 亿立方米，仅占全年消费量的 3.1%。

　　目前，已建成进口管道设计年输气能力合计约为 670

亿立方米，其中中亚管道 ABC 三线合计 550 亿立方米，

但历史上冬季常有大幅欠量；中缅管道 120 亿立方米，但

受制于支线配套建设滞后，实际负荷率不足 50%。另海上

LNG 贸易容易受到气象因素影响，进口天然气始终是“远水”

解不了“近渴”。在此供需背景下，受天然气消费季节峰

谷差的影响，国内在供暖季时有“气荒”出现。

　　二、供应形势与定价机制的矛盾

　　在供不应求的形势下，按照市场规律必然是提价拟制

需求以实现供需平衡。我国的天然气价格为政府定价，包

括出厂价、管输价和配气价，前两者构成门站价格，加上

后者城市配气费，即形成终端市场价格。今年 8 月份，国

家发改委公布了部分长输管线的输气价格并下调门站价格，

进一步压缩了天然气的盈利空间。

　　《中国天然气发展报告 2017》数据显示，我国已探明

天然气剩余可采储量 5.2 万亿立方米，资源探明率 13%，

探明储量采出程度 12.4%，探明率和探明储量采收率均较

低。天然气的勘采都集中在上游的“三桶油”，外界很难

了解勘采的真实难度和效率。天然气进口也集中在“三桶油”

手上，受采购长协及“照付不议”条款的影响，进口方在

量、价上都没有优势。如中亚管道气接收价约为 1.8 元 -2.6

元 / 立方米，海上 LNG 到岸价按等热值转换后约为 2.6 元 /

立方米。据了解，中石油仅上半年进口天然气和 LNG 的亏

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·15·

损就有 170 亿元。

　　从供应角度看，当前的市场格局和定价机制确实很难

调动生产者的积极性。作为自负盈亏的市场主体和有经营

指标的央企，“三桶油”岂会甘于承担亏损？在这一寡头

市场中，他们很容易推动天然气价改朝着有利于自身利益

的方向发展。今年 9 月开启的交易中心竞价和 10 月份以来

的 LNG 价格暴涨就是最好的例证。

　　三、用能导向与用能价格的矛盾

　　我国是产煤大国，天然气相对短缺。尽管国家大力提

倡使用节能环保的天然气，但与可替代能源煤相比，天然

气在经济性上毫无优势。以“煤改气”为例，在同等热值

条件下，1 方天然气约等于 1.214 公斤煤，1.214 公斤煤仅

需 1 元钱，而 1 方气按民用算就需 2.4 元。据了解，华北

地区的“煤改气”政策普遍包含政府补贴，如每方气补贴

1 元，每年补贴 1200 方气，此外还有管网设施建设方面的

补贴。但补贴后仍然存在价差，这是当前“煤改气”最大

的障碍。

　　用气价格又以居民和非居民进行区分。无论是从用气

量还是从供气效益来说，非居民用户都要优于居民用户，

但现行价格却是非居民气价远高于居民气价。每年的采暖

时段，保供方向都是“压非保民”，基量涨价、增量竞价

的指向群体是非民用用户，处于限停的首要位序的也是非

居民用户，而真正具备灵活调峰能力和其他用能选择的往

往是居民用户。

　　从消费角度看，当前的用气结构和相对较高的气价非

常影响消费者偏好。下一步，政府层面如没有精准有效的

配套政策出台，将十分不利于天然气的推广利用。不难估计，

如果今年冬天的天然气价格持续上调，并且供应得不到有

效保障的话，明年起，现有的天然气用户很可能会改用其

他可替代能源。

　　四、政府调控的困局

　　政府同样也面临着两难的困局。如坚持政府管制，限

制价格上涨，因自身产能有限，上游企业倒挂保供不会有

积极性，反而会加剧“气荒”；如坚持市场化，以价格机

制调控需求，在当前供不应求的形势下，气价走高，天然

气消费必然放缓。

　　时下，打赢“蓝天保卫战”已是开弓没有回头箭，加

快推进“煤改气”实现能源结构优化，产生了巨大的天然

气需求。但由于价格上没优势，供应上没保障，已出台的

调控措施多立足宏观、着眼长远，短期内不会有立竿见影

的效果，天然气的推广利用任重而道远。

　　后记

　　天然气不是新兴能源，在世界范围内的成熟利

用历史已接近 100 年。我国当前面临的困境也不

是新鲜事，美国在上世纪 70-80 年代也曾经面临

过气荒。从资源角度看，天然气更匮乏的邻国日本，

很少有气荒发生。管理体制上，俄罗斯、法国实行

上中下游一体化的管理模式也运转的很好。国外的

成熟经验是我国天然气市场化改革的最好参照。

　　今年以来，以“管住中间、放开两头”的价格

改革为驱动，推动管输业务与销售业务的拆分，推

动第三方准入，我国的天然气市场化改革已经启动。

种种迹象表明，我国也在尝试“西为中用”。

　　上世纪 70 年代的美国，因《清洁空气法案》

出台和石油危机推动，天然气作为替代能源开始大

量使用，但受管制的跨州气价影响了生产者的积极

性，造成生产下降，美国开始出现气荒。这一背景

和我国当前的情况十分相似。

　　从 1978 年起到 1992 年，美国连续出台政策，

放开天然气井口价格；允许州际管道公司向第三方

提供运输服务（第三方准入）；规定管道公司必须

将管道输送服务和天然气销售分开（管输与销售分

离）；任何用户都可以自由地选择天然气的销售商、

管道的运营商以及天然气的储存商（直供）。

　　美国用了整整 14 年的时间进行改革，期间还

遇到了天然气消费不增反降的情况，但最终实现了

天然气行业基础架构和监管方式的根本性变革，为

之后页岩气爆发式增长创造了良好的政策和市场环

境。2007 年之后，美国页岩气开采实现重大突破，

逐渐成为全球第一大天然气生产国，产量的增加直

接降低了气价，进一步推动了天然气的消费和出口。

高　阁

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·16·

天然气分布式能源

　　1、定义

　　天然气分布式能源，即使用天然气为燃料，经过气轮机燃烧发电后，余热通过回收设备继续供热、制冷，经过这种能

源梯级利用，实现冷、热、电三联供，能源综合效率能够达 70% 以上，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式。

　　2、用能优势

　　天然气分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。

　　与传统大规模集中式供能形式相比，天然气分布式能源高度接近负荷地，避免了远距离传输的效率损失。

　　与风能、太阳能等清洁能源发电相比，天然气分布式能源具有高度稳定性，不存在的随机性、间歇性问题。

　　与燃煤发电相比环境效益突出，全生命周期排放的温室气体和氮氧化物分别只有煤炭的 1/2 和 1/3，硫氧化物和粉尘排

放也显著低于煤炭，是公认的清洁能源。

　　3、适用项目

　　根据同行项目经验总结，分布式能源适用于对冷、热、电需求较大且稳定、持续的工业园区、商业综合体、数据中心、

医院和办公楼项目，其中数据中心和医院项目在经济性和用能效率上，最适宜采用天然气分布式能源。

　　分布式能源项目筛选——重点潜在客户　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 　　　　

　　数据中心：电、冷负荷非常大、非常集中，而且非常稳定，每年 8700 小时不间断运行，系统有效使用时间长，项目经济性好，属优质客户。

　　医院：项目冷、热、电负荷非常大，环境舒适度要求高，发电低品位余热可以得到非常好利用医院的人流量大，负荷非常稳定，系统

有效使用时间长，项目经济性好，属优质客户。

　　城市综合体：建筑业态众多，环境舒适度要求高，不同业态建筑的冷、热、电负荷在时间上都可错峰调节，单位建筑面积系统建设成

本相对较低，各种业态综合基本负荷稳定，年利用小时数长，经济性较好，属重点开发客户。

　　高档酒店：冷、热、电负荷大，环境舒适度要求最高，基本负荷非常稳定，发电低品位余热可以得到非常好利用，系统运行小时数长，

经济性较好，属重点开发客户。

　　交通枢纽：冷、热、电负荷大，人流量大，环境舒适度要求高，年利用小时数长，经济性较好，属重点开发客户。

CCHP 的六大优势

Six Advantages of CCHP

安全可靠

Safe and Reliable

提高能效

Improve Energy Efficiency

减少排放

Emission Reduction

成熟先进

Mature and Advanced

经济性好

Better Economy

削峰填谷、优化能源结构

Balance peak and valley、optimize energy structure

燃气内燃机

发电机 电力负荷

热水负荷

制冷负荷

采暖负荷

排气

余热回收装置

补燃天然气

空气

余热烟气

缸套水

内燃机

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天然气

·17·

　　4、项目运作方式

　　合作方式一：客户投资（客户自建）

　　由客户自筹资金建设，专业能源服务公司提供分布式能源系统咨询规划、可研、设计、设备采购、施工管理、调试、

带班运行一揽子服务。

　　合作方式二：合资方式（成立项目合资公司）

　　投资方与客户共同组建合资公司，共同融资开发、建设及运营管理，并根据双方协商约定的投资股比、双方责任和权

益共同投资建设及开展经营活动，实现互利共赢，共同发展。

　　合作方式三：BOT 合作方式（项目建设一拥有一经营一转让）

　　双方达成 BOT 协议，由投资方进行分布式能源系统的规划设计、系统集成、设备采购、融资建设、维护更新、运营管

理等，特许经营一定期限，通过运营管理收取冷、热、电能源费用获得节能收益。

　　合作方式四：EMC 合作方式（合同能源管理）

　　EMC 是我国政策支持的一种节能管理方式，可以获得资金资助。由投资方设计、建设、营运，实现节能效益后，投资

方和客户共同分享节能成果，同时双方约定一定的营运年限。

　　5、项目收入模式

固定收入（资产折旧、运营费用、设备维护保养费等）+ 电力销售：黄花机场

如长沙黄花机场：固定收入 49 万元 / 月 + 电费 0.7168 元 /kwh

收入模式

收配套费

不收配套费

按面积收配套费（元 /m２

）+ 按面积收能源费 ( 元 /m２)：神农城

神农城：配套费 585 元 / 月·m２+ 空调费 10.55 元 / 月·m２

按面积收配套费（元 /m２

）+ 按流量收能源费 ( 元 /kwh）：肇庆新区、职教城等

如职教城：配套费 130 元 /m２+ 供冷费 0.71 元 /kwh+ 供暖费 0.71 元 /kwh

按面积收配套费 ( 元 /m２)+ 基本费 + 按流量收能源费 ( 元 /GJ)：中德生态园

如中德生态园：配套费 95 元 /m２+ 基本费 12.16 元元 /m２+ 能源费 36.25 元 /GJ

单—按面积收能源费 ( 元 /m２)：亭湖医院、新朝阳泛能微网（华航）

如亭湖医院：空调费 17.57 元 /m２

单一按流量收能源费（元 / 吨）：新朝阳泛能微网（乐晟）、石家庄君乐宝

如石家庄君乐宝：电费 0.62 元 /kwh，蒸汽 260 元／吨 (0.8-1.0MPa)，蒸汽 265 元 / 吨（2.0-2.4MPa）

　　据了解，每立方天然气可生产 4kwh 电、20MJ 热，即 1 方气 =4kwh 电 +20MJ 热（约折合 5.6kwh），按现行价格代入效益显著。

但由于多余电量上不了网，目前天然气分布式能源项目多按“以热定电，并网不上网”的模式设计，在不考虑总体用能规

模和时长的情况下，其盈利空间很大程度上取决于售热价格和用气价格。

　　6、发展现状

　　天然气分布式能源作为新型的终端供能系统，在发达国家已经得到广泛认可。我国天然气分布式能源自 2003 年开始起

步，据统计，截至 2016 年年底，我国已有 51 个天然气分布式能源项目建成投产，装机容量达到 382 万千瓦。其中，北京

市已建成和在建的天然气分布式能源项目有 17 个，总装机容量位 40 万千瓦；上海市已建和在建的项目有 35 个，总装机容

量为 19.5 万千瓦；广东省已建和在建项目有 9 个，总装机容量为 259.5 万千瓦。

　　已建成项目主要集中在特大城市，如北京燃气大厦调度中心、上海浦东机场、上海黄浦区中心医院等项目。

　　北京燃气大厦调度中心项目图片：

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·18·

　　7、发展制约因素

　　经济方面，天然气供应紧张，价格高、直接影响项目的经济性。

　　技术方面，设备主要依赖于进口，价格昂贵，建设成本高；设计时需准确确定不同能源服务（热、电、冷）的需求，

装机和负荷的不匹配会影响项目建成后的利用率和经济性；系统集成及运行控制技术有待提高和优化。

　　监管方面，有效地接入和使用电、气和区域供暖（供冷）网络是最常见的障碍；政策配套机制存在许多瓶颈，供气、

并网机制落实不到位。

　　运行方面，项目很难通过向电网售电获得合理收益，电网公司和分布式项目运营商的定位和职责也不清晰；公众对分

布式能源作用的认识不够，参与积极性不高。

　　8、政策支持

　　有关天然气分布式能源的国家政策：

序

号 文件名 类别 发文单位 时间

1 关于发展天然气分布式能源的指导意见 产业政策 国家发改委、能源局、住建部、财政部 2011 年 10 月

2 关于下达首批国家天然气分布式能源示范项目的通知 产业政策 国家发改委、能源局、住建部、财政部 2012 年 6 月

3 分布式发电管理暂行办法 产业政策 国家发改委 2013 年 7 月

4 天然气分布式能源示范项目实施细则 产业政策 国家发改委、能源局、住建部 2014 年 11 月

5 关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 产业政策 国家发改委 2014 年 12 月

6 能源发展“十三五”规划 规划 国务院 2016 年 12 月

7 关于深化石油天然气体制改革的若干意见 改革 中共中央、国务院 2017 年 5 月

8 加快推进天然气利用的意见 其他 国家发改委、能源局等 13 部委 2017 年 6 月

　　推广、补贴天然气分布式能源的地方政策：

　　《上海市天然气分布式供能系统和燃气空调发展专项扶持办法》：

　　对单机规模 1 万千瓦及以下的天然气分布式供能系统项目按照 1000 元 / 千瓦给予设备投资补贴；对年平均能源综合利

用效率达到 70% 及以上并且年利用小时在 2000 小时及以上的分布式供能项目再给予 2000 元 / 千瓦的节能补贴；对年平均

能源综合利用效率达到 80% 及以上且年利用小时在 3000 小时及以上的天然气分布式供能项目，再给予 500 元 / 千瓦的节能

补贴。

　　《长沙市促进天然气分布式能源发展暂行办法》：

　　补贴标准为 3000 元 / 千瓦，每个项目享受的补贴金额最高不超过 5000 万元。并提出特许经营、税收减免、财政奖励

等优惠政策。在国家节能减排财政政策综合示范期结束后，长沙还将每年安排预算资金 3000 万元，专项用于天然气分布式

能源项目及相关产业链的发展。

　　《青岛市加快清洁能源供热发展的若干政策实施细则》：

　　对清洁能源供热项目突破了既有特许经营区域的供热经营权限制，并从清洁能源供热项目的土地出让、建设投资补助

、运行补贴、电力及气源保障等方面，对清洁能源供热发展给予大力支持。对新建天然气分布式能源供热项目 , 按照 1000

元 / 千瓦的标准给予设备投资补贴 , 年平均能源综合利用效率达到 70% 及以上的再给予 1000 元 / 千瓦的补贴，每个项目享

受的补贴金额最高不超过 3000 万元。

　　9、发展前景

　　今年以来，国家陆续出台《能源发展“十三五”规划》、《加快推进天然气利用的意见》，明确了天然气的主体能源

地位和“十三五”期间的用能目标，对天然气行业整体利好。城市燃气行业中，“五大燃气”普遍看好分布式能源的前景，

开设专项业务，积极布局天然气分布式能源项目。

　　据了解，看好这块市场的设备厂商已经针对中国天然气分布式能源项目的特点，既“以热定电”，引入全球最先进的技术，

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·19·

为中国量体裁衣制造出了能适应中国市场需求的燃机，并深入开展与项目需求方的合作，从项目规划建设开始深度定制服务。

2017 年安徽、重庆、广州等多地天然气分布式能源项目也不断获批或开工建设，详情见下表：

项目名称 建设单位 装机规模 综合能源利用效率

华电东营天然气分布式能源项目 华电国际电力股份有限公司 84WM 77%

转塘数据中心分布式能源项目 杭州城市能源公司 2.4WM

费县东城新区天然气分布式能源 奥德集团 100MW 80% 以上

河北献县经济开发区天然气分布式能源项目 国华电力公司 40MW（一期）

南昌经济区天然气分布式能源站点 中机国能智慧能源有限公司

钟祥经济区天然气分布式能源站点 国家电力投资集团公司湖北分公司 80MW

重庆潼南工业园区北区天然气分布式能源项目 重庆骐福能源公司

安徽得尔思地毯有限公司天然气分布式能源项

目 浙江博臣能源股份有限公司 1.6MW 79%

菜鸟物流园屋顶分布式项目 隆基新能源 300MW

华润雪花啤酒分布式能源项目 四川能投新都 6MW 86.64%

成都高新区分布式能源项目 中电（成都）综合能源有限公司

自贡晨光科技园天然气分布式能源项目 中机国能智慧能源公司 78.10%

四川绵竹梓潼县签约天然气分布式能源项目 中国能源工程集团有限公司

中机国能智慧能源有限公司

山西临汾大宁县生物智能发电、分布式能源及

多能互补项目 华电山西能源有限公司 3.2MW

山东商河经济开发区天然气分布式能源项目 立方能源科技有限公司

昆仑能源投资（山东）有限公司 80% 以上

新市工业园天然气分布式能源站项目 中机国能智慧能源有限公司

芜湖鸠江区域型分布式能源和燃气热电项目 芜湖中燃 86MW

徐州观音机场天然气分布式能源项目 徐州国投集团 2.4MW 70% 以上

华电湘潭九华分布式能源项目 华电国际电力股份有限公司

咸阳新兴纺织工业园天然气分布式能源项目 陕西燃气集团新能源发展有限公司 120MW

华润电力（常州钟楼）天然气分布式能源项目 108MW 70% 以上

（政研办整理）

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·20·

EPC 模式简介

　　一、EPC 介绍

　　（一）EPC 的概念

　　EPC（Engineering Procurement Construction）是工程总

承包模式的一种，指工程总承包企业受业主委托，按照合

同约定，承担工程项目的设计、采购、施工、试运行服务

等工作，并对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责。

　　（二）政策依据

　　《建筑法》在第二十四条规定：“提倡对建筑工程实

行总承包，建筑工程的发包单位可以将建筑工程的勘察、

设计、施工、设备采购一并发包给一个工程总承包单位，

也可以将建筑工程勘察、设计、施工、设备采购的一项或

者多项发包给一个工程总承包单位。”

　　2017 年 2 月 24 日， 国 务 院 办 公 厅 印 发 国 办 发〔

2017〕19 号文《关于促进建筑业持续健康发展的意见》，

要求加快推行工程总承包，按照总承包负总责的原则，落

实工程总承包单位在工程质量安全、进度控制、成本管理

等方面的责任。

　　（三）适用条件

　　1、有初步的设计图纸，对工程建设的范围、规模、

功能等有明确的目标。

　　2、有相类似的项目可以借鉴，具备成熟的项目管理

经验。

　　3、特别紧急项目，EPC 项目可以大大节约工程总工期。

　　（四）优缺点分析

　　1、优点

　　（1）有利于整个项目的统筹规划和协同运作，有效

解决设计、采购、施工的衔接问题，使项目的进度、成本

和质量控制符合建设工程承包合同约定，确保获得较好的

投资效益。

　　（2）强调和充分发挥设计在整个工程建设过程中的

主导作用，有利于工程项目建设整体方案的不断优化。

　　（3）工作范围和责任界限清晰，责任主体明确，建

设期间的责任和风险可以最大程度地转移到总承包商。

　　（4）合同总价和工期固定，业主的投资和工程建设

期相对明确，利于费用和进度控制。

　　（5）将业主从管理沟通等具体事务中解放出来，关

注影响项目的重大因素上，确保项目管理的大方向。

　　2、缺点

　　（1）业主通过合同对 EPC 承包商进行监管，对工程

实施程参与程度低，控制力度较低。

　　（2）业主将项目建设风险转移给 EPC 承包商，因此

对承包商的选择至关重要，一旦承包商的管理或财务出现

重大问题，项目也将面临巨大风险。

　　（3）承包商在承接总包工程时会考虑管理投入成本、

利润和风险等因素，所以 EPC 总包合同的工程造价水平一

般偏高。而且 EPC 大多采用总价合同，整个过程产生的费

用和招标价差距比较大。

　　（4）因与传统的建设模式区别比较大，传统行业的

业主比较难以理解和配合承包商的工作。

　　二、同行案例

　　广州等沿海地区在燃气场站、管线的 EPC 模式的试点

上做的较多，也较为成熟。据了解，广州燃气集团有限公

司拟建的广州 LNG 应急调峰气源站计划采用 EPC 招标模

式。

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·21·

　　近几年，国内燃气行业陆续成立了 10 余所具备 LNG 应急调峰气源站建设总承包资质的单位，其中履约情况良好的有

中国成达（原化工部第八设计院）、中国寰球（隶属于中石油）、中海油山东院等（详见下表）。

序号 单位 注册资金

（亿元）

LNG 接收站

可研前期业绩（项）

LNG 接收站

初设后业绩（项） 资质

1 中国五环 3.5 4 3 设计综甲、化工石化行业咨询甲级、全套

压力容器

2 中国成达 4.3 17 12 设计综甲、化工石化行业咨询甲级、全套

压力容器

3 中国寰球 14.8 16 20 设计综甲、化工石化行业咨询甲级、全套

压力容器

4 中海油山东院 4.6 8 6 化工石化行业设计甲级、化工石化行业咨

询甲级、全套压力容器

5 扬子石化设计院 0.6 2 2 化工石化行业设计甲级、化工石化行业咨

询甲级、全套压力容器

6 中石化洛阳院 5 1 6 设计综甲、化工石化行业咨询甲级、全套

压力容器

7 中国天辰 2.5 2 3 设计综甲、化工石化行业咨询甲级、全套

压力容器

8 上海燃气设计院 0.2 3 0 市政行业（燃气专业）设计甲级、市政公

用工程咨询甲级、特种压力设备

9 陕西燃气设计院 0.4 -- --化工石化行业设计甲级、化工石化行业咨

询乙级、全套压力容器

10 中交四航院 3.8 -- --设计综甲、港口河阳工程咨询甲级、全套

压力容器

　　三、EPC 模式应用分析

　　（一）必要性分析

　　1、平行发包模式，由于每个标段的标的额相对较小，吸引不到一些施工质量好、资金链充裕的大公司，而采用 EPC

项目招标，由于各个标段在一起打包招标，标的额较大，所招的施工单位实力可靠，工程质量、工期等有保证。

　　2、目前招投标活动中普遍采用“综合评分法”评标模式，从一定程度上可以将一些施工没保障的企业排除出去，中

标企业较“最低价中标”企业更有保障，施工质量、工期等有一定的保证，是否需要采取 EPC 模式需要进行综合比较，

进行详尽的利弊分析。

　　（二）可行性分析

　　1、已建、在建的类似项目积累了大量的管理经验，为下一步的建设提供了丰富的管理依据；国内已有燃气企业采用

EPC 模式建设燃气场站、管线、调峰储气设施，具备一定数量的成功案例。

　　2、与 PC 项目或者平行发包相比，EPC 项目由于没有设计图纸，对工程造价没有很好的控制，虽然已有类似项目建

设经验，但由于规格、规模的差异，对新项目的指导作用有限；另外 EPC 模式，业主只能初步给一个所想要的效果，整

个建设过程中的设计控制、施工控制都依靠总承包单位，业主所承担风险较大。

洪伟伟

热点聚焦 /FOCUSES ON INDUSTRY HOTSPOT

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NEWS OF GAS INDUSTRY/ 行业资讯

国际资讯

※ 中俄合作亚马尔液化天然气项目投产

　　12 月 9 日，马哲睿号冰级 LNG 运输船正在破冰前行，驶向 4000 多公里外的欧洲港口。

首船 LNG 共 17 万立方米，相当于我国国内 2.3 亿人口一天用气量。亚马尔项目整体进

度超过 90%，第二条、第三条 LNG 生产线有望提前投产。届时项目将达到年 1650 万

吨生产能力，俄罗斯在世界 LNG 市场份额将从 4% 提升到 8% 以上。全部投产后，每

年将有超过 400 万吨 LNG 运往中国。

　　亚马尔液化天然气项目位于俄罗斯境内的北极圈内，是目前全球在北极地区开展

的最大型液化天然气工程，属于世界特大型天然气勘探开发、液化、运输、销售一体

化项目。2013 年，中国石油天然气集团公司受俄政府与俄诺瓦泰克公司邀请加入亚马

尔项目。目前，项目作业公司亚马尔液化天然气公司的股东包括诺瓦泰克公司、中国

石油天然气集团公司、法国道达尔公司和中国丝路基金。

※ 福岛公开日本最大级别液化天然气基地 2018 年启动

　　日媒报道，在日本 3.11 大地震引发的海啸中受灾的福岛县新地町，12 月 10 日公

开了 11 月竣工的日本国内最大级别液化天然气 (LNG) 接收设施“相马 LNG 基地”。

　　报道称，该基地计划 2018 年 3 月开始作业，负责建设的日本石油资源开发公司 ( 东

京 ) 表示希望通过就业等为重建做贡献。该基地目前正在试运行，当天还举行了从马来

西亚运来 LNG 的第一艘船入港纪念仪式。新地町町长加藤宪郎表示：“尽管因地震遭

受严重损失，但把危机变为机遇，希望与石油资源开发公司合作重建当地。”

　　据了解，基地面积约为 20 公顷，有一座能贮藏 23 万千升 LNG 的储罐及气化设施等。

将通过管道向日本福岛、宫城、山形、新潟 4 县提供燃气，每天可满足约 200 万户普

通家庭使用。

※ 中韩阿等三国公司向菲提议发展综合液化天然气设施

　　菲律宾国家石油公司总裁利斯塔近日透露，该公司已收到了 3 家外国公司在菲发

展综合液化天然气设施的提议。这三家公司分别是中国的中海油、韩国电力公司以及

迪拜的劳埃德能源集团。菲方将优先考虑韩国电力公司的提议，因其最先向该公司提

出合作建议。

此前，菲能源部长库西曾表示，能源部打算把菲律宾打造为一个区域液化天然气枢纽，

并将支持菲律宾石油公司建设一个额定容量为每年 500 万吨的储气设施和一个初始功

率为 200 兆瓦的发电厂，预计投资额为 1000 亿比索，计划是在 2020 年完工。

※ 地中海 4 国拟建世界最长海底输气管道 降低欧洲对俄能源依赖

　　据法国“24 小时”新闻台 11 月 5 日报道，塞浦路斯、希腊、以色列和意大利于当

日签署一项合作备忘录，计划共同建造世界上最长的海底天然气输送管道。

这条输气管道将从塞浦路斯和以色列的气田出发，穿过地中海抵达希腊和意大利，

计划总长度为 2000 公里，预计造价 50 亿欧元 ( 约合人民币 390 亿元 )。管道计划于

2025 年建成，年输气量预计可达 3 至 4.5 亿立方米。

　　报道称，这条输气管道将有助于降低欧洲大陆对俄罗斯的能源依赖程度。塞浦路斯、

希腊、以色列和意大利共同发布公告称，该输气管道将“加强欧盟的天然气供应保障”。

　　以色列近年来发现了多个大型天然气田，包括即将于 2019 年开始开采的利维坦气

田 ; 而塞浦路斯的阿芙洛狄忒气田已经开始运营，其总储量达到 1270 亿立方米。

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国际资讯

行业资讯 /NEWS OF GAS INDUSTRY

※ 美国成俄罗斯劲敌 在天然气市场竞争加剧

　　据俄罗斯卫星通讯社报道，伦敦皇家国际事务研究所研究员表示，随着中美签订有关阿拉斯加液化天然气生产工厂的

协议，俄罗斯和美国在中国天然气市场上的竞争将加剧。

　　中国计划 2030 年前把天然气在能源使用的份额从当前的 6% 提高到 15%。专家认为，借此美国将加强进入中国天然气

市场的努力。专家指出，美国将加强进入中国天然气市场的努力，美国液化天然气在中国市场的主要竞争对手包括俄罗斯

诺瓦泰克公司的项目“亚马尔液化天然气”。

　　特朗普总统上台后曾表示，将撤回监管政策来帮助美国石油和天然气公司的发展。美国政府的能源优先政策，将会释

放价值 50 万亿美元的页岩油、石油以及天然气储量。美国具有弹性的液化天然气出口合约、稳定的民主和法律体系、以及

透明先进的企业，因此世界许多国家都想与美国做石油和天然气生意。

　　美国目前每天出口的天然气量为 2 百万英热，出口到 20 多个国家。美国的天然气先是出口到拉丁美洲、之后出口到亚

洲，此后还会出口到欧洲国家。而俄罗斯目前是欧洲国家最重要的客户。事实上，欧洲国家也非常迫切地需要从美国高价

进口原油，从而降低对俄罗斯的依赖。

※ 委内瑞拉可能成为世界第五大天然气储藏国

　　委内瑞拉环球电视台 11 月 24 日报道，马杜罗总统在玻利维亚举办的天然气出口国论坛首脑峰会上表示，根据正在进

行的对全国深海和本土天然气储量勘测，委内瑞拉有望在 2019 年成为世界第五大天然气储藏国。同时表示，在各方努力下，

欧佩克组织与非成员国限产谈判已形成良好的油价保护机制，为稳定油市发挥积极作用。陪同总统参会的石油公司副总裁

CesarTriana 表示，预计委内瑞拉天然气探明储量为 202 万亿立方英尺（tcf）。

※ 黎巴嫩油气储量惊人——1640 亿美元天然气与 900 亿美元石油（2020-2039 年）

　　此前，黎巴嫩法兰萨银行聘请英国、挪威、美国公司就黎油气行业进行调研，调研结果显示黎已探明海上天然气 30 万

亿立方英尺，液化石油 6.6 亿桶，该数据仅为对其海域 10% 进行勘测的结果。黎政府已在此领域立法，如出台石油资源法、

勘探开采监管法，设立石油管理委员会等。据专门国际机构估计，2020 至 2039 年间黎天然气储量总额可达 1640 亿美元，

石油储量总额可达 900 亿美元。据此推算，上述 20 年间黎巴嫩天然气年均产值约 82 亿美元，石油年均产值约 45 亿美元。

※ 道达尔并购 Engie 上游的液化天然气资产

据外媒报道，道达尔已与 Engie 签订了一份协议，收购其上游的液化天然气（LNG）资产，将使企业整体价值提升 14.9

亿美元。该并购案涉及的资产组合包括：液化站的参股权益（participating interests），特别是美国 Cameron LNG 项目的权益、

长期 LNG 销售及采购协议、LNG 罐装车队及欧洲的再气化设施。此外，未来数年内，道达尔或许还要额外支付 5.5 亿美元，

用于应对油市的变化。

道达尔董事长兼首席执行长 Patrick Pouyanné 指出：“并购 Engie 上游的 LNG 业务后，使道达尔能够加速其战略整合进程，

实现全燃气价值链，使其在 LNG 市场内的年增长率高达 5%-6%。公司实现了这两类互补性产品组合的归并，预计 2020 年

公司的 LNG 年产量将达到 4000 万吨，使道达尔成为全球第二大 LNG 市场参与者，并占据全球市场份额的 10%。在持有

Cameron LNG 项目 10% 的股权后，道达尔将成为美国 LNG 市场内的综合性企业，该集团已成为天然气生产商。”

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国际资讯

NEWS OF GAS INDUSTRY/ 行业资讯

※ 法国推进使用 LNG 作为船用燃料

　　据路透社报道 11 月 21 日，法国总理爱德华·菲利普表示，

为实现 2020 年减排目标，将通过鼓励港口发展必要的基础设施，

推动 LNG 作为船用燃料。

　　法政府还将修改规定，允许船只在港口加满 LNG，并考虑改

变财政预算，鼓励对 LNG 船和发动机技术转型进行投资。菲利普

称，必须利用能源转型来巩固法国在港口服务和运输市场的地位。

希望法国港口能够加装 LNG 设施，甚至有能力为船只充电。

　　7 月，法国天然气协会推动法国能源企业建立 LNG 航用燃料

合作平台，创始成员包括道达尔、Engie、GTT 等。这是欧洲继荷

兰、德国和比利时之后出现的又一个国别 LNG 航用燃料平台。该

平台的主要目标是打造法国港口 LNG 燃料供应链，确保符合有关

安全标准要求。

※BP 今后两年将增加 6 艘最先进 LNG 运输船

　　据 WENews 网站伦敦报道，英国石油公司（BP）在 2018 年

和 2019 年将接收 6 艘新的最先进的液化天然气（LNG）运输船来

支持其日益扩大的全球 LNG 投资组合。

　　BP 的财务合作伙伴 K Marin & ICBC Leasing 将向这 6 艘 LNG

运输船投资 10 多亿美元。这 6 艘新的 LNG 运输船将加入 BP 现有

的船队来帮助服务与德州弗里波特 LNG 设施之间的一项为期 20

年液化合同以及在 BP 全球 LNG 投资组合中的其它国际 LNG 项目。

　　BP 负责 LNG 运输业务的主管苏珊·迪奥说：“这些新的最

先进运输船将大大提高 BP 向世界任何地方安全运送 LNG 的能力。

它们还将是有史以来建造的最省油、技术最先进的 LNG 运输船。”

※ 俄气 2017 年全球能源企业 250 强中居首

据俄塔斯社网 10 月 25 日报道，据普氏能源资讯公司 (S ＆ P　

Global Inc Platts) 公布的 2017 年全球能源企业 250 强榜单显示，

俄罗斯天然气工业股份公司位居第一，德国意昂集团 (E.ON) 位居

第二，印度信实工业公司 (Reliance Industries Ltd.) 位居第三，韩国

电力公司 (Korea Electric Power Corp.) 排名第四，中国石油化工股

份有限公司位居第五位。该排名基于企业的资产、营业收入、利

润和投资回报率。

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行业资讯 /NEWS OF GAS INDUSTRY

※ 上海石油天然气交易中心反映市场供求功能初步体现

　　11 月 26 日，上海石油天然气交易中心（以下称交易中心）正式运行一周年。据统

计，截至 2017 年 11 月 1 日，交易中心实现天然气交易 184.2 亿立方米，其中管道天然

气 168.8 亿立方米，液化天然气 104.8 万吨（折合 15.4 亿立方米）。预计 2017 年全年

天然气成交量将突破 250 亿立方米，约占全国天然气消费量的 11%。

　　交易中心由上海市人民政府批准建设，于 2015 年 3 月 4 日在上海自贸区注册成立，

接受国家发展和改革委员会、国家能源局及商务部的指导和监督，旨在成为具有国际

影响力的石油天然气交易平台、信息平台和金融平台。交易中心股东为新华社、中石油、

中石化、中海油、申能、北燃、新奥、中燃、港华、华能十家单位，注册资本金 10 亿元，

类型为有限责任公司（国内合资）。

　　目前，交易中心反映市场价格、反映市场供求关系、反映市场局部不平衡的作用

得到初步体现，为合理配置资源、推动天然气价格市场化起到了积极的探索作用。

　　另悉，另一个承担着市场化期现货交易功能的重庆石油天然气交易中心于今年 1

月揭牌，其股东背景包括中石油、中石化、华润燃气、新奥能源、中国燃气、重庆能源、

重庆化医、延长石油、湖北能源等十三家单位。

※ 我国最高水平天然气流量原级标准装置建成

　　国家石油天然气大流量计量站成都分站新建的天然气流量原级标准装置已获得国

家计量标准考核证书和社会公用计量标准证书，标志着我国最高水平的中低压天然气

流量原级标准装置建成并正式投入使用。

　　新建的天然气流量原级标准装置采用双球罐等臂天平称量天然气质量，在国内首

创了以中低压天然气为介质的充气减码替代质量称量技术；在时间测量方面采用液压

驱动快速换向系统进行测量，换向时间达到 30 毫秒。标准装置中压质量流量不确定度

达到 0.05%（k=2）, 低压质量流量不确定度达到 0.07%（k=2）。该标准装置具有国际

领先、自主知识产权、关键装备国产化三大亮点，为目前我国天然气大流量实流测量

最高水平。标准装置的建成和授权，标志着成都分站正式迈进“国内领先、国际一流

水平”专业计量站行列，更为中国石油掌握天然气贸易计量话语权打下了坚实基础。

※ 北京获 2024 年世界燃气大会主办权 中国人当选国际燃联主席

　　10 月 26 日在日本东京举行的国际燃气联盟 (International Gas Union，简称 IGU) 主

席竞选中，北京市燃气集团有限责任公司董事长李雅兰当选 2021-2024 年任期主席，

成为该组织历史上首位女性主席。北京同时获得 2024 年第 29 届世界燃气大会 (World

Gas Conference) 主办权。

　　IGU 是世界燃气行业最权威的非营利性国际组织，由来自 92 个国家和地区的 164

个政府部门、行业协会和企业组成，代表了全球 97% 的天然气生产和消费市场。IGU

宗旨是倡导气体能源作为全球可持续能源系统的重要组成部分，促进世界燃气行业在

政治、技术和经济方面的进步，提高气体能源在全球能源市场中的竞争力，支持燃气

领域新技术和新技能的开发，鼓励天然气国际贸易，加强成员之间以及与其他国际组

织的交流与合作。

国内资讯

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NEWS OF GAS INDUSTRY/ 行业资讯

※ 协鑫集团能源项目向非洲延伸

　　保利协鑫石油天然气集团控股有限公司“埃塞俄比亚—吉布提石油天然气”项目

扎实稳步推进。目前，项目已完成三维地震采集 663 平方公里，二维地震采集 3500 公里，

时频电磁采集 170 公里，钻井 10 口，开发方案已完成并提交埃塞俄比亚政府。该公司

吉布提液化天然气项目已展开前期工作，并与吉布提国家能源部共同签署投资协议商

务问题谅解备忘录，对双方合作建设吉布提管道和液化天然气工厂的核心商务准则达

成共识。

　　该项目区块面积 12 万平方公里，其中开发区块 1226 平方公里，勘探区块 115925

平方公里，包括建设埃塞油气勘探开发、埃塞—吉布提油气长输管道和吉布提液化天

然气工厂、液化天然气专用码头，一期 300 万吨液化天然气，预计于 2020 年建成投产。

　　协鑫埃塞俄比亚—吉布提石油天然气项目所在区域油气资源储量巨大，是东非近

年少见的大型优质油气能源项目，被列为“中非产能合作 A 类大型项目”。该项目是

埃塞俄比亚在能源领域最大的对外合作项目，与正在建设中的复兴大坝、亚吉铁路并

称为经济腾飞“三驾马车”。吉布提位于非洲东北部亚丁湾西岸，是东非国家对外经

贸往来的重要窗口。

※ 可燃冰：未来能源愈行愈近

　　可燃冰，学名“天然气水合物”，也被人称作“固体甲烷”，是甲烷为主的有机

分子被水分子包裹而成，既含水又呈固体，看起来像冰，很容易被点燃。可燃冰的能

量密度非常高，1 立方米可燃冰可以分解释放出 164 立方米的天然气和 0.8 立方米的水；

同等条件下燃烧产生的能量比煤、石油、天然气要多出数十倍；并且，燃烧后仅会产

生少量二氧化碳和水，是真正的绿色能源。

　　近日，国务院批准天然气水合物为我国第 173 个矿种。今年 5 月，我国首次海域

天然气水合物试采成功，并实现连续试气点火 60 天，累计产气 30.9 万立方米，平均日

产 5151 立方米，甲烷含量最高达 99.5%，实现了历史性突破。

　　我国可燃冰资源储存量则相当于 1000 亿吨石油，其中南海海域是我国可燃冰的主

要分布区，有近 800 亿吨储量。基于中国可燃冰调查研究和技术储备的现状，预计我

国在 2030 年左右有望实现可燃冰的商业化开采。

　　图为 2017 年 6 月 9 日，我国在位于广东珠海市东南三百二十千米的南海神狐海域

进行试采可燃冰的作业平台。

※ 中海油中标国内最大天然气调峰项目设计合同

　　中国海洋石油总公司近日在陕西西安液化天然气（LNG）应急储备调峰项目招标中，

中标工程设计合同。该项目是目前国内最大的天然气调峰项目，其液化装置能力达到

140 万吨 / 年，刷新了国内液化工厂的处理能力纪录。

　　西安液化天然气（LNG）应急储备调峰项目是“气化陕西”二期工程重点项目。

在当前严峻的市场形势下，中海油赢得国内最大的天然气调峰项目设计合同，不仅标

志着业界对中海油 LNG 行业技术能力的认可，更有利于中海油自主天然气液化技术的

发展和中海油 LNG 工程建设领域对外总承包能力的突破。

国内资讯

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行业资讯 /NEWS OF GAS INDUSTRY

※ 山西筹组全国首个省级天然气公司

　　11 月 25 日，山西省国新能源股份有限公司（600617.SH）发布公告，确认山西省国资委筹组山西燃气公司情况属实，

但国新能源集团目前尚未收到此次整合方案的相关正式文件，亦未获悉具体的实施方案。

　　公告称，此次划转至山西燃气公司的为国新能源集团 100% 股权，目前该方案内容不涉及上市公司，不会导致上市公

司控股股东及实际控制人发生变更。

　　山西燃气公司或将成为国内首个集上游勘探开发、中游管道和下游燃气终端为一体的超级省级天然气公司。

※ 今年前十月中亚天然气管道向中国输气逾 321 亿标方

　　新疆霍尔果斯出入境检验检疫局数据显示，今年截至 10 月 31 日，中亚天然气管道向中国国内输气 321.05 亿标方，同

比增长 13.33%。中国—中亚天然气管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部地

区，经新疆霍尔果斯入境。入境后 AB 双线与西气东输二线管道相连，C 线与国内的西气东输三线相连，可保证沿线 4 亿

人口的生活燃料供应，最远可至香港。

　　据悉，中亚天然气管道向中国输气以来，已稳定安全运行近 8 年。自 2009 年 12 月，中国、土库曼斯坦、哈萨克斯坦、

乌兹别克斯坦四国元首在土库曼斯坦阿姆河第一天然气处理厂共同转动通气阀门正式开始输气，至 2017 年 10 月 31 日，霍

尔果斯出入境检验检疫局累计检验完成进口中亚天然气 1966 亿标方。

※ 中国将以固定价格从美国进口 15 年天然气

国内资讯

　　11 月 9 日晚，中国燃气公司与美国一家 LNG 公司 Delfin 签署了一份无法律约

束力的谅解备忘录。备忘录表示，中国燃气有兴趣通过 Delfin 公司，采购 15 年的

长约液化天然气（LNG），每年 300 万吨，约合 45 亿立方米。如果这一 300 万吨长

约气落实的话，美国将成为中国的主要天然气供应国。

　　目前，中国的天然气进口来源主要分为中亚气和 LNG，中亚天然气是通过管道

运输的，而 LNG 则是通过海上 LNG 船运输，相比于管道进口，增加 LNG 进口特别

是有价格优势的美国 LNG 进口是较优选择。

　　由于管道气从我国西部进入国境，需要横穿整个中国才能到达东部主要天然气消费市场，而 LNG 则可以直接抵达东部

发达城市，距离消费市场更近。所以，LNG 是我国进口天然气的优良选择。以 2016 年全年的数据为例，美国 LNG 到岸价为 1.4

元 / 立方米，而管道气均价为 1.27 元 / 立方米，这部分差价，是不足以抵消长距离管道运输的成本的。

※ 中缅天然气管道（缅甸段）获国家建设工程最高奖

　　11 月 6 日，在鲁班奖创立 30 周年之际，管道局承建的中缅天然气管道（缅甸段）荣获国家建设工程最高奖——鲁班奖。

这是管道局成立以来获得的第一个鲁班奖，也是中国长输管道领域第一个鲁班奖。

　　中缅天然气管道（缅甸段）起于缅甸西海岸兰里岛，止于我国云南瑞丽，全长 792 公里，是我国四大能源战略通道之一。

在管道建设过程中，管道局获得多项国家专利、省部级工法和 QC 成果，创造直径 1600 毫米钢套管挺进 126 米世界纪录，

解决了伊洛瓦底江定向钻穿越世界性难题；利用大型桅杆空中吊装发送 260 吨桁架，解决米坦格河跨越无大型吊车难题；

解决大坡度、大落差 1 号断崖和南塘河大峡谷管道敷设难题……工程于 2010 年 6 月 3 日开工建设，2013 年 5 月 30 日竣工，

2014 年 12 月 29 日完成最终验收并正式移交业主。

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NEWS OF GAS INDUSTRY/ 行业资讯

※ 国内气体槽车运输和制造业发展迅猛

　　随着我国“气代煤”步伐加快，国内天然气卡车运输服务业发展迅猛。特别是中

国成为全球第二大 LNG 进口国后，国内天然气重卡市场、气体槽车运输和制造业出现

前所未有的火爆场面，整体交通领域用气量呈上涨态势。

　　今年年初以来，持续增长的天然气新增需求让现货天然气价格在过去一个月劲升，

现货 LNG 交易攀升，一些企业大举投资扩充运输车队，配载 13 米长槽体的半挂车，

储存 LNG 低温液体。中国最大 LNG 低温液体运输车生产商今年前 9 个月销售运输车

600 辆。

　　我国 LNG 重卡产量出现爆发式增长。根据国家工信部合格证产量统计，1 月至 8 月，

LNG 重卡累计产量 5.47 万台，同比增长 547%。我国天然气客车市场也小幅增长 14.8%

至 6980 辆。

　　今年国内天然气加气站市场发展加快，截至 10 月，国内已建成 LNG 加气站约

3521 座左右、CNG 加气站约 5232 座，较前几年增速有所增加。天然气发展“十三五”

规划中提到，截至 2020 年，我国建成压缩天然气 / 液化天然气（CNG/LNG）加气站 1.2

万座，年复合增速 13%，LNG 加气站有望加快建设。

※ 国内首次！山东制定全国首部地方 LNG 行业规范标准

　　为了使小型液化天然气化站的设计、施工及验收统一技术要求，做到安全适用、

技术先进、经济合理，由山东省住房和城乡建设厅及山东省质量技术监督局批准立项，

山东建筑大学和济南中新能源工程有限公司负责主编了此部省级 LNG 行业规范标准。

目前，该标准已完成征求意见稿，并于今年 9 月请有关单位组织专家研究提出书面意

见和建议。

　　该规范适用于工业、农业用户自用及管输天然气供应范围以外居民、商业户供气，

且总储存容积不大于 120m3 小型 LNG 气化站工程的设计、施工及验收。不适用于兼有

灌装 LNG 钢瓶功能的 LNG 气化站工程。规范涉及的液化天然气气化站应装置在工业企

业社会需求巨大的区域，体现出显著的经济效益和社会效益，以提高工程质量，使燃

气工程安全有效的运行。

※ 中石化进军城市燃气业务 成立“长城燃气”

　　今年 7 月，中石化组建“长城燃气”，正式进军下游城市燃气业务。主要业务：

整合已有少量终端，尝试投资分布式能源项目，涉足天然气终端综合利用。主要战略：

以资源换市场，与各大燃气集团合作。

　　在此之前，中石化在布局城燃方面也曾有过尝试，其中包括与华润燃气的资产置换、

股权投资中国燃气（已退出）。此次组建长城燃气的决策让中石化告别了忽进忽退的

天然气终端战略，阔步进军城燃行业。不少行业专家笃定地认为，占有资源和管道优

势的长城燃气将会成长为继港华、中燃、华润、昆仑、新奥之后，未来中国的又一全

国性燃气企业。

　　当前，国内天然气终端市场已经进入从以往的供应推动向消费需求推动转化的阶

段，选择在这个时候布局终端燃气业务是相对有利的时期。业内人士预测，未来天然

气市场因供应紧张形成的“资源垄断”和供应宽松形成的“渠道垄断”将交替出现，

而此前中石化已入股 10 余家省级管网公司，是目前入股省级管网公司最多的石油央企。

国内资讯

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省内资讯

※ 安徽省 2021 年将实现管道天然气“县县通”

　　“十二五”以来，安徽省累计建成西气东输、川气东送及安庆石化 800 万吨 / 年炼化一体化配套成品油管道等工程。

截至 2016 年底，投运天然气长输管道 2300 公里。其中，天然气国家主干管道 946 公里，省级主干管道 220 公里，支线管

道 1134 公里。投运成品油管道 760 公里，原油管道 720 公里。

　　今年 5 月，省政府印发《安徽省油气管网基础设施建设规划》。根据规划，预计 2021 年，全省油气管道总长度达到

6700 公里，其中国家天然气干线管道 1000 公里。省级天然气干线管道长度达到 1850 公里，并形成全省南北互通、东西互

联的一体化、网络化、智能化主干网架。届时，天然气支线管道长度达到 2184 公里，将实现管道天然气“县县通”。

※ 安徽公布矿产资源规划全面开发天然气等非常规能源

　　安徽省政府 11 月 3 日在官网公布了《矿产资源总体规划 (2016-2020)》( 下称“《规划》”)。梳理发现，除发展煤、铁、

有色金属等传统矿山基地建设外，该《规划》另有三大看点：一是要求推进非常规能源 ( 天然气、煤层气、页岩气、浅层地热能 )

的开发；二是大力发展非金属矿产开发；三是积极建设绿色矿山。

　　页岩气是安徽规划期内调查的重点。《规划》称，要稳步推进马鞍山 - 芜湖 - 宣城页岩气重点勘查区资源潜力调查评

价工作，逐步开展合肥盆地、望江 - 东至 - 石台页岩气远景区资源潜力评价。以沿江江南地区的和无盆地、南陵盆地、宣

广盆地为重点区块，部署地球物理勘查、二维地震勘探，全面获取页岩气系统参数，查明安徽四套页岩气目标层有效含气

页岩层段，评价全省页岩气资源潜力。到 2020 年，基本完成全省页岩气资源潜力调查与评价，掌握页岩气资源潜力与分布，

优选 1-2 个页岩气远景区进行先导性试验。

※ 合肥首条跨市区高压天然气管线开工

　　11 月 1 日从合肥市城乡建委了解到，合肥都市圈高压天然气管线工程，合肥——六安段正式动工。

　　据了解，环合肥都市圈高压管线工程 ( 合肥——六安——庐江——池州 ) 包括合六线 ( 合肥至六安 )、庐六线 ( 庐北至六安 )

和庐马线 ( 庐北至池州马衙 )，全长 285 公里，管径为 DN700，设计压力 6.3MPa，年输气能力为 46.5 亿立方米，现已开工建设，

预计 2022 年底前全线通气运行。“合六线”段从合肥市经开区高刘镇沪陕高速与机场高速交口处与在建环城高压天然气管

线对接，沿沪陕高速向西敷设至六安市金安区东桥镇六安输气站，管线全长约 36.5 公里。

　　从 2012 年开始，合肥市大力推进环城高压管线、环巢湖高压管线、合肥都市圈高压管线及北城 LNG 应急调峰工程

四大重点工程建设，建成后，将大大提高合肥市储气和应急调峰能力。目前环城高压管线已建成 155.7 公里，环巢湖高压

管线合庐段已建成 58.6 公里，目前，北城 LNG 应急调峰气源工程目前主体已完成，正在进行设备及电气仪表安装，计划

2017 年底试运行。

※ 淮南矿业天然气项目建设再次取得实质性进展

　　近日，淮矿清洁能源公司顺利通过专家评审，这也是该集团继亳州至太和、蚌埠至合肥、巢湖至江北产业集中区天然

气干线项目通过评审后，又一条天然气干线项目顺利通过评审。此前，淮南矿业集团取得六安市叶集区指定区域天然气特

许经营权项目中标通知书，正式获得叶集区 550 平方公里、30 年的燃气特许经营权。

　　近年来，淮南矿业集团响应国家能源结构调整，瞄准油气行业改革的重大历史机遇期，将发展天然气等清洁能源作为

企业转型发展的重点方向。在推进清洁能源项目发展过程中，坚持天然气全产业链发展运营，紧紧抓住资源获取、通道建

设、市场开发三个重点环节开展工作。上游与气源央企积极对接，同中石油、中海油分别签订了合作协议；中游获批了省

内 5 条近 500 公里管线，其中 3 条已经核准，另外 2 条正在核准；下游积极沿管线覆盖区域开发市场，参与天然气市场竞争。

行业资讯 /NEWS OF GAS INDUSTRY

·30·

※ 省天然气公司完成首个分布式能源项目签约

　　11 月 16 日，省天然气公司首个天然气分布式能源项目 -- 安徽省国际

妇女儿童医学中心分布式能源项目合作签约仪式在安徽省合肥市妇幼保健院

举行。省天然气公司总经理姚礼进、副总经理吕石音；安徽省妇幼保健院党

委书记、院长、安徽福佑健康产业有限公司董事长刘辉，安徽福佑健康产业

有限公司总经理傅庶等领导出席签约仪式。会议由傅庶主持。

　　姚礼进在签约仪式上致辞，他代表省天然气公司对省妇幼保健院的信任

和对项目的大力支持表示感谢，向与会嘉宾介绍了省天然气公司的发展情况，

并着重就公司开展分布式能源业务的优势进行了解读。刘辉代表省妇幼保健

院对双方合作表示欢迎。他充分肯定了省天然气公司在清洁能源领域的突出

工作，并就双方未来开展更多项目合作表示殷切希望。

※ 合肥储气能力将提高一倍

　　随着近期国内天然气需求矛盾加剧，北方多地已经拉响“气荒”警报，

安徽一些城市也出现了用气紧张。据市建委负责人介绍，随着天然气市场开

发和用户的快速增长，近年来全市用气量也在不断增加。合肥的天然气使用

以居民生活用气为主，且峰谷差大，压缩空间小；多重因素叠加，导致供气

形势比较严峻，供应保障压力不小。

　　据预测，今冬明春全市天然气供应缺口较大，用气高峰可能将在明年 1

月中旬至 2 月上旬出现，但不排除极寒天气提前到来，用气高峰提前到来。

2017 年全年合肥用气量将达到 11.8 亿立方米，有望突破 12 亿立方米，其中

今冬最大日供应量或许会达到 575 万方。

　　市建委在对供、用气等市场情况摸底的基础上，已经谋划编制了《合肥

市 2017 年冬季 -2018 年春季管道天然气应急保供预案》，积极主动与中石油、

中石化、省天然气公司等上游气源对接，加强气源供给。同时，加快推进高

压管线及储气设施建设，目前北城 LNG 应急调峰气源工程土建主体、设备

设施安装和围墙施工均已完成，投产在即。

　　新建的北城 LNG 应急调峰气源工程气化能力为 160 万立方米 / 日，储气

能力 1120 万立方米，投入运营后合肥全市储气能力将提高一倍，储气能力

达到 2151 万立方米。目前，在全国范围内，除北京等天然气利用比例较高

的大型城市有一定的城市储气能力外，其他二三线城市储气设备设施基础十

分薄弱。

省内资讯

（政研办整理）

NEWS OF GAS INDUSTRY/ 行业资讯

·31·

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

　　一、国内外天然气资源及供需情况

　　（一）国际天然气资源及供需情况

　　截至 2016 年底 [1]，全球天然气地质资源总量为 783

万亿立方米，探明可采资源 186.6 万亿立方米，可保证全

球 52.5 年的生产需要。中东地区天然气储量最为丰富，

占全球总量的 42.5%。其中，仅伊朗一国就占全球总量

的 18%。

　　2016 年，全球天然气产量达到 3.55 万亿立方米。

世界四大天然气生产区分别是北美、欧洲及欧亚、中东

和亚太地区，产量占比分别为 26.7%、28.2%、18.0%、

16.3%。受益于页岩气生产快速发展，美国从 2009 年开

始成为世界第一大天然气生产国，2016 年天然气产量

7492 亿立方米，占全球的 21.1%。

　　2016 年，全球天然气消费量为 3.54 万亿立方米，同

比增长 1.8%，在一次能源消费结构中占比 24.1%。全球

初步形成北美、欧洲及欧亚、亚太三大消费市场，占比

分别为 27.3%、29.1%、20.4%。消费结构中，工业、发电、

城燃和交通占比分别为 40%、37%、21%、2%。

　　（二）国内天然气资源及供需情况

　　我国常规天然气地质资源量 68 万亿立方米，可采资

源量 40 万亿立方米。截至 2016 年底，我国累计探明天

然气储量 11.7 万亿立方米，剩余可采储量 5.2 万亿立方米。

2017 年，近海海域天然气水合物“可燃冰”勘查取得重

大成果，资源潜力巨大。

　　2016 年，国内天然气产量 1369 亿立方米，川渝、鄂

尔多斯、塔里木和海域四大气区产量总和为 1115.9 亿立

方米，占全国总产量的 83.2%。2016 年，国内天然气表

观消费量 2058 亿立方米，同比增长 6.6%，在一次能源

消费结构中占比 6.4%。消费结构中，城燃占 41%，工业

占 29%，发电占 17%，化工占 13%。我国天然气供需缺

口明显，2016 年进口天然气 721 亿立方米，占总消费量

的 35%，对外依存度较高。

　　2017 年 1-10 月，我国天然气产量 1212 亿立方米，

同 比 增 长 11.2%； 天 然 气 进 口 量 722 亿 立 方 米， 增 长

27.5%；天然气消费量 1865 亿立方米，增长 18.7%。

2017 年行业宏观形势分析

高　阁

　　[1] 数据来源：《BP 世界能源统计年鉴 2017》、《中国天然气发展报告 2017》、政企官网和行业前沿媒体公开统计资料，因 2017

年数据尚未发布，为统一口径，采用 2016 年底数据。

·32·

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

　　二、我国天然气行业基本情况

　　（一）天然气基础设施建设情况

　　我国天然气基础设施主体框架基本形成。已建成

LNG 接收站 13 座，总能力 5130 万吨 / 年；地下储气库

18 座，总工作气量 64 亿立方米；天然气管网主要分为进

口管道和国内管线。

　　进口天然气管道分为中亚管道、中缅管道和中俄管

道。中亚管道分为 A、B、C 线，设计年输送量 550 亿立方米，

于 2014 年 6 月全部建成通气。管道全长约一万公里，由

土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，经乌兹别克斯坦中部

和哈萨克斯坦南部进入我国。中缅管道于 2013 年 9 月全

线贯通，由缅甸皎漂首站至我国贵港末站，全长 2520 公

里，设计年输送量 120 亿立方米。中俄管道于 2015 年 6

月开工建设，预计 2018 年全线建成，建成后年设计输送

量可达 300 亿立方米。

　　国内天然气管网已覆盖除西藏以外的几乎所有省市，

总长 6.8 万公里，干线管网总输气能力超过 2800 亿立方

米 / 年。随着西气东输二线建成投产，已形成西气东输、

北气南下、海气登陆、纵贯南北、覆盖全国、连通海外

的管网格局。

　　与发达国家相比，我国每万平方公里陆地面积对应

的天然气管道只有 70 公里，仅相当于美国的 12%；形成

的地下储气库只有 64 亿立方米，仅占全年消费量的 3.1%，

远低于世界 10% 的平均水平。

　　（二）天然气产业链情况

　　国内天然气产业链按供应环节可分为“上、中、下游”。

上游为气源方，涉及天然气资源的勘探、生产和进口，

该环节中石油、中石化、中海油（“三桶油”）处于绝

对主导地位。2016 年公开统计资料显示，“三桶油”共

生产天然气 1303 亿立方米，占国内总产量的 95.9%；进

口天然气 706 亿立方米，占国内总进口量的 97.9%。

　　中游为输配环节，主要是长输管线和省级管网，当

前这一环节的运输和建设高度集中在“三桶油”手中，

分别占 85%、8% 和 5%。由于长输管道和省管网、城市

燃气的垄断特点，我国天然气行业的主要利润集中于中

间环节，即“三桶油”、省级管网公司和享有特许经营

权的城市燃气。

　　下游是天然气的分销，即地方城燃终端和消费市场。

目前国内有超过 200 家城市燃气公司，2016 年 5 大城市

燃气企业（昆仑、华润、港华、新奥、中燃）合计销量

接近全国天然气销售总量的 40%，基本形成了外资（港

资）、国有和民营燃气企业“三分天下”的格局。

　　（三）天然气产业政策面

　　今年以来，《关于深化石油天然气体制改革的若干

意见》、《关于加强配气价格监管的指导意见》、《加

快推进天然气利用的意见》等一系列产业政策密集出台，

鼓励、规范和引导天然气产业发展。尤其是《加快推进

天然气利用的意见》，明确了天然气的主体能源地位和

总体目标：到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的

占比力争达到 10% 左右；到 2030 年，力争提高到 15%

左右。天然气产业迎来快速发展的战略机遇期。

　　2012 年之前，我国天然气定价采用成本加成法，以

相对较低的供应价格刺激了市场需求，但忽视了对可替

代性能源的综合利用。2013 年之后，定价采用市场净回

值法，将天然气的销售价格与可替代能源价格挂钩，在

此基础上倒扣管道运输费，回推确定天然气各环节价格。

2014 年以后，国际油价下降，但天然气价格并未实现动

态调整，与可替代能源相比价格较高，使得天然气需求

放缓。以市场发现价格，以价格调节供需的定价机制尚

有待进一步完善。

　　三、我国天然气行业宏观形势分析

　　（一）天然气供需缺会更大

　　1、消费增长迅速，受政策刺激后市空间巨大

　　今年以来，受环保治理政策的影响，全国天然气消

费保持持续增长，仅上半年就消费 1146 亿立方米，较

去年同期实现两位数增长，预计全年消费量将超过 2400

亿立方米。同时，根据天然气产业规划和推进政策，我

国天然气消费规模在 2020 年将达到 3600 亿立方米，比

2016 年增加 1542 亿立方米，年均增速需要达到 15% 以上，

增长空间巨大。

　　2、自供能力有限，能源对外依存度逐年攀升

　　2016 年国内天然气产量 1369 亿立方米，供需缺口约

为 700 亿立方米，进口天然气 721 亿立方米，对外依存

度约为 35%。2017 年上半年国内天然气产量 743 亿立方

·33·

米，当期供需缺口 403 亿立方米，进口天然气 419 亿立

方米，对外依存度上升到 37%。今年如遇寒冬，预计全

年的供需缺口更大。好在当前全球天然气供应充裕且同

期消费放缓，但中亚管道历史上常有大幅欠量，海气易

受气象影响，进口天然气可谓机遇与风险同在。

　　3、季节峰谷差大，地域结构因素增加保供难度

　　天然气消费季节差异明显，受污染防治、清洁取暖

和华北地区“煤改气”工作推进影响，冬季保供压力大。

2016 年全国冬夏季平均峰谷差为 1.7:1，国内各区域用量

不均衡，总体上“北高南低”，个别地区，如北京冬夏

季的峰谷差高达 15：1。消费结构中，城燃占比最高为

41%，其中居民用户对气价敏感，出于政治民生保障考

虑常常需要城燃企业牺牲利润，“倒挂”保供。

　　（二）基础设施建设需提速

　　1、储气调峰设施建设滞后

　　根据国际经验，一旦天然气对外依存度超过 30%，

地下储气库工作气量就需超过消费量的 12%，国家的

整体储气能力要达到总供应量的 20%-30%，如法国为

30%，美国为 25%，日本为 20%。我国现有储气库有效

工作气量 64 亿立方米，仅占消费量的 3.1%，远低于国

外水平。调峰能力不足将影响供气可靠性和用户对天然

气的选择偏好。

　　2、支线管道建设配套不足

　　目前，国内骨干管网已基本建成，但与终端市场开

发配套的区域管网和支线管道相对滞后，一定程度上影

响了市场开发和销量提升。如中缅管道投产 3 年，负荷

率不到 50%，原因之一就是滇黔桂区域管道配套不足。

截至 2016 年底，国内尚有超过 20% 的地级市、约 30%

的县区没有接通管道气。

　　3、管网系统效率有待提升

　　天然气管网点多线长，存在第三方施工、违章占压、

恐怖袭击等诸多风险，安全管控责任重大。一旦某个环

节出现故障，就很可能导致下游短供或断供。而且，不

同企业间的各级管网设施尚未实现互联互通，制约了天

然气的灵活调运和互济互保。此外，天然气管网系统自

身的调节能力较小，全管网冬季管存可调空间不足 3 亿

立方米，低于冬季平均日输量。

　　（三）市场规则改革将持续

　　1、定价机制市场化改革

　　目前，我国季节性气价和调峰价格还未全面推广，

不能及时反映气价与供需变化的关系；居民、非居民用

气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领

域的利用；国外成熟的大用户直供直销体系也才刚刚起

步。门站价格由出厂结算价（含增值税）和管道运输价

组成，这种绑定的定价模式不利于管网的第三方准入。

按照“放开两头、管住中间”的改革思路，今年国家发

改委完成了对部分长输管线的定价成本监审。下一步，

气源价和销售价有望放开，随市场波动。

　　2、平台交易市场化推进

　　今年 9 月起，上海天然气交易中心正式开启竞价交易，

首个交易日 900 万立方米气量均以 2.5 元 / 立方米封顶成

交。 而在此前，国家发改委刚刚下调门站价格，中石油

和中石化就以管道维修为由，进行限供。在供不应求的

单一卖方市场下，引入竞价杠杆，交易规则的制订和监

管难说公允。但通过公开交易进行利益博弈和诉求表达，

也是由政府定价向市场定价过渡的必经阶段。随着竞价

的持续进行和规则的磨合调整，市场化平台交易将逐步

完善。

　　3、第三方准入市场放开

　　《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中，

提出“油气干线管道、省内和省际管网向第三方市场主

体公平开放”。受管道运输价格与负荷率挂钩政策倒逼

影响，今年 8 月，张家口应张燃气、重庆三峡燃气，已

主动发布公告将管线向第三方开放。《加快推进天然气

利用的意见》中，提出“开展天然气下乡试点，鼓励多

种主体参与，宜管则管、宜罐则罐”，LNG、CNG 点供

在管道未及地区已有多年实践，但一些地方政府基于安

全考虑，如东莞、青岛以特许经营权为由限制点供方式，

未来如何规范尚有待政策面的明确。

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

·34·

长风破浪会有时

——“气荒”引发的几点思考

　　9 月 1 日上游突如其来的限供，打乱了城市燃气企

业正常的供用气节奏。本次限供范围广、时间长、减量

大，严重考验城市燃气企业的供应保障能力。与此同时，

LNG 出厂价以日均 200-300 元的涨幅一路上扬，12 月 1

日飙升至 9400 元 / 吨，创历史新高，两个月内 LNG 市

场价格已经翻番。

　　为应对供应紧张局势，河北省于 11 月 28 日进入天

然气供应橙色预警状态，郑州、武汉、呼和浩特、石家

庄等城市陆续采取停限供措施，其他停限供气的中小燃

气企业已达数十家，一场大规模“气荒”迅速席卷全国。

集团公司多方筹措气源，通过平台竞价、LNG 气化等

方式保证持续供应。但伴随严寒天气到来，上游气源、

LNG 供应形势日趋严峻，限供已成为不得不面对的问题。

仔细思考“气荒”爆发的成因之后，我有了以下几点浅

显的认识。

　　一、几年内“气荒”仍将持续

　　1、气源的卖方主导地位未有改变。2014 年国家推

动天然气市场化改革，以激发市场活力，解决进口天然

气价格倒挂问题。在“管住中间，放开两头”的主导思

想下，迈出存增量气同价、建立油气交易中心等步伐。

但气源问题并未有所突破，仍集中在中石油等三家央企

手中，形成相对垄断的局面。将产量水平控制在市场需

求量之下，他们利用价格主导即可实现利润最大化，并

没有扩大产能、开发页岩气、新建储气设施的强烈意愿。

（据国土部门预估，我国页岩气可采资源量约 25 万亿

立方米，位居世界第一）

　　2、煤改气政策驱动，天然气需求旺盛，调峰形势

严峻。《大气污染防治行动计划》发布以来，各地加大

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

汪先祥

煤改气力度。预计十三五期间煤改气带来的天然气需求

量将超过 650 亿立方。特别是京津冀地区燃煤改造工程

快速实施，截至 12 月初已完成煤改气超过 260 万户，

新增需求量约 100 亿立方，且集中于冬季用气高峰。今

年全国天然气需求量将超过 2300 亿立方，较 2016 年增

加 330 亿立方，增幅达 17%，远高于前两年约 6% 的消

费增速（凤凰网：预计 2017 年供气缺口 113 亿立方）。

在此背景下，2020 年前天然气需求量仍将呈现高速增长。

　　3、短期内天然气消费存在刚需特点。天然气是居

民炊事和北方采暖中必需品，价格敏感度低。在用的非

居民用户冬季处于生产高峰，转换其他能源的投入大、

时间长，在一定时间的价格弹性较小，使用价格手段调

节供需关系的效率低，主动减少用量的现象不明显。因

此，平台竞气、LNG 的价格呈现一路飙升的态势。

　　4、国家、省市燃气调峰储存设置建设落后。中石

油企业在气源地、LNG 等接收站建设的储气设施缺口较

大，相关机构预计约为 200 亿立方，无法满足国内冬季

供气需求，新建、在建设施距投产尚需时日。除集团公

司以外，省内尚无大型的储气设施用于冬季调峰，形势

不容乐观。

·35·

　　二、城市燃气经营企业遭遇“寒潮”

　　1、气价成本上升，利润被收割。为保证供应，燃

气企业通过交易平台竞拍、LNG 气化等方式增加供应量。

根据冬季竞拍规则，平台气最高限价是 3.22 元 / 立方，

LNG 供气成本将近 6 元 / 立方，由此增加的成本已大大

超过销气价格，企业出现季节性经营亏损。原属于城市

燃气企业的正常经营利润被气源企业收割。

　　2、企业形象受损，用户流失。从用户的角度，城

市燃气企业的持续稳定供气是最大的服务、最好的口碑、

也是最基本的要求。2017 年冬季不仅要大范围对非民用

户实施停限供气，还可能是长时间停供，他们可能因此

错过销售高峰、造成违约损失、影响企业信誉，也会怀

疑燃气企业后期稳定供气的能力，转而使用其他能源。

　　3、新一轮洗牌可能伴随气慌而至。长时间气荒之下，

中小燃气经营企业无力兴建储气设施，难以承担调峰成

本，经营将更加困难，会考虑将经营权出手，换取现金

退场。个人以为新一轮的并购合资或将拉开序幕。

　　三、主动作为，避免气荒重演

　　1、气源多路保障。集团正积极敦促相关单位落实

定合复线、滨海 LNG 配套输气管线建设，实现多气源

保障。通过加快庐江 - 马衙高压管道、肥西 LNG 工程

建设，加上已建成高压管线和北城 LNG 工程，自身调

峰能力在城市燃气企业名列前茅。

　　2、呼吁、参与省内储气设施建设。天然气供应事

关能源安全和经济发展，寄希望上游保证冬供不切实际。

目前安徽省调峰储气设施相当薄弱，如果能多方面呼吁

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

建议，得到省能源主管部门重视，从全省天然气供应大

局来统筹建设储气设施，可减少成本投入，避免重复建

设，发挥规模效应。建成后，集团公司可利用自有的省

内高压管线，实现转输收益。

　　3、关注其他气源。2015 年 6 月中海油与淮南矿业

在芜湖投资建设国内首个内河 LNG( 液化天然气 ) 接收

站及配套工程项目，设计年周转 LNG 达 100 万吨。前

两年 LNG 市场低迷，建设进度缓慢。在 2017 年异常火

爆的 LNG 市场刺激下，必将加快进度。建成后有益于

增强集团冬供保障能力，降低 LNG 采购成本。

　　安徽已探明拥有丰富的煤层气资源。淮南年产 20

亿立方煤制气项目已进入设计实施阶段，宿州煤制气项

目正进行前期工作。均可作为集团的远期补充气源。

　　4、LNG 设施建设大型化趋势。今冬上游最大减供

量或超过 150 万方 / 日，持续时间可能达到 6 个月。小

型 LNG 储气设施容量有限，调峰及气化能力小，也需

要大量的维护保养工作。建议集团在 LNG 储气设施规

划时充分考虑月调峰、季节调峰需求，提高储气规模和

气化能力。

　　5、内河 LNG 接收港与储存设施的设想。长江是我

国内河运输的“黄金水道”，航道整治后，万吨巨轮可

直达安庆。如果能发挥船运量大价低的优势，结合庐江 -

马衙高压管线，把该项目门站建设成 LNG 接收储存一

体的场站，发挥管网优势，将大大增强调峰能力，降低

LNG 运输成本。

　　发展是企业的第一要务，供气保障则是发展和服务

的前提。应对气荒需进一步提高省市政府对供气安全的

认识，加大对燃气设施建设的支持投入。同时充分利用

外部资源，尝试联合其他公司共同投入，适度超前建设

储气设施，在冬供调峰上拥有更多的主动权，降低上游

减供带来的风险。

·36·

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

PE 管材的应用发展趋势展望

　　前言

　　一般来说大多数人认为燃气行业的技术较为稳定，甚

至可能认为目前已经发展较为成熟，很难出现大的技术革

新。

　　但实际上我们公司在短短的 35 年历史中，已经经历了

从灰口铸铁管到球墨铸铁管到钢管、PE 管的发展，实现了

一个又一个技术突破。

　　21 世纪，由于新型材料技术、信息技术的飞速发展，

各行各业都迎来颠覆性的技术创新和技术革命。燃气行业

也必然迎来一次次的技术革新。

　　由于塑料管材的耐腐蚀、易施工的特性，在燃气、给

排水、暖通（低温水）等领域获得了越来越多的应用和发展，

PE 管、PPR 管、PE-X 管、PB 管、PE-RT 管 等 逐 步 应 用

在各行各业的诸多领域。

　　其中在我们燃气行业应用比较多的是 PE 管，这里我

们就以 PE 管为例介绍下未来技术的发展趋势。

　　一、PE 管技术的发展历史

　　早期的 PE 管以材料性能比较差的 PE32、PE40 为材料，

导致力学性能差承压低，基本上没有引入燃气行业，随着

PE 材料的提升逐渐出现了 PE80 材料，PE 管开始应用在燃

气输送领域。PE 材料以其耐腐蚀、价格低廉、易加工的特

性，迅速成为燃气行业的明星。

　　但早期 PE 管的应用如同所有的新技术一样，在推广

中出现了很多问题，比如早期是热熔焊接还是电熔焊接，

PE 管被划伤了怎么办，漏气了怎么修补等一系列的问题。

所以早期的 PE 管在燃气行业的推广还是经历了一番风雨

的。早期 PE 管刚刚开始使用的时候，大家都不敢应用在

中压 A 管道上，只敢应用在低压、中压 B 级小口径管道上，

对于连接方式也是很踌躇，适用了电熔承插焊、热熔承插焊、

热熔对接焊几种方法。经过一段时间的应用后，大家都感

觉用的还行，PE 管比钢管便宜，施工也很方便。

　　这时就有人提出了，PE 管是挺好用的，就是使用的压

力太低了，不能使用在中压 A 上，于是 CJJ63 规范重新 PE

管的使用压力范围，PE100 材料的 PE 管也被引入了燃气

领域，PE 管在燃气领域的使用范围被极大地提升了。

　　又有人提出， PE 管用的是挺好，就是大口径 PE 管太贵，

Dn200 以上的 PE 管就并不比钢管便宜了，到 Dn400 更是

比钢管贵了 1~2 倍，这点不好。于是在引入 PE100 材料的

同时，SDR17( 原 SDR17.6) 系列壁厚的薄壁管被引入了燃

气行业，薄壁管的引入极大的节省了管材本身的质量（重

量），进而降低了工程造价和施工难度。

　　还有人提意见说，PE 管用的挺好，就是施工管理要求

太高，检验不方便，施工方法、施工质量不确定。在一整

套的 PE 管施工管理方法被完善后，热熔承插焊接技术被

淘汰，热熔对接焊技术的提倡，全自动焊接工艺被大面积

推广，焊接参数被记录，翻切切除检验工艺完善成为检验

的重要手段。PE 管在燃气领域的使用更加安全了。

　　总的来说，这十几年来，PE 管在推广上一直遵循着

可靠、安全、经济的原则，在燃气管道中的使用范围、使

用率上逐步提升。由于 PE 管的性能优异，截止 12 月初，

2017 年集团公司竣工验收的中压燃气管道中使用 PE 管里

程达总里程 55% 以上，这其中还是因为大量前两年的大口

径钢管工程集中验收所致，同期设计的中压燃气管道中使

用 PE 管里程达总里程 87.2%。

　　二、PE 管未来几年可能采用的新技术

　　虽然过去我们已经解决了很多的问题，但 PE 管的应

用中依然还有着很多需要解决的难题，比如中压 A 压力上

使用 SDR17 管材有一定的限制， PE 管不耐划怎么处理，

PE 管定向钻怎么办，PE 管好是好可是质量管理不直观，

检验不方便等。

　　未来 PE 管应用空间、应用技术还有更大的发展空间。

随着新规范的不断推出、新材料的不断应用我们可能迎来

陈鹏飞

·37·

以下的变化：

　　1、PE 管的应用压力将进一步扩大

　　具体表现为，PE100 SDR17 管材可以安全的运行在

0.4Mpa、使用在中压 A 级埋地管道系统中， PE100 SDR11

管材可以安全的运行在 0.8MPa，使用在城镇次高压 B 级埋

地管道系统中。

　　2015 年 12 月 31 日发布的国家标准《燃气用埋地聚乙

烯（PE）管道系统 第 1 部分：管材》GB/T 15558.1-2015

中调整了 PE 管适用压力的计算方法 , 提升了各级 PE 管材

的使用范围，新规范采用 MOP 判定 PE 管的最大工作压力。

2017 年国家又公布了《聚乙烯管道技术规程》（CJJ63）

的征求意见稿，基本采纳了 GB/T 15558.1-2015 的计算方法，

只是其设计系数稍有不同。

　　MOP 应用计算式：

　　式中：MOP—最大工作压力，单位 MPa；

　　MRS— 最 小 要 求 强 度， 单 位 MPa（PE80 取 8.0MPa，

PE100 取 10.0MPa）；

　　SDR—标准尺寸比；

　　C—总体使用设计系数 ( 安全系数 )。对于输送天然气

的 PE 管道系统，C 应不小于 2（C 取 2）。

　　DF—计算 MOP 时，考虑了工作温度的影响的折减系数。

PE80 和 PE100 的压力折减系数　表 1

工作温度 /℃ 系数 DF

20 1.0

30 1.1

40 1.3

注：在区间内的其他温度，允许使用插值法计算参数

注：工作温度为考虑了内外环境的管材年度平均温度。《聚

乙烯管道技术规程》（CJJ63）的征求意见稿，主要将其中

的 C 值修改为 2.5 。

　　经过计算，燃气 PE 管最大允许工作压力如下：

燃气 PE 管最大允许工作压力（MPa）（GB/T15558.1） 表 2

燃气 PE 管最大允许工作压力（MPa）（GB/T15558.1）

规格 工作温度 20℃ 工作温度 30℃ 工作温度 40℃

PE80 SDR11 0.800 0.727 0.615

PE80 SDR17 0.500 0.455 0.385

PE100 SDR11 1.000 0.909 0.769

PE100 SDR17 0.625 0.568 0.481

燃气 PE 管最大允许工作压力（MPa）（CJJ63 意见稿） 表 3

燃气 PE 管最大允许工作压力（MPa）（CJJ63 意见稿）

规格 工作温度 20℃ 工作温度 30℃ 工作温度 40℃

PE80 SDR11 0.65 0.582 0.492

PE80 SDR17 0.40 0.364 0.308

PE100 SDR11 0.80 0.727 0.615

PE100 SDR17 0.50 0.454 0.385

C SDR DF

MRS MOP × − ×

× = ( 1)

2

　　特别值得关注的是工作温度由原规范的“是指管道工

作环境最高月平均温度”修改为“考虑了内外环境的管材

年度平均温度”。这使得我们按规范埋设的 PE 管均能满

足工作温度 20℃以下这一要求。也即 SDR17 薄壁管可以

安全的应用在中压 A 级 0.4Mpa 管网中。

　　2、高耐慢速裂纹增长聚乙烯材料（PE100-RC）的推广

　　在过去的燃气施工中 PE 易被划伤，如果没有发现极

易产生漏气等事故，为此定向钻中我们又不得不给 PE 管

加上套管，套管与 PE 管的配合又很难处理，这给无论是

施工方，还是工程造价都带来了诸多的麻烦。高耐慢速裂

纹增长聚乙烯材料（PE100-RC）被引入燃气领域将改变这

种状况。顾名思义 PE100-RC 系列材料就是其可以有效的

避免由于 PE 管表面的划伤、划痕随着管道使用迅速扩大

变长。过去管道表面划伤、回填土质量差一直是 PE 管安

全应用的一个重要隐患，随着 PE100-RC 材料被引入燃气

领域，有效弥补了 PE 管性能短板，进一步提高了聚乙烯

材料的性能，延长管道使用寿命，是继 PE100 系列管材后

的又一种革命性创新。高耐慢速裂纹增长性能可有效防止

PE 管在施工工程中划伤造成的后续损坏，对于回填土较差

的环境、定向钻环境是一种优秀的替代管材。技术成熟后

应用在定向钻领域不加套管成为一种安全可靠的选择。

　　3、PE 管对接焊、电熔焊超声波检测技术的发展和推广

　　由于全自动对焊接机的推广、《聚乙烯管道技术规程》

CJJ63-2008 中各种检测方法的应用，热熔对接焊接口的质

量有了极大的提升，但无论 CJJ63-2008 中的温度压力控制、

还是翻边切除试验等，其检测手段都有着一定的局限性，

主要施工通过过程管理，依靠施工机械、施工人员的自我

管理，监管方、第三方在其中其的作用很少，这也难以避

免施工造假，虚焊、假焊等问题。泰州港华燃气公司也出

现过相应的事故。

　　所以更加安全可靠的第三方无损检测手段就成为未来

要解决的一个问题，常用的无损检测手段主要有射线探伤

检测和超声波探伤检测，城市燃气钢管检测还是以可以记

录复查的射线检测作为主要手段，而高能射线明显有损于

PE 管的本身材料性能，所以这一方法还无法在 PE 管上应

用。可行的研究方向主要还是超声波检测技术，目前 PE

管对接焊超声波检测技术已经在部分地区开展试用，但由

于超声波检测技术不可记录、不可复检，所以当前在燃气

检测中多作为辅助性的检测手段。但随着电子信息技术的

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

·38·

　　2、各种 PE 管生产加工新技术被应用

　　未来各种 PE 管新型抗紫外线添加剂、抗高温添加剂、

耐紫外线耐候涂层、新型聚乙烯聚合技术、耐磨涂层、纳

米新材料、新型 PE 管加工技术等也很有可能被应用到燃

气领域。

　　PE 管的使用受温度影响很大，燃气与热力管道较近因

为温度较高不能采用 PE 管，另外由于空气中的氧气、紫

外线较多，所以目前 PE 管不能长期曝露在露天，也不能

在露天明设使用 PE 管。针对这些问题过去行业内外做过

很多尝试，比如法国曾经在 PE 管外加设玻璃钢套管用于

抵抗紫外线，我国在给水、排水管道中目前也在尝试将 PE

管应用在露天环境，但由于燃气管道比较特殊，对安全和

保障的要求较高，目前国内对此的尝试还比较少。而各种

新型材料有可能极大的弥补目前 PE 管的一些缺陷，扩大

PE 管的应用范围。

　　此外新型金属塑料复合管、新型结构的 PE 管（如高

密度聚氯乙烯双壁波纹管）等也有可能被引入燃气行业。

这些材料更可能被应用于老旧铸铁管、沿地铁、电气化铁

路沿线钢管内村修复或升级，精装修厨房、酒店埋墙管等。

　　3、其它

　　除了自身材料的发展外，未来 PE 管的周边技术比如

新型的 PE 管示踪技术、PE 管探管技术、PE 管地理信息技

术可能被引入，能更好探测地下 PE 管的位置、分析地下

PE 管网的使用情况。PE 管新型检测技术被引入和超声波

检测技术一起用来检查管道的施工质量、评估管道的安全

运行情况。新型 PE 管修复技术的出现，使得 PE 管的修复

较现在更加安全方便可靠。此外管内机器人，信息技术等

的运用，使得在线非开挖检测、维修成为可能。

　　见微知著，以 PE 管为代表的新型塑料材料在防腐涂层、

管材、保温材料、阀门等设备的内部填料、井盖等辅助材

料上取得更加重要的地位。新型塑料材料以其优良的材料

性能，价格优势在燃气领域也必然会有一个较大的发展。

　　未来在新型材料的应用上集团公司还是应以大胆假设，

小心求证，有序试用，再行推广的方式，本着安全第一、

科学先进、经济有效的原则，以技术保障安全，向技术要

安全，逐步推广新材料的应用，更好的服务于合肥市及周

边市场的天然气发展事业。

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

发展，超声波检测技术这两年也取得了相当的技术进步，

目前也已经出现了可记录的超声波记录检测技术，并在部

分行业进行了应用。预计未来这种技术也将很快进入市政

燃气行业，成为一种更加方便可靠的 PE 管接头检测方法。

　　三、PE 管未来的发展趋势

　　虽然 PE 管的性能非常优异：耐腐蚀，寿命长，不怕

杂散电流，无需外加阳极保护、柔性好，抗震动，易施工等。

但还是有着诸多的局限性影响着 PE 管的使用，这些局限

性也都是未来的突破和发展方向。

　　1、材料力学性能更优异的 PE 材料出现

　　PE 管的壁厚控制与钢管的差距较大，其壁厚与其直径

成正比，比如 SDR11 尺寸比的 PE 管就是指 PE 管外径与

壁厚的比值为 11。

　　一方面 PE 管壁厚过大影响了 PE 管的供应能力，以

Dn200 PE 管为例，Dn200 SDR11 的 PE 管同等条件下仅相

当于同等流速、外径条件下 Φ219X7 钢管（一般认为与

Dn200 PE 管相近）的 63.84%,SDR17 的 PE 管情况有所好转，

但也仅相当于同等条件下的 74.10%。另一方面 PE 管管径

每增加 1 倍，其质量约增加 4 倍，其价格也接近增加 4 倍

（PE 管价格一般主要受 PE 管质量（重量）影响，与其成

正比的关系）。所以大口径 PE 管与钢管相比还是有着很

多的差距。

　　降低 PE 管的造价、提升通过能力的一个主要的手段

就是研究引入材料性能更优异的 PE 材料或 PE 复合材料使

管道的壁厚降下来，这样管道的通过能力自然也就上去了、

成本也降下来了。

·39·

　　近年来，随着合肥城市燃气的高速发展，客户群的增加，越来越多的燃气器具品牌进入合肥市场，合肥现有燃气

器具品牌多大几百种，市场竞争非常激烈，营销手段不断翻新。然而，客户由于售后维修找不到销售单位，转而要求

燃气集团上门维修的情况屡见不鲜。燃气器具是整个燃气系统的最末端，并涉及到千家万户，燃气器具的使用安全问

题是一个社会性问题，政府和管理部门一直非常重视，燃气企业也采取了许多积极有效的措施，取得了明显的效果。

就目前合肥燃气集团作为城市燃气运营商做好用户安全与服务而言，还存在着一些亟待解决的问题。以下浅谈三点看

法：

　　一、安全管理方面

　　据 @ 燃气爆炸微信公众平台收录统计的 2016 年度燃气爆炸事故有 909 起，共造成 127 人死亡、1096 人受伤。

全年事故主要集中在室内，包括民居户内和餐饮场所，居民户内安全事故数占比 70.9%，仍居首位且呈逐年递增状态，

可见我国燃气用户端的安全形势日趋严峻。随着合肥燃气的发展、用户数量的快速增长和户内燃气设施运行使用时间

的增加，用气安全问题日益突出，户内燃气事故屡有发生，虽与居民用户总数相比所占的比例很小，但造成的财产损

失、人员伤亡和社会影响却不可小视。从近年来燃气安检发现的户内燃气安全隐患和爆燃事故的种类来看，因燃气器

具产品质量和不规范安装导致燃气泄漏引起的爆燃事故占有较大的比例，应引起各方的高度重视。

合肥燃气集团 2016 年度安检较大隐患整改情况（户数）

安检项目 已整改 未整改 合计 已整改率

燃烧器具及连接管漏气 6311 3370 9681 65.19%

热水器无烟道 129 3841 3970 3.25%

燃气管在卧室浴室仓库 261 4891 5148 5.07%

合计 6701 12102 18799 35.65%

　　《城镇燃气管理条例》第二十七条规定燃气用户应当遵守安全用气规则，使用合格的燃气燃烧器具和气瓶，及时

更换国家明令淘汰或者使用年限已届满的燃气燃烧器具、连接管等，并按照约定期限支付燃气费用。由于前期市场发

展的过快，燃气器具行业规范管理不到位，出现一部分未达到国家标准的无牌假牌产品充数市场，中央电视台新闻频

道 20170326《每周质量报告》燃气灶质量安全调查中曝光国家质检总局抽查的上海市场流通领域 18 个批次燃气灶具

有 8 个批次不合格，不合格率达 44.4%，其中主要为燃气灶具不带安全熄火保护装置和一氧化碳含量超标。合肥的情

况也不例外，这些隐患产品每年造成多起易燃易爆安全事故，由于无法追究到生产企业，事故往往判定为无责任性事

故，由燃气企业赔偿相关损失（合肥就有相关案例）。

　　因此，加强燃气器具市场的管理十分必要，建议集团公司从安全角度加大依法用气、安全用气的宣传普及，该项

工作应采取政府牵头，管理部门组织，燃气企业实施，广大用户参与，新闻媒体配合的模式（例如：国家明令禁止如

不带熄火保护灶具一律不得销售，使用年限届满的燃气器具必须更换，否则，燃气企业不予点火或通气）。根据 GB

17905-2008 《家用燃气燃烧器具安全管理规则》中燃气灶具、燃气热水器、燃气采暖炉最长判废年限为 8 年的规定，

延伸安全服务产业链，实现同心多元发展

——关于燃气器具市场发展的思考

董三法

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

·40·

按照合肥市目前 150 万燃气用户计算，每年将有近 20 万户燃气器具使用年限届满，存在安全隐患需要进行更换。

　　协助燃气管理部门有效地规范燃气器具市场。对那些销售“三无”燃气器具产品和私拆、私改、破坏燃气设施及

无正规燃烧器具安装维修的人员和现象进行媒体曝光同时根据合肥本地区的户内燃气安全状况以及管理和技术水平制

定符合本地实际的地方管理标准。比如推行应用安全型器具、不锈钢连接软管和新型管材，鼓励安装使用报警器和安

全切断装置，通过高、新技术手段来消除安全隐患，提高户内用气的安全性。如西安市燃气监督管理中心公布了关于

2017 年第一批燃气燃烧器具合格品牌目录的通知。文件再次明确：未经检测和检测不合格产品不得在本市经销；不

得给未经检测和检测不合格的燃气燃烧器具点火通气。

　　二、服务延伸方面

　　延伸“一站式”服务体系是将原来管网至燃气表服务延伸到终端。通过燃气器具（燃气灶具、燃气报警器、燃气

切断阀、燃气专用不锈钢波纹管、燃气保险等）销售、燃气器具安装与连接填补终端，服务终端，通过天然气供应到

燃气具销售、安装、售后“一站式”优质服务来占领市场，减少事故的发生。这样既满足客户需求又保障长期安全使

用的问题，也避免因产品质量问题和燃气私接私改等不规范安装和无资质安装导致的易燃易爆安全事故发生。《城镇

燃气管理条例》规定燃气燃烧器具生产单位、销售单位应当设立或者委托设立售后服务站点，配备经考核合格的燃气

燃烧器具安装、维修人员，负责售后的安装、维修服务。燃气燃烧器具的安装、维修，应当符合国家有关标准。（比

如：未取得燃气器具安装维修资质的人员和单位不能从事燃气器具安装，更不能改装燃气管道，加大处罚力度。如芜

湖中燃就规定所有燃气器具关于燃气使用链接必须由燃气公司负责，并推广使用不锈钢波纹管链接，既是给用户提供

延伸服务，更有效避免了一些私接私改和偷盗气现象）。

　　三、企业长远发展方面

　　目前，在城市大建设和燃气高速发展阶段，燃气公司主要利润源于收取建安费用，随着市场竞争的加剧，特别是

合肥燃气面临着竞争区域受限等诸多因素，未来建安费是否有减免的可能，届时，国内大部分城市燃气运营商主利润

源将面临着枯竭的威胁，完全靠接驳费弥补气价亏损及维持账面较好业绩的局面有可能不复存在。合肥燃气集团有其

他燃气器具销售公司无法比拟的资源，客户数目庞大 且每年 10 万户的速度稳定增长，在现有的 150 万客户的基础上，

集团为确保客户用气安全和资金回收及时，对每位客户按照两个月一次抄表，每年一次安全检查等服务到访客户，加

上报修、点火通气等被动到访，预计年到访客户 7.5 次，然而目前燃气营销与器具销售两条线的运营模式零售并未做

到高频率的销售效率，大部分客户流失了。

　　近年来，在市场发展部的牵头支持下燃气器具工程项目市场营销虽然取得了一些成绩，但是就合肥市场规模来看，

还是不尽如人意，由于项目营销工作需要与房地产商等大客户反反复复经过多次沟通、交流、协商，周期很长，同样

因为集团现有燃气市场发展和燃气器具销售相互独立运作的模式，很多时候燃气器具项目营销效率低是营销人员到访

客户频率过低，信息沟通不畅没有及时跟进或是虽然接触了客户，但由于频率低和交流沟通信息滞后等，没有达到预

期的效果，浪费了公司有效资源。为此，集团应该向港华、中燃等城市燃气运营商学习，建立一个科学有效的考核系统，

可以帮助公司通过分析从中发现一些重要问

题，从集团层面尽快大力推动增值业务发展，

利用自身庞大的优质客户资源，在民用户，

公福户，工商户中大力拓展燃气具等增值业

务，进而短期内形成较大规模的增值利润，

最终实现同心多元发展战略。

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

·41·

建议与思考 /SUGGESTIONS AND THINKING

气化器

在北城 LNG 应急调峰气源的选用研究

　　一、概述

　　随着经济快速发展，消费者对天然气需求量激增，传

统常温天然气已经无法满足用户需求，因此 LNG 作为应

急调峰气源显得越发重要。LNG 是通过超低温常压液化

成 -162℃的液化天然气，需要时经过气化器将低温的液化

天然气转化成常温状态。液化天然气吸收气化器提供的热

量，经过预热 - 蒸发 - 过热过程，变成常温天然气。

　　北城 LNG 应急调峰气源工程（罗集门站）是合肥燃气

集团在建项目，该项目为 LNG 储存气化工程，以液化天然

气（LNG）为气源，在需要应急保证供气及调峰时，利用

气化器将储存的 LNG 气化成 4.0 兆帕的气态天然气，送入

已建成合肥市绕城高压天然气管线供全市使用。本文结合

该工程设计和建设经验，对常见几种气化器进行探讨分析，

并根据气化器工艺流程、特点，计算选用合适气化器。

　　二、气化器工艺特点

　　由于气化器种类不同，气化方式也不尽相同。根据气

化时采用热源来源不同，气化器可分为两类：一类使用自

然热源，如：空气、水。使用该种气化器体积大、建设规

模较大、前期投资费用较高，但后期运行费用很低。另一

类为人工热源，如：电能、燃气，使用该种气化器建设规

模，投资费用小，但运行费用较高。因此在工程建设前期，

可根据工程建设规模、投资费用以及热源种类，来确定采

用何种气化器 [1]。

　　目前常见的气化器有以下几种 [2]：

摘要：归纳总结了四种国内外使用较为普遍的气化器：开架式气化器、空温式气化器、水

浴式气化器、热水式气化器，讨论其各自基本原理、优缺点，结合合肥燃气集团北城 LNG

应急调峰气源工程实例，探讨了气化器选型。

　　1、开架式气化器是一种水加热型气化器。许多大型的

LNG 接收终端均靠海建设，海水温度稳定，热容量大，所

以可用海水作为热源。由于开架式气化器的运行成本低，

操作相对简单，因此在大中型的 LNG 场站中得到广泛应用。

不足之处是严重依赖于海水的开架式气化器，投资费用高，

气化器外表面防腐要求较高，并不适用内陆城市推广应用。

　　2、空温式气化器是通过区域内空气形成自然对流加热，

从而对管内低温液化天然气进行加热，经过减压后利用自

身吸收热量使得液态天然气气化的特点而制成。该类气化

器虽然换热率低，但结构简单，运行费远低于其他类气化器，

在我国的中小型 LNG 气化场站应用较多。

　　3、浸没燃烧型气化器也称为水浴式气化器，以水为热

媒，主要包括电加热式、燃料燃烧式等。水浴式气化器具

有传热效率高，建设使用规模小等优点，但操作费用很高，

邓金伟

图 1 肥西门站空温式气化器

·42·

SUGGESTIONS AND THINKING/ 建议与思考

适于紧急情况或调峰时使用。

　　4、热水式气化器工作原理：以循环热水供给系统为热

源，吸收温水的热量后气化并过热，并由自控仪表控制在

用户设定的工作范围内，经过气液分离器脱去重组份后输

入燃气管网中。热水式气化器具有较大的换热面积、自动

化程度高，但对热水供给系统等配置设备要求较高以及建

设费用高。

　　三、气化器选型应用

　　LNG 气化器的选型需要考虑多种因素 [3,4]：

　　（1）气化器的气化能力及运行参数。气化能力及运行

参数表示 LNG 场站的实际气化量，若 LNG 场站的气化总

量量很小，且场地较大，则优先选用空温式气化器；若相反，

则不宜考虑空温式气化器。

　　（2）气化器的适应性和可靠性。如 LNG 场站为气化

LNG 主要基地，需要大量不间断、可靠运行，则气化设备

不宜考虑空温式气化器和带有中间传热介质的气化器。因

为空温式气化器和带中间介质的气化器会受到天气因素影

响，需要拆卸清洗作业，从而导致 LNG 场站停产。

　　（3）气化站环境。气化器正常工作受到外部环境温湿

度和热源介质的温度影响。如海水温度过低，开架式气化

器无法获得足够热源，会导致无法使用；空气温度过低，

空温式气化器出口天然气温度达不到设计要去，就需要水

浴式气化器串联配套使用。对于冬季气温很低的地方，仅

适用空温式气化器有可能导致气化后的天然气温度低于

0℃，不能满足 PE 管的输送要求。夏季气温相对较高，一

般使用串联流程，水浴式气化器只起辅助加热的作用，而

冬季气温很低，空温式气化器会由于结冰而导致无法使用，

一般采用并联流程。因此，可以考虑在夏季、冬季分别选

用空温式气化器、水浴式气化器，这样既能满足生产需要，

又可降低能耗，减少操作费用。

　　（4）气化站所具备的水资源和电力资源。若在海边建

设 LNG 气化站，开架式气化器为首选。在选择气化器种类

时，需要考虑气化器耗能。水浴式气化器、热水式气化器

都需要大量电力资源。空温式气化器可利用大气与 LNG 的

温差进行气化，消耗水、电等能源非常少，在停电时也不

影响供气。

　　（5）投资和运行费用。在选定气化器种类时，应对其

初投资和运行费用进行综合比较，考虑其运行成本，使用

廉价的低品位热源如环境大气或水，能够减少动力或能源

消耗，极大地降低气化器运行成本。

　　某一研究对应用较多的浸没燃烧式、开架式和空温式

气化器对环境的影响及经济性能进行综合的对比分析。气

化系统的进气压力为 8MPa，温度为 4.5℃，气化量为 2800

万 Nm3

/ 日。该系统中 LNG 各组分的摩尔分数分别为：甲

烷 93.46%，乙烷 4.1%，丙烷 1.2%，丁烷 1%，氮气 0.06%。

该气化系统空气温度在 7 ～ 24℃之间，大气压为 1atm，对

三类气化器进行对比，分析后得到结果见表 1。

表 1 几种气化器优缺点比较

种类 开架式 空温式 水浴式 热水式

耗电量 较高 较低 一般 一般

单台流量

（NM3

/h) 50-1000 50-10000 50-10000 50-10000

配置要求 / / 热水锅炉 热水锅炉

制造周期

（d） 14-21 21 14-21 14-21

污染物排量 较高 较低 低 低

运行成本 一般 低 高 高

设备价格 高 一般 低 低

占地面积 较小 较大 一般 一般

　　由表 1 分析可知，水浴式气化器的污染物排量、运行

成本和污染物排量均最高，开架式气化器次之，空温式气

化器的耗电量低、污染物排量少，但占地面积和重量最高。

LNG 空温式气化器是以空气为热源，在 LNG 气化过程中，

利用大气与 LNG 的温差进行气化，不会造成能源不必要浪

费，实现能源的合理利用。同时，空温式气化器的占地面

积和重量较大，导致设备前期投资较大，但由于空温式气

化器耗能、运行成本和污染物排量低，目前逐步广泛使用。

　　同时，热水式、开架式加热器换热管多为蛇形小绕管

设计，该设计具有以下缺点：（1）换热管中间约有 50 个

焊缝，设备频繁的热涨冷缩工况下会产生焊缝应力而引起

泄漏；（2）换热面积稍小，热水流速极小，换热效率极低；

（3）有安全阀，需要每年校验，每次校验均需用吊车把人

吊上去才能拆下安全阀，由于热水式、开架式加热器换热

管的进出口的管口为非水平设置且离地很高，与总管连接

用管很多，再者出水管的管口也较高，所以这些管路的安

装人工和材料均极高。

　　而水浴式气化器加热器换热管为整根 U 型管设计，该

设计优点为：（1）中间没有任何对接焊缝，设备频繁的热

涨冷缩工况下不会产生任何泄漏；（2）换热面积稍大，U

·43·

型管板加热器设计的热水流速较大，换热效率极高；（3）

无安全阀，不需要校验。由于水浴式气化器的进出口的管

口为水平设置且离地很低，与总管连接用管很少，再者出

水管的管口也较低，所以这些管路的安装人工和材料均极

低。因此，在中小型 LNG 气化站中，空温式气化器和水浴

式气化器最为常用。

　　LNG 是低温液体，在气化工作时空温式气化器需要吸

收大量热量导致表面结霜，为了防止气化器地面基础冻裂，

气化区地坪必须做防冻及防渗处理。考虑空温式气化器在

使用过程中表面会结霜，每使用一段时间就需要化霜，在

设计中一般选用两组气化器定期切花使用。北城 LNG 应急

调峰气源工程在选用空温式气化器时，对传统气化器翅片

管进行改进，在气化器翅片管涂黑色材料，使得工作时结

霜工况一目了然、翅片防腐性增加、吸热效果好、气化量

增加、延长切换时间、增加翅片强度（抗风载好）、加快

化霜时间、提高出口温度等。同时，在每个气化器旁边配

备一台气化器除雾装置。该除雾装置工作原理为：在气化

器底部周围设置有围栏，通过围栏将雾气集中在围栏中，

阻止雾气向周围大量扩散；围栏的外侧设置有与围栏内侧

相连通的排气除雾装置，排气除雾装置将雾气向上排放，

排放时与周围空气混合，从而有效消除雾气，排气装置内

设置有电热带和电加热装置，可进一步加强除雾效果。

　　以合肥燃气集团北城 LNG 应急调峰气源工程为例，现

场工作环境为年最高温度为 41℃、年最低温度为 -20.6℃，

年平均温度为 15.7℃，气化器技术要求：设备气化能力及

气化量计算应以环境温度为 -20℃时，LNG 气化器出口温

度达到设计要求为前提的气化量，每台气化器的阻力不得

大于 0.05MPa。

　　四、结语

　　在北城 LNG 应急调峰气源工程设计时，气化规模是以

合肥市 2020 年高峰日用气量为依据。根据合肥市城市天

然气专项规划预测合肥市 2020 年年平均日用气量为 281.1

万米３，其中已建成合肥肥东门站的 LNG 气化设施是提供

120 万米３/ 日的天然气，本工程设计建设的 LNG 气化系统

规模确定按 160 万米３/ 日，高峰小时气化能力为 12 万米３/

小时建设 ( 高峰工作时间按照 4 小时计算）。

　　通过计算，北城 LNG 应急调峰气源工程选取十二台

气化能力为 10000 米 3

/ 小时、设计压力 5.0MPa 的空温式

气化器和十二台加热能力为 10000 米 3

/ 小时、设计压力

5.0MPa 的空温式加热器 , 分为四组 , 两开两备，每组三台

气化器和三台加热器串联设置。气化器设置围栏和除雾装

置，将气化产生的冷气加热从高出吹散。气化器在工作时

会结霜，为保证足够的气化加热量，两组六台空温式气化

器在工作时定时切换化霜。考虑合肥地区冬季气温很低，

空温气化器不能及时化霜，故在系统中增设 2 台气化能力

为 60000 米 3

/ 小时、设计压力 5.0MPa 的水浴式气化器，

该水浴式气化器采用 U 型管板加热器，每台水浴式气化器

与两组空温式气化器并联工作。当空温式气化器不能正常

工作时，关闭空温气化器，打开水浴式气化器，以确保冬

季天然气气化加热后出口温度达到 0-20 度。在用气高峰

时，空温气化器和浴式气化器可用同时运行，实现气化能

力为 12 万米３/ 小时。水浴式气化器（加热器）的热源采

用燃气锅炉房提供的热水。

　　北城 LNG 应急调峰起源工程的投入运行，将有利保证

合肥市天然气供应的安全稳定性。

参考文献：

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流程及选型探讨 [J]. 煤气与热力，2012:8:38-42

[2] 裘 栋 . LNG 项 目 气 化 器 的 选 择 [J]. 化 工 设 计，

2011:4:19-22

[3] 刘珊珊 . 空温式液化天然气气化器传热性能研究 [D].

哈尔滨工业大学，2013

[4] 李澜 . 结霜工况下 LNG 空温式气化器换热研究 [D]. 哈

尔滨工业大学，2015

图 2 罗集门站空温式气化器安装现场

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