一、引言
　　廣東“珠江三角洲液化天然氣（LNG）利用工程”項目已全面啟動， 與資源方––– 澳大利亞的購銷合同業已在簽訂中。按計劃， 進口LNG將于2006年6月由接受站碼頭—深圳秤頭角氣化，經管道送抵廣州，第一期供氣規模為300萬噸/年。廣州市煤氣公司如何應對LNG到穗，與之相關的一系列問題，如氣源廠生產運行方式的確立，與上游TOP合同的談判，新（LNG管網）、舊管網（現有油制氣管網）的銜接，液化天然氣置換進度的控制，管網的調峰與事故應急氣源，資金的籌措方案，用戶的發展等這些牽涉到企業可持續發展戰略的關鍵問題，現在就必須有所考慮。
二、天然氣抵穗后的管網
　　液化天然氣抵穗后，將由兩個管網分別向廣州市區供應燃氣。一個是位于城市中心區域內的現有油制氣舊管網，再一個就是處于城市外圍的、新建立的LNG管網。新網直接使用液化天然氣，隨著LNG用戶的發展和對舊網用戶的不斷置換，其用戶逐步增加，供氣規模會愈來愈大。而舊網用氣量則會遞減，直至為零。至此，置換工作宣告結束，兩管網正式合二為一。
　　因為現有輸配管網在當初設計時已考慮到了天然氣接收時的銜接問題，所以，液化天然氣抵穗后，現管網的運行壓力等級、調壓裝置等仍將保持不變，只需更換或改裝管網用戶的燃氣用具。
三、舊網的氣源供給
　　廣州市現有煤氣管網只有一個氣源廠——廣州油制氣廠。為了迎接液化天然氣到來，也出于多使用LNG、降低煤氣生產成本的考慮，氣源廠于2001年底建成了兩套CCR裝置，即輕油制氣裝置，采用常壓循環催化裂解工藝（UGI-CCR法），對LNG原料進行改質，用以生產適配現有油制氣管網的改質氣。目前使用的原料為LPG。
　　分析CCR裝置的調試數據： 若以LNG作原料，正常情況下，兩臺爐的改質氣產量可達43.5萬m3/日（處理LNG量為19.5萬m3/日）。必要時，產量還有進一步提高的空間，單爐產量可達26萬m3/日。
　　而用低熱值的改質氣與LNG、空氣（AIR）混配，三者比例控制在 37% : 53% : 10%時，混合氣的熱值、華白數、燃燒勢等都能符合舊網的燃燒性能要求。按兩套CCR裝置滿負荷生產計，氣源廠該系統的混氣能力可達118萬m3/日–––140萬m3/日。具體參數見下表（一）。

表（一）： “LNG改質氣+LNG+AIR”混合氣代替現有管道煤氣的相關參數

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數W 燃燒勢CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LNG 53 10477 9481 13288 41.23 0.8038 LNG改質氣 37 3801 3397 5622 113.99 0.5911 AIR 10   　 　 　 1.2927 混合氣 100 6960 6282 8995 60.57 0.7740 原設計參數 7088 6471 9453 87.15 0.7269 注：W 偏離-4.85% ； CP偏離-30.50% 。可以互換！

注：廣州煤氣管網的運行數據表明，華白指數偏離原設計值在-20%以內、燃燒勢偏離在-30%以內時，兩種燃氣可以互換。
 　　 預測2006年舊管網全年的日平均用氣量為75萬m3/日，最大日（除夕）供氣量為107萬m3/日。可見，氣源廠該系統118萬m3/日以上的生產能力，基本上可以滿足2006年舊網用戶的用氣需求。2007年3月份后，隨著冬季供氣高峰的結束和對油制氣管網的逐步置換，舊管網的用氣量將會穩步下降。氣源廠的生產壓力也隨之越來越小。
 　　為了解決CCR裝置備用不足的問題，氣源廠也正在考慮仿效上海吳淞煤氣制氣有限公司的方案，改造一臺三筒重油蓄熱催化裂解爐，以LPG代替重油作原料（2006年6月后用LNG 作原料），生產適配現有油制氣管網的改質氣。據了解，改造后的每臺爐產量可達28萬m3/日以上。這樣，氣源廠改質氣系統總的混氣能力可達190萬m3/日以上。供氣可靠性大大提高。此外，應急情況下，可以采用“提高出廠煤氣熱值以適配管網燃氣用具”的措施來解決產氣量不足的矛盾（具體參數待實驗確定）。
　　由此可見，LNG抵穗后，氣源廠可以停運成本高、污染嚴重的重油制氣部分（包括污水、凈化工段）和熱電分廠（化水工段除外），以“LNG改制氣+LNG+AIR”混合氣向舊網供氣，提早對氣源廠人員進行分流。換句話說，LNG一到廣州，廣州市的兩個燃氣管網就可以立刻全部使用液化天然氣！
四、舊網經濟效益
　　推算運行數據：LNG改質氣的熱效率將為80 %左右。按24 %改質、76 %“LNG+AIR”直接摻混考慮，扣除熱損失，1.0 m3 LNG還剩下0.952 m3，可生產6250 kcal/Nm3熱值的混合氣 1.443 m3。如果按 現2.20 元/m3居民用氣售價計算，1.0 m3 的LNG在舊管網的銷售收入為1.443×2.20=3.17 元，而1.0 m3 的LNG在新管網的銷售收入只有2.80 元（可研報告預測）。
　　除原料成本外，氣源廠生產“LNG改質氣+LNG+AIR”混合氣的其它附加費用很少，原因是直接摻混占了大頭。人員少，固定資產折舊也不多。所以，舊管網上2.20元/m3的銷售價格得到的利潤比液化天然氣在新網上2.80元/m3 銷售價格得到的利潤要多。也就是說，屆時，舊網的售氣價格有下調的空間。整個廣州市的煤氣用戶都會因液化天然氣受益。五、調峰與備用氣源　
　按合同要求，小時調峰由下游各城市自行解決。以廣州市煤氣公司現有設施和條件，選擇好適當的調峰方案，完全有能力圓滿解決這一難題。
　　查閱廣州市歷年供氣資料，每日的小時供氣高峰產生于17：00---20：00之間，3小時的供氣量占全天總供氣量的23.6 %，最大小時不均勻系數Kh=2.3。
 1、“LNG+AIR+LPG”調峰方案
　　廣州市煤氣管網在城市東、西兩端各建有儲配站一座。其中東儲配站位于氣源廠內，干式氣柜儲氣能力為16萬m3，煤氣壓送能力為7.42萬m3/h；西儲配站干式氣柜儲氣能力為15萬m3,煤氣壓送能力為1.92萬m3/h。氣源廠內“LPG+AIR”混氣設施完善，最大混氣能力可達2.2萬m3/h。　　該方案調峰原則：氣柜采用“谷進峰出”的運行方式。調峰時期，優先壓送成本低廉的、由氣柜儲存的LNG氣，不足部分由“LPG+AIR”氣補充。東、西儲配站LNG調峰量為25萬m3，最大小時調峰量為6.0萬m3/h，增加儲存、壓送成本約為0.08元/m3左右。
　　按現有設施計算，管網現已具備的總調峰能力為35萬m3（氣柜LNG 25萬m3+“LPG+AIR”氣10萬m3）。最大小時調峰量為8.0萬m3/h以上。預測管網2010年的LNG供氣量為日均128萬m3/日以下。可見，現有的調峰能力足以滿足2010年前的調峰要求。再以后，隨著供氣量的加大，可分步在各調壓站建“LPG+AIR”混氣裝置。
　　值得一提的是：在同等熱值條件下，“LPG + AIR”氣的華白指數太低，只有8994kcal/Nm3, 偏離LNG華白指數 （13288kcal/Nm3 ） 32.31 %，不能代替LNG調峰，必須與LNG按比例同時外供，LNG的比例必須在60%以上，即只能用“LPG+AIR+LNG”混合氣調峰（具體參數見下表二 ）。 另外， 不通過改質，“LNG+AIR”氣不能直接用在油制氣舊管網上。原因是燃燒勢CP太低，只有31.58，達不到油制氣管網的要求。

 表（二）：      “LPG+AIR”混合氣代替LNG的相關參數

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LPG 36.2 28377 26176 20891 44.17 2.3856 AIR 63.8   　 　 　 1.2927 混合氣 100 10272 9476 8990 37.43 1.6883 LNG 10477 9481 13288 41.23 0.8038 注：W 偏離-32.35%  。不能互換！

“LPG+AIR+LNG”混合氣代替LNG的相關參數

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LNG 60 10477 9481 13288 41.23 0.8038 LPG 14.5 28377 26176 20891 44.17 2.3856 AIR 25.5   　 　 　 1.2927 混合氣 100 10401 9484 10991 34.42 1.1579 LNG 10477 9481 13288 41.23 0.8038

注：W 偏離-17.29% ； CP偏離-18.49% 。可以互換！

該方案的最大優點：充分利用氣源廠現有設施，不用增加大的投資；方便逐步漸增調峰能力。缺點：“LPG+AIR”氣成本較LNG高，會相應增加成本，且起伏較大。 2、“高壓管線儲存”方案　　該方案最大優點在于不附加運行費用，成本低，管線既用于輸配又用于儲存。缺點是一次性投資太大。
　　按華北設計院的LNG可研報告，廣州市液化天然氣高壓管線長達110公里，其中Φ711×12.5管線30公里，Φ508×10管線80公里，幾何容積2.61萬m3。非調峰期，高壓管線運行壓力為5.0 MPa，調峰時期，壓力逐步下降，最低至1.0 MPa（中壓管網壓力仍保持0.2 MPa不變），以此來調峰。最大調峰量合計為104萬m3。再不足時，則由氣柜LNG補充。

  3、“液相LNG”方案
　　LNG由液相變為氣相，體積擴大600倍。而廣州地區高溫天氣多，LNG氣化容易；再加上離深圳近，交通方便，運輸成本低。所以，考慮“通過汽車或火車將液相LNG從深圳運來廣州儲存，高峰期氣化用以調峰”不失為一個好主意。
　　此方案的缺點也是一次性投資太大。但是，若將推廣液相LNG汽車與煤氣管網調峰和事故備用氣源一起來綜合考慮，應該說是一個很有價值的想法。
　　據了解，一臺600m3的LNG低溫貯罐投資約為400萬元人民幣，氣化后的LNG體積則高達36萬m3。在城市多個地段，分別建一些集LNG汽車加氣和煤氣管網調峰于一身的加氣站，除開展汽車加氣業務外，晚供氣高峰時，液相LNG通過空溫式氣化器或水浴式氣化器氣化對管網進行調峰；長輸管線事故時，作為備用氣源起應急作用
　　LNG汽車加氣是一個很有前景的項目。據悉，小車加滿一瓶液相LNG，可跑500公里以上，較之LPG汽車和CNG汽車，它分別具有價格低廉和行駛路程遠的優勢。
 4、“調峰與事故備用氣源”綜合方案
　　專門投資建設一個大型事故備用氣源廠似乎沒有必要，但完全不考慮應急措施也不可取。根據廣州燃氣的實際情況，建議以現有氣源廠作為基地，將調峰、事故備用氣源、液相LNG汽車、CNG汽車、液相LNG外銷經營、三產、人員安置等作為一個系統工程來考慮。 A、利用氣源廠，包括LPG罐裝廠已有的液化石油氣儲存設施、氣化裝置、管線、氣柜、煤氣壓縮機、鐵路專用線、場地等，增建LNG低溫貯罐及設施，形成一個有一定規模的備用氣源廠。正常情況下，用于液相LNG外銷、城市各加氣站LNG轉運、管網調峰；長輸管線事故時，與高壓管線、東、西站氣柜、  煤氣壓縮機、“LPG+AIG”混氣設施及遍及市區的各加氣站一道，起應急供氣作用。 B、各加氣站都增設空溫式氣化器系統，除開展汽車加氣業務外，必要時，還承擔調峰和應急供氣任務。 C、利用公司的運輸能力，及早介入LNG運輸業務，調整思路，搶占市場。LNG到來后，整個珠江三角洲LPG市場會受到較大的沖擊。LNG管線暫時沒法到達的小城鎮、房地產住宅小區、工礦企業、度假村等，都會轉為使用有價格優勢的LNG，其運輸市場前景廣闊。 D、液相LNG運輸成本（深圳至廣州）約為0.10元/m3,扣除管輸和氣化費用0.05元/m3外，其抵穗成本可能會略高于門站LNG價格，但沒有計量誤差。而LNG在氣化過程中，溫度由-150℃左右升至常溫，要釋放大量的冷量，盡可能利用這些冷量建冷庫、滑冰場，用作夏季中央空調等，其冷量的綜合利用不僅降低生產成本，產生效益，還可以帶動一批相關產業的發展。 E、調峰及備用氣源廠、眾多的LNG和CNG加氣站、還有面向管網以外地區的LNG營銷部門，可以通過擴大業務來安置一部分富余人員。
六、用戶發展
1、提早發展天然氣用戶　
　2006年天然氣抵穗之前，用83 %的現有管道煤氣（“油制氣+CCR氣+煉廠氣+LPG+AIR”混合氣、熱值：6250kcal/m3）與17 %的LPG氣摻混，其燃燒特性完全可以與未來的液化天然氣（LNG，12T燃氣類）一致。具體參數見下表（三）。 
      表（三）：  “現有管道煤氣+ LPG”混合氣代替LNG的相關參數

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) 現有管道煤氣 83 6678 6059 8039 69.74 0.8923 LPG 17 28377 26176 20891 44.17 2.3856 混合氣 100 10367 9478 11011 60.90 1.1461 12T天然氣參數   　 11495--13796 36—88   注：W 偏離-4.21%  。可以互換！

　　基于這一結論，在未來幾年中，我們完全可以在具備條件、且規模較大的成片小區或者向城市外圍延伸的新干管沿線，大量發展天然氣用戶，提早讓其使用天然氣（現有管道煤氣+LPG，即代天然氣）。這樣，既不影響LNG到來前的用戶發展，又可避免燃氣具的更換問題。氣源廠通過上馬應急氣源項目和CCR裝置，氣源生產能力得到了較大提升，近幾年的氣源供應是有保障的。 2、大力發展公建、商業、公福、工業用戶　　廣州市燃氣事業起步晚，管網用戶中，比例分布不合理，居民用戶占95%以上，用氣曲線不平穩，小時不均勻系數起伏較大。所以，急須大力發展公建、商業、公福、工業用戶，以“削峰平谷”。　　對于用氣量大的客戶，特別是用氣量平穩的工業用戶，在價格上要給予傾斜政策。LNG到來前后，應該花一定代價吸引一大批這樣的用戶進管網，要大力推廣燃氣鍋爐、燃氣空調，哪怕是售價只略高于現管道煤氣變動成本。這類用戶起到的“平谷”作用，公司理應用讓利的形式給予回報。眾所周知，天然氣產業具有典型的規模效益特征，規模出效益！廣州煤氣管網的經營規模還有很大的空間。要加倍努力才行。
 3、積極推廣液LNG、CNG汽車
　　液相LNG、CNG汽車是一個值得推廣的項目。隨著國家對環境保護的日益重視，政府對LNG、CNG汽車扶持力度會越來越大，燃油稅的正式施行，將會使LNG、CNG汽車出現實質性進展。煤氣公司經營具備調峰功能的LNG、CNG加氣站是有較大優勢的。
 4、拓展廣州市周邊市場　
　如前所述，因為LNG較LPG、柴油、甚至重油來，有無可比擬的價格優勢，再加上它氣化容易（使用空溫式氣化器，不需外加能源），運行成本低，貨源有保障，價格恒定。所以，LNG到來后，即便是對LNG管網不能覆蓋地區的沖擊也是不小的。廣州市區周邊的白云、芳村、從化、花都、番禺、增城、南海、順德、中山等地，一切使用LPG、柴油的地方，都存在無數的商機。
　　煤氣公司要利用自身的優勢，如實力雄厚、國有品牌、運輸儲存能力、安全技術能力、設計施工能力等，迅速去占領、拓展市場，擴大份額。
七、置換與進度控制
　　考慮到天然氣置換工作的難度及舊管網經濟效益與新網不相上下這兩大因素，加之置換進度并不影響LNG的使用量，建議對舊網用戶的置換不要強求進度，應根據公司的人力、物力穩妥進行，具備條件一片就置換一片，不一定非得要在五年之內完成。避免對公司的人力、資金安排構成太大壓力。但是，第一年的置換進度一定要加快，以減輕氣源廠的生產壓力。第二年開始，置換進度可以放緩，工作重點轉為發展LNG新用戶，目的是擴大經營規模。另外，置換期內，仍舊可以發展舊管網用戶。
八、購銷合同
　　按預測的供氣量計算：2006年全年，廣州市煤氣公司新、舊管網需要使用的天然氣量合計為24016萬m3/年（19.3萬噸/年），不存在起步時的漸增期問題。對于上游公司來說，我們無疑是一個優質客戶。此外，2012年以前，公司管網的調峰能力有富余，可以為上游公司分擔部分調峰任務。再加上廣州市場容量大，離深圳距離近等優勢，使得我們有條件向上游公司提出與發電廠相當的LNG價格優惠要求。事實上，廣州煤氣管網經過十多年的運行，生產計劃、調度方面積累了豐富的經驗，對供氣量的預測、生產計劃的制定，有了一套完整的、科學的方法，每年的年度生產量計劃基本上都是準確的。這使得我們有信心預測較為準確的LNG購入量，有能力嚴格執行“照付不議（TAKE  OR  PAY）”合同。　　簽定TOP合同時，建議將管網用氣、LNG、CNG汽車加氣、LNG經營業務綜合起來考慮，總訂購量略小于上述三者之和。差額由氣源廠調峰氣源和經營業務來平衡。
九、資金投入
　　企業的最終目的是經濟效益，追求的是利潤最大值。面對天然氣管網的巨大投入，建議采用“突出重點、分步投入”投資策略，尋求“局部虧損、整體盈利、穩妥收益”的效果。
　　按華北設計院的可研報告結論，LNG新管網建設資金高達23億人民幣（若100%計入破路賠償費則為32.5億人民幣），資金投入期為8年，自2003年開始至2010年結束。其中高壓管線投資2.9億，中壓管線6.1億，用戶供氣系統3.5億。資金籌措方案為：政府注資6.8億。企業自籌7.3億。銀行貸款9.0億。測算結果表明，2010年前，煤氣公司整體處于虧損狀態。
　　先且不說政府注資和銀行貸款有無可能，就算可能，企業要自籌7.3億，難度也不小。再加上巨額的貸款，企業承受的債務負擔也是不輕的。何況政府注資幾乎沒有可能，有可能的是引入外來資本。
　　不管怎么樣，無論資金來自何方，企業都是以贏利為目的的。這就要求資金投入計劃必須與用戶發展速度相適應，即用戶發展速度緊密跟蹤管網建設進度。資金投入速度太快，用戶發展速度跟不上，造成不必要的浪費；若管網建設滯后于用戶發展，勢必影響企業的生存和發展。這就要求我們把握好新建高中壓管線的走向，準確預測管線沿途用戶發展速度，管線建設進度要與企業資金狀況和用戶發展速度相適應。　　廣州市的城市建設格局與外地有所不同，人口均集中在中心區域的舊網范圍內。而規劃中的LNG新網的高中壓管線，均敷設在城市外圍的人口稀松地區。北部地區的兩個調壓站附近、高壓管線及大量的中壓管線沿途，近幾年的用戶是極為有限的。能不能放緩部分用戶較少的高中壓管線的建設速度，將有限的資金投放在急需的地方，確保公司每年都保持贏利呢?
 　　按目前的管理水平測算，天然氣抵穗后的2007年，舊網的年利潤可達8000萬元以上。
 1、建議根據舊網每年的利潤額，適當籌措部分資金，量力而行的安排天然氣新網建設進度。盡量“少貸緩投 、晚貸晚投”，避免因沉重的債務負擔而導致公司虧損。 2、建議考慮推遲東北部地區的原LNG高壓管線和部分調壓站的建設，緩解公司的資金壓力。將廣源路中壓管線與舊網剝離，使其成為LNG專用中壓管線，以此建立LNG新管網，發展和置換廣源路沿途及北部地區的用戶。必要時，舊網運行壓力可以提高至0.2 M Pa 。 3、建議廣州市的用戶置換線路調整為：順廣源路中壓管線沿途自東而西開始進行，再由舊網自西而東回至氣源廠結束。置換進度視氣源廠 生產壓力和人力、經濟性等而定。 4、建議采用“發展用戶第一，置換工作第二”的策略。緊緊抓住用戶發展這一中心工作，千方百計擴大經營規模。
十、人員安置
 1、燃氣從業人員的定額　
　可研報告中，重組后的“廣州天然氣有限責任公司”定員1500人。但縱覽國外天然氣企業，較先進的指標是人均處理天然氣量 164萬m3/年.人，一般性指標也能達到  80萬m3/年.人。照此推算，天然氣公司2007年需要的人數不到400人。隨著WTO的加入、外來資本的進入，改革必定會走向深入，人員多的壓力會凸現出來。不光是氣源廠，液化氣公司、管網分公司、其他三產單位都同樣面臨此問題。對此，必須要有思想準備。
 2、氣源廠原廠區利用
　　氣源廠最終會變為調壓站、調峰（備用氣源）廠，定員只有幾十人。而2006年下半年停運熱電分廠和重油制氣部分后，氣源廠可能會有500人富余，人員安置問題現在就必須有所考慮。利用氣源廠的廠區，水、電、鐵路專用線、重油管線等，可以考慮建發電廠、化工廠等，安置富余人員，這是一個思路。氣源廠這塊地用于建工廠，條件是很優越的。也可以根據其交通便利、占地面積大、消防設施齊全的特點，來發展倉儲業。
 3、發展與LNG產業相聯的第三產業
　　富余人員安置的另一條出路是擴展與LNG產業相聯的第三產業，實現以“主業發展帶動輔業、輔業促進主業，主業輔業同步發展”的發展戰略。
　　建議：A、組織力量，提早對天然氣燃氣用具產品進行研制與開發、搶先占領整個珠三角天然氣市場。
　　　　　B、設立一個規范的、高服務水準的燃氣具維修、服務中心。
　　再一個措施就是前已述及的液相LNG汽車、CNG汽車加氣站業務的推廣及對廣州市周邊地區的燃氣市場的占領。眾所周知，天然氣產業市場廣闊，廣州地區尤為如此！