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浅谈对我国燃气行业的建议及展望

2022-02-04

1全面推行燃气设施完整性管理

 

中国油气长输管道完整性管理已发展20余年,目前已形成以中国特色风险预控为核心的完整性管理技术体系,成为实现事前预控、提高本体安全、预防管道事故的重要手段。燃气行业与长输管道行业同为运营管网设施,但燃气行业完整性管理工作则相对起步较晚,2010年开始中国石油、北京燃气、深圳燃气等公司开始完整性管理的科技攻关和实践工作。为切实提高燃气行业安全管理水平,充分借鉴长输管道完整性管理实践经验,有必要尽快在全行业全面推行燃气设施完整性管理。

 

鉴于燃气管网和长输管道主要区别在于压力等级、管道材质不同所导致的主要风险因素差异,需要根据燃气管网特点和管理现状建立与燃气行业相适应的完整性管理体系,并贯穿燃气管网设计、采购、施工、投产、运行和废弃等全生命周期的各阶段。燃气行业特别应加强数据管理、泄露管理,全面开展地下管网普查,对各类管网、设施、场站、使用场所的隐患进行排查整治,加快老旧管道安全评估和更新改造,全面推广燃气管网在线监测平台、物联网智能燃气表,对重要节点实时监控,实现燃气管网智能化、信息化管理。

 

2加快天然气与可再生能源融合发展

 

在“双碳”目标约束下,清洁低碳转型和安全供应保障并举,天然气将是可再生能源规模化发展的重要支撑。天然气通过与可再生能源融合发展,替代传统高碳化石能源,仍将保持较大的增长空间。在消费侧,天然气通过因地制宜地与可再生能源多能互补,集供电、供气、供冷、供热于一体,为用户提供高效、智能的能源供应和增值服务,再加以用户需求管理,推动可再生能源就地生产、就近消纳,提升能源综合利用效率,并降低对电网系统的依赖。面对天然气与可再生能源融合发展的机遇和挑战,燃气企业可主要关注:①应充分发挥贴近用户、增值服务黏性高的优势,进一步围绕用户,审慎确定发展战略和结构布局,由燃气供应逐步拓展到综合能源供应;②在现有增值业务的燃气保险、厨卫用具、互联网电商等领域持续创新,挖掘用户消费场景和习惯,努力提升用户黏性;③积极发展减碳和碳汇项目,特别是依托现有基础设施密切跟踪氢能产业技术进步和应用场景创新路线,探索氢能产业与工业耦合发展路径,及时抢占市场份额。

 

3数智化转型助推碳中和

 

通过数字化转型,实现效率提升、收益增加、单位能耗下降,是企业实现碳中和的重要路径。我国数字经济规模位居世界前列,2020年已达39.2×1012元,占国内GDP的38.6%,成为稳定经济增长的关键动力。受数字经济影响和新冠肺炎疫情冲击,燃气行业逐渐认识到基于数字化、智能化的数智化转型发展已成为提升管控效能、带动利润增长的新引擎,部分大中型燃气企业正开展积极探索。“十四·五”期间,中国在数字社会建设方面,将分级、分类推进新型智慧城市建设,将物联网感知设施、通信系统等纳入公共基础设施统一规划建设,推进市政公用设施、建筑等物联网应用和智能化改造。作为公用事业和能源体系的重要组成部分,燃气行业应充分发挥“数据”效力,以“云移物大智网”为基础,加快智慧燃气的构建,实现市场研判模型化、资源平衡预测智慧化、营运优化决策精准化以及客户服务智能化,积极融入智慧城市建设中。

 

4因地制宜引导规模化整合

 

燃气行业部分区域碎片化发展,圈而不建、无序竞争、经营实力与服务水平参差不齐等矛盾突出,加大了行业配气价格成本监审等规范化管理实施的难度,也与地方政府社会经济发展诉求不符。“十四·五”期间,为满足新型城镇化建设与乡村振兴战略的推进,各地政府有必要进一步鼓励和引导行业间进行区域化、规模化整合,优先选择管理水平高、抗风险能力和政治担当意识强的集团企业,充分发挥其集约化经营优势,带动经营成本和地方监管成本下降,为实现同行政区域内用户同网同价的规范化管理奠定基础,使用户享受到均衡化的燃气公共服务。同时,可以通过规模化经营提升的效率带动行业整体实现能耗强度下降,并反哺、助推其他领域碳减排行动。此外,还有利于在统筹运作的前提下,通过区域间的合理搭配组合,适度带动经营基础欠佳的地区发展。对于具有经营优势的燃气企业,也可依托规模化整合,推进产业链深度协同,进一步提升成本竞争力,形成良性循环。

 

各省可考虑借鉴浙江省燃气特许经营评估的实践经验,并结合本省实际情况,强化市场准入、减少供气转输层级,采用混合所有制的模式,鼓励燃气企业规模化发展。规模化整合机遇也为其他企业,特别是天然气产业链相关企业创造了投资进入的机遇。

 

5逐步推进行业配售分离

 

上游资源企业直供终端用户可有效降低中间环节成本,特别是在燃气管网未覆盖、所需供气压力为高压且靠近主干长输管道的区域具有积极意义。近年来,中国部分省份出台相应支持政策,但全面推广仍面临以下困难:①全面直供会引发燃气企业优质用户流失,不具备直供条件的中小用户所分摊的配气成本势必增长,终端销售价格差距拉大、燃气企业负担加重;②直供项目通常对单一或少数用户供气,投资回报风险高度依赖用户经营状况,一旦发生变化易造成资产闲置浪费;③视各地燃气特许经营协议约定不同,上游资源企业直供会与部分当地燃气特许经营权存在一定冲突。与此相对,采取燃气管网配气代输的配售分离模式则较为现实,该举措总体尊重管道燃气特许经营权,将燃气企业定位为管网配气设施运营商,有利于企业稳定盈利、基础设施公平开放和天然气市场价格的进一步形成。

 

2021年5月25日,国家发展改革委出台《“十四·五”时期深化价格机制改革行动方案》,首提“积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放”。目前,中国天然气市场化机制逐步完善,产业链在供给侧已形成多气源竞争格局,在中游主干长输管道环节已实现油气管网公平开放和运输价格管理,配气环节的燃气行业虽尚未配售分离,但已开展配气价格成本监审多年,进一步推进燃气行业配售分离的时机日渐成熟。因此,“十四·五”期间,可充分借鉴油气管网管输与销售分离的经验,兼顾到不同地区成本疏导压力的差异以及市场格局整合的实际情况,因地制宜地完善相应政策体系,逐步实现配售分离。

 

6积极把握产业链延伸机遇

 

中国将加快新型城镇化建设,“十四·五”期间,常住人口城镇化率将从2020年底的超60%进一步提升至65%,用气人口数量将进一步提升,构成了燃气行业发展稳中向好的基本面。此外,国家能源局公开数据显示,2020年底北方地区清洁取暖率约为65%。2021年,全国“两会”进一步提出2021年北方地区清洁取暖率将达到70%。随着北方清洁取暖持续推进、长江流域清洁取暖需求不断增加,燃气行业应在消费侧加大居民清洁取暖项目开发力度,特别是在碳中和背景下,清洁取暖及供热项目既是未来一段时期内天然气消费增量的重要支撑,也将是进一步发展多能互补综合能源系统的市场基础。同时,在交通领域,应紧抓重型车辆和船舶碳减排机遇,注重发展LNG重型车辆和船舶加注产业。

 

在供给侧,调峰性需求将进一步加大,特别是中部省份尤为突出。由此,LNG接收站、储气库等储备调峰性基础设施需求和管网互联互通程度在“十四·五”期间会进一步提高,基础设施的投资机会有望成为上游资源企业和燃气企业深化合作的利益点。燃气行业可籍此拓展上游资源采购业务,上游资源企业也可据此做好资源统筹,有利于提升双方资源购销的抗风险能力。同时此类集约化、规模化发展的基础设施有望具有一定的成本优势。因此,在储气指标约束下,燃气企业应加强与上游资源企业协同,在布局基础设施和资源采购业务的同时,也可进一步参与上游勘探开发业务,加大天然气产业链纵向布局力度。

 


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