城市燃气研究报告精选(九篇)

前言：一篇好文章的诞生，需要你不断地搜集资料、整理思路，本站小编为你收集了丰富的城市燃气研究报告主题范文，仅供参考，欢迎阅读并收藏。

第1篇：城市燃气研究报告范文

我国加入WTO以来，燃气市场与金融、保险、汽车等市场一样逐步向国际市场开放，为国内外投资者提供了更多的投资和市场选择，同时也对国有燃气企业造成很大的冲击。燃气产业如何在冲击中提升核心竞争力和增强发展后劲，已成为每个燃气企业面对和挑战的问题。

时光荏苒，大浪淘沙，贵州燃气也不仅仅只是局限在禁闭的狭小天地里，而是乘着资源共享、能源互换的契机，在国际市场冲击下搏击长空，急流涌进，在资本的东挪西腾上将贵州燃气的发展做得虎虎生风，行云流水。

然而，贵州燃气在机遇和挑战面前，在以追求最大利润或资本最大增殖的同时，突出了一个公用事业的社会责任和使命。从贵州燃气产业近20年的发展来看，他们所拥有的一切有形的和无形的社会资源和生产要素都视为可以经营的价值资本，通过买卖、兼并、收购、重组、参股、控股等各种优化配置手段，对企业资本进行有效运作，实现企业增殖的一种经营的“贵州模式”。

社会资源与社会资本的“扩容”

任何企业的发展，都是在社会大环境下的资源和资本的有效对接。贵州燃气作为贵州本土的一个市政公用型事业实体，它对社会资源的依耐更是不可缺少的，然而一个企业的发展又不仅仅是和社会资源的一一对应模式，而是要在资源、资本的环境下突围出去，实现资源与资本结合的利益最大化。

贵州蕴藏丰富的煤炭资源一直是贵州各族群众生产和生活耐以生存的基础性能源，贵州燃气的煤制气工程从1994年80多家用户成功一次性点火开始，便对贵州的能源消费起着重大的推动作用。另外，贵州区位上的便利，作为“缅气入黔”上的枢纽地位，以及“西电东送”的主要省份而对周边区域的贡献力，从能源互换的角度等方面综合透析，都给贵州燃气的发展环境和天然气的引入起着不可小觑的地位。

走进贵州燃气，一种现代企业新理念展现在记者的视野。该公司董事长黄友兴告诉记者：“社会资本作为我们耐以生存的血液，广泛募集社会资本，扩大贵州燃气发展资本最大化，为公司所用，为社会所用，既解公司‘巧妇难为无米之吹’之急，又解现代城市基础能源紧张的困乏，最大程度地为一个产业的良性运作打基础，并为今后城市可持续发展创造安全的燃料保障。”

解析贵州燃气产业资本“扩容”之秘，在彰显一个企业的社会责任和使命的同时，他们的探索发人深省。

一是让资本作为手段，玩转公司的同时，优化配置资本的产业结构。贵州燃气通过投资近4800万元与香港百江投资的近5000万在西南、云南和遵义的合资，目前在贵阳市拥有1座1030m3液化气储配站，31个零售网点及自备火车槽车28台，在贵州省的黔西、安顺、平坝各有液化气储配站一座，“插手”液化石油气的生产、储存、批发、零售及液化石油气小区管道的开发建设及管理，在业内已经树立起了良好的品牌形象。目前，贵州燃气还是贵阳市商业银行、华创证券经纪有限公司的股东之一，进入金融领域预示着集团公司开始向规模化、资本化运营迈进，在取得良好效益的同时，参股这两家金融企业也对集团公司总体形象的提升产生了一定作用。贵州燃气多元化投资，避免了单一行业经营的风险，实现了资本的优化组合。

二是构建了多元化资本的产品结构。目前贵州燃气几个控股公司分别经营着贵州燃气的各个领域和项目，城市燃气生产、运输、销售；瓶装液化石油气销售；瓶装液化气及配套设备；燃器具配件的销售及有关售后服务；燃气工程管道及设备安装、工程设计及安装燃气、通风、空调、采暖、给排水技术咨询、安全技术防范系统设计施工维修等重要工作；城市（城镇）燃气输配工程庭院、户内、公建、工业及燃气干线、储配站的设计任务、编制燃气、热力工程项目建议书与可行性研究报告、初步设计和采暖通风等燃气、热力工程设计、工程测量、以及其他燃气热力方面的规划设计和科研咨询工作；2005年2月成立的贵州黔通投资有限公司，其经营范围覆盖了基础设施、房地产、能源、矿产、金融、环境保护、高科技项目（企业）投资和项目开发及投资咨询，是集团公司对外拓展的一个平台。贵州省建设厅批准在2004年6月成立的贵州省天然气有限公司，承担着将天然气资源引入贵州的重要任务。同时开发贵州省其他城市燃气市场，并积极在重庆、内蒙古等都拥有天然气资源的区域达成战略伙伴关系，确保贵州燃气的工业、民用市场的气源保障。在企业发展过程中，贵州燃气根据市场需求和竞争态势将资本投放在不同的产品上，使不同的产品满足了不同层次客户的需求。

三是扩大了资本的空间结构。企业应考虑不同地域的资源条件、自然条件、投资环境和市场需求，调整企业的经营战略。贵州燃气着眼于贵州境内，子公司、参股公司遍布贵州的许多地区，同时放眼外部市场大环境，在云南昆明、重庆綦江都有其资本分布范围。

而今，贵州燃气仰仗良好的生产经营环境，积极盘活现有资产，扩大资本存量，使整个产业资本进入了科学发展时期，并有效积聚了资本力量，促使了资本配置的最优化和市场占有率的增加。

产权多元助推经营市场化

贵州燃气作为在国有体制下成长起来的企业，其最初的资本运作能力很弱，但是，随着2003年公司改制以来，贵州燃气彻底改变了这种弱势。成为一个健康发展的产业多元化、产权多元化的股份制集团公司，完善的法人治理结构，健全的现代企业制度，制定了跨越式发展目标。并以产权关系为纽带，充分发挥集团成员的优势，使实际投资收益最大化。更以生产协作、技术交流、信息服务相结合，从而促进了成员企业资产优化配置，增强企业活力和竞争能力，创造了贵州燃气的最佳经济效益。

同时，为了顺应全省燃气市场的发展需要，把企业当作产业来做强做大。2003年改制后，贵州燃气决策层积极开展对外投资工作，加大了对外投资力度，大力拓展全省燃气市场。目前，对外长期投资已约占到总资产的40%。并且加强对外投资项目可行性研究，强化投资项目的经济分析。在对外投资决策前对与项目有关的市场、资源、技术、经济和社会等方面的问题进行全面分析论证和综合评价,以提高公司项目投资决策水平，避免投资失误给集团带来经营风险。2006年度公司制作完成了仁怀项目及安顺项目的可行性研究报告，强化了投资项目的经济分析工作。并制定对外投资相关管理制度以避免对外投资管理政出多门、多头指挥、步调不一的问题出现，同时为发挥公司相关职能部门对控股子公司的管理、服务和协调职能，公司制定了《对外投资管理办法》及《控股子公司管理办法》等管理制度，使对外投资管理有章可循。

面对经济全球化的今天，如何融合企业优势，加快贵州燃气事业的更大发展，实现企业迈向国际化公用事业的发展目标，是一个新的课题。

第2篇：城市燃气研究报告范文

【关键词】天然气规划设计 燃气负荷 预测指标

城市基础设施的重要方面，城市规划的框架内是进行了在天然气，城市煤气下，密切相关编写的文本质量和设计燃气和燃气负荷预测指标城市规划你。为了确定经济分析的能力和技术的燃气负荷预测项目，设施和设备，以及进度和运行，项目设计和数据相同的基本计划的重要性。燃气负荷预测的方法在本文中，将提出几点意见。

一、燃气负荷预测指标的完整性

在规划和设计指标的选择是非常重要的。每一个指标，有各种各样的角色。燃气负荷是什么，你必须考虑当你设计吗？

不断的设计，会加载天然气两类利益。角度来看，年用气量，燃气每月消费，日常消费，可以分为气体从时间消耗的时间。这样设计是为了计算的基本数据，每个数据起着不同的角色。在实际的设计中，在许多情况下，我都忽略了其完整性。时间耗气，不是很完整，只有部分是一个技术和经济分析全面的燃气消耗的唯一部分，这是不优选的。当相关项目，每年的天然气消费，调整源资源，传输和配送系统提供被配置为确定经济规模建设的关键数据的必要的资金和计算项目我可以。

其次，根据不同的用户。分为生活用气，空调商业用气，工业用气，汽车燃气，供热，天然气分布式能源供应体系或空中，发电，天然气，化工原料气。

大工业用户的天然气消费量必须是不同的列表中，我将解释气体的时间表和天然气的消耗。

燃气负荷预测，请提防泄漏你不这样做。此外，还预测，考虑到转运交通，必须考虑在相关地域范围内的气体情况编制。根据规划和设计的实际情况，而不可预知的金额一般不能预测金额的10%，5%。燃气负荷预测指数，而不是预测的，你必须注意泄漏的完整性。燃气工程投资将带来大的影响，如果不这样做。

二、负荷数据采集与确定的原则气体负荷指数的基本性质

（一）在一般情况下，是正态分布的随机变量的第三个特点是，有一些因素影响的气体相关的统计规律。在规划和设计，数据收集是非常重要的，它应该遵循以下原则。

一种是基于可靠的：它是必要的，有每个基础的可靠性分析用于确定设计规划和数据收集定量的基础。的数据的近似值，不能用于个人猜测的基础上，通过分析所获得的数据。

（二）数据：一些数据的及时性，及时给予。必须分析的数据太旧了，在一些数据收集，这是有必要分析是否有新的版本。不要使用准备好的文本过时。

（三）数据的真实性：下游的文本数据的真实性是被使用。尽可能详细的研究得到的数据和第一手资料。

（四）个科学的指标：几个指标预测预测使用的数学模型，你必须是科学的。

一项研究报告收集的数据或用户其他文件，当你准备的文本，用户经常提供一些数据，应该耗气。

（五）数据回顾分析市场的需求，你可能要考虑它。用户并不需要在所有这方面的是一个专家。因此，由用户输入的数据进行分析后通过。

（六）预测精度要求：编译文本在不同阶段的预测准确度的要求，允许预测误差变大，一些不确定性已收集的数据，在不同阶段的规划剩余的的，这也是可能的规划设计详细规划和控制的情况下，批准已经处理各类公共建筑须独立公共工程的天然气消费量计算。使用公共设施的天然气消费量，以配合当地居民天然气消费习惯的可计算性计划目前的设计错误的百分比。

三、燃气负荷指标制定过程

数理统计分析后，以确定最基本的方法，从所测量的数据，以确定所需要的指标估计，气体负荷指示器的气体数据收集了大量的用户是。实践中，从已经测量的数据样本，这些指标已被证明是一个常态分布，固定式气体负荷，可以推导出的数学期望的置信区间，以及选择的索引数据。

固定式气体指数的过程一般有三种选择：

调查特定的气体样品的数量来选择的样本数是固定的，通过随机抽样。通过选择的样本数必须是一个科学表示。因此，数据收集，影响质量模型直接计算。（≥100户），用户的数量，研究必须有一定量的居民。

居民气体分布类型，固定的判断。第一个分析的气体的指标，它可能会寻求各种变量之间的关系，通过数学模型的方法，影响因素很多。用煤气规模通常被部署在正常情况下，居民使用。

最基本的方法，以确定，分析后的数理统计估计从所测量的数据，以确定所需的指示器，气体负荷的指标，收集了大量的用户煤气数据是。实践中，从已经测量的数据样本，这些指标已被证明是一个常态分布，固定式气体负荷，可以推导出的数学期望的置信区间，以及选择的索引数据。

四、燃气负荷预测的实际操作

固定目标需要一定的负荷预测研究对象，通过大量燃气负荷预测，修正后正常的经常性，需要做大量的研究工作，定期进行工作，通过一定的时间内的使用和积累。和43 % ，是上海目前的公共计算的总气体工程气体居民消费量的预测，一般是这样。定期和这样的数据缩减和生活方式的改变，城市和农村之间的差距应该修改。公共工程的天然气消费量超过43%的比例增加。与实际情况相比有一个很大的区别，我们参考这个数据。应该适当的调整，公共工程的燃气负荷预测。

在初步设计阶段，预计金额尽可能做到准确无误。为了取得更准确的预测，如果计算独立的条件下，完成这样的控制的详细计划，作为气体消耗量计算尽可能独立。

工业气体计算措施会有一些困难。通常情况下，如果没有一个明确的土地利用规划和气象一定的条件，当然，已经被减刑有很厚的土地面积。生产规模，年用气量，工业企业有两个功能和技术转移，估计也只有一般。

第3篇：城市燃气研究报告范文

Abstract： Urban natural gas is a major energy source for modern people's life and industrial production. The development of urban gas is an important measure to realize the sustainable development strategy of the city， optimize the energy structure and protect the environment. To ensure the healthy development of urban gas business is to meet the overall development of the city， to meet the user and process design requirements， as well as to optimize the natural gas system engineering investment costs reasonably so as to ensure that gas construction enterprises get good investment income and development potential， which involves whole process cost control of gas project construction. In view of this， the article discusses in detail the contents of the whole process control management， in order to provide some reference for improving the economic and social benefits of urban natural gas construction project cost.

关键词：城市天然气；建设项目；造价管理；全过程控制

Key words： urban natural gas；construction project；cost management；whole process control

中图分类号：TU723.3 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2017）10-0040-03

0 引言

所谓的燃气建设项目造价的全过程控制管理，就是将投资决策阶段、设计阶段、建设项目发包阶段和建设实施阶段，项目完工验收、竣工结算等一系列的过程，纳入全方位全过程统筹管理的方式，在这一全过程控制管理中，可以及时发现项目运行中的偏差，及时修正，保证在有限的物力、人力、财力的前提下，可以取得良好的经济效益和社会效益，为广大城市天然气用户提供良好有保证的工程质量项目[1]。

1 燃气工程全过程造价控制管理的重要性

谈到工程造价的控制管理，我们习惯性地想到了施工阶段的造价控制，即施工图预算（标底）的编制、审查，结算的编制、审定，即造价人员根据已确定的施工图或者根据施工结算后的图纸和现场签认等资料编制预算、结算，这是造价全过程管理中的一个重要环节，但这只是按图索骥、事后算账，只能被动的、片面的反应既定工作量、已完工程量，整个项目过程缺乏全盘管理与控制，不能反应整个工程项目决策是否正确、经济上是否合理、设计方案是否最优，是否综合考虑了技术和经济指标，项目过程管理是否全面合理等一系列问题。城市天然气系统工程建设是市政建设的一部分，无论是新建、改建或扩建都投资巨大，因此，要保证城市燃气事业的健康发展，既要符合整个市政规划的部署和进度，又要统筹现有的管网布局，还要对具体用户用气项目各阶段用气安装、后续用气负责，加之燃气终端市场的放开，央企、地方企业、民用企业各路资本的角逐，作为燃气工程的建设单位，燃气工程项目的造价管理工作作为燃气工程建设管理过程的目标和任务之一，它的重要性不言而喻。在建设工程的各个阶段采取科学合理的造价控制方法和手段，将工程造价的控制管理贯穿于燃气建设工程的全过程，立求在保证工程质量、进度、安全的前提下，努力降低项目工程造价，所以燃气工程项目建设全过程进行造价管理和控制具有十分重要的意义，评价一项工程的质量，不仅要看工程实体的质量，同时更应考虑工程的造价控制管理，以便最大限度地提高建设资金的投资效益。特别是在成渝地区，天然气资源相对比较丰富，燃气工程也比较多，考虑城市天然气建设项目的环境效益和经济效益，实行燃气工程全过程造价控制管理已经势在必行。

2 造价全过程管理在项目建设各阶段所起的作用

燃气工程全过程造价控制管理是对工程造价进行全面系统有效的管理，从投资决策开始到最后竣工结算，对项目进行的各个阶段，进行造价综合控制，动态管理投资项目，修正项目进行中的偏差，把项目投资发生在批准的造价限额内。下面就城市燃气建设项目的造价全过程控制管理各环节、节点在项目建设各阶段所起的作用进行梳理分析。

2.1 项目投资决策阶段

因城市燃气管道具有开放性（铺设在城市的大街小巷）、隐蔽性（埋设地下）、危险性（燃气泄漏后极易造成事故）和长期性（使用时间长）的特点。城市天然气的工程建设项目，必须做好充分的前期论证和投资估算[2]。这就要求我们尽可能详尽的对拟建项目的必要性、技术性、经济性、适用性进行全面比较和综合评价，评估项目建成后可能产生的经济效益和社会效益，需要各方人员反复评价、修订，最终得出该建设项目的是否值得投资的结论性意见，从而再结合相应的投资估算方法，进行投资估算。投资估算，从而帮助我们选择经济合理的建设方案，还可为设计预算的编制、确定限额设计招标目标提供强有力的依据，是工程造价控制中一项十分重要的内容。

2.2 设计阶段

设计阶段是建设项目工程造价控制的龙头，主要工作是加强投资控制理念，做好限额设计工作。好的设计是即要考虑项目的技术可行性也要兼顾经济合理性。据大量实践证明，对项目建设设计阶段进行有效的控制，可以使全过程工程造价取得事半功倍的效果。在初步设计阶段，认真组织设计单位进行现场勘察，编制设计概算，作为工程项目投资的最高限价。在施工图设计阶段，要求建设单位、设计单位、监理单位、施工单位共同研究确定施工图设计方案，对设计项目进行逐项评审，力争做到工程设计不漏项、工程量计算全面准确，施工方案切实可行，尽可能减少实施过程中可能产生的设计变更[1]。

2.3 招投标阶段

造价人员、设计人员、拟投标单位应深入现场，对设计文件中可能存在漏项、变更，或者需要据实签证结算的部分进行约定，对造价依据和拟采用的定额进行约定，出具招标答疑书，进一步落实招标内容，严格遵循建设工程工程量清单计价规范，编制标底。同时严格招标操作流程和要求，科学评标，一要识别恶意串标，二要严格商务评分和技术评分，要兼顾报价与施工单位的资质、能力，甄选合格优秀的承包单位[1]。

2.4 合同管理阶段

合同签订应有技术、造价、法律事务等专业人士参与，合同条款应全面、详细。合同约定不清或条款有所缺陷，会造成甲乙双方的合同解释分歧过大而造成竣工结算时无法协商确定[3]。工程从开工到竣工，无论是预付款或工程款的支付，竣工结算审核，工程变更签证计价，或者其它因素引起的工期、费用索赔等，都建立在整个合同条款基础上，因此，合同管理已成为造价全过程管理的一项重要工作[2]。

2.5 施工阶段

燃气项目施工阶段是整个项目建设过程中时间最长、变化最多的阶段，必须重点控制和管理该阶段的工程造价，尤其是出现重大工程变更和签证。①做好工程设计变更工作。对于施工阶段出现的重大的O计变更，必须及时进行设计错误的纠正，重新设计出满足施工条件的方案，通常包括设计单位出具的设计变更单和施工单位得到设计单位统一的变更联络单。在处理工程设计变更时，要注意设计变更是否落到实处，得到真正的实施，若有项目取消的情况发生，应及时签署设计变更，为后期结算提供依据[3]。②做好现场签证管理。施工阶段的现场签证作为工程建设中一项经常性工作，若出现内容不实或者前后矛盾的情况，会产生不必要的结算纠纷，给甲乙方带来不必要的经济损失，因此要求甲乙方以及监理方在签证时必须做到要素齐全，签证意见明确清晰，重大事项一事一签。如果在合同中没有进行约定和承诺的，施工代表不能以工程签字的形式进行约定，不能随便做签证处理。

2.6 竣工结算阶段

项目建设全过程工程造价最后阶段是竣工结算阶段。在竣工结算过程中，应该根据现行的工程造价管理规定，结合施工合同的约定，隐蔽工程的签证、现场联系单以及设计变更等，进行审核计算，检查其是否按照施工合同和图纸完成了全部任务。对于工程设计的变更，应找出具体原因，并追究责任方的责任。特别是施工单位施工不当造成的变更，对施工质量、工期和造价造成的影响，建设单位可以进行反索赔[2]。

3 城市天然气建设项目造价的全过程控制策略

本文以成渝地区某天然气建设项目为例，该天然气建设项目包括工艺设备和管道、脱碳系统、脱水脱汞系统、循环压缩系统、贮槽、液氮储槽、压缩机、电气工程、暖通工程、仪表工程、给排水系统、土建系统等，该天然气建设项目日供气量为7万立方米，由于该项目涉及环节众多，工程造价较高，为了提高项目造价控制水平，项目建设单位采用全过程造价控制策略，全过程造价控制模型图如图1所示。

3.1 前期决策阶段造价控制

要重视和加强项目决策阶段的投资估算工作，努力提高可行性研究报告投资控制的准确度，切实发挥其控制建设项目总造价的作用，作为工程造价管理人员在决策阶段应编制可行性研究报告，并对拟建项目进行经济评价，选择技术上可行、经济上合理的建设方案，并在优化建设方案的基础上，编制高质量的项目投资估算，使其在项目建设中真正起到控制项目总投资的作用[3]。

3.2 设计阶段造价控制

燃气项目的设计中大多重技术轻经济，很少有设计方案的经济评价。设计人员似乎只对工程的质量负责，而较少关心工程造价的高低，削弱了通过优化设计方案，控制总造价的作用。同时设计图的质量和深度也不够，错算、漏算，引起暂估费用过高，使招标工程质量难以保证，也无法有效控制工程造价[4]。技术先进、经济合理的设计能使项目建设缩短工期、节省投资、提高效益。在工程设计阶段正确处理技术与经济的对立统一关系，是控制项目投资的关键环节，设计人员和造价管理人员必须密切配合，作好多方案的技术经济比较，在降低和控制项目投资上下功夫，工程造价管理人员在设计过程中应及时对项目投资进行分析对比，反馈造价信息，能动地影响设计，增强设计的前瞻性，尽量减少设计变更，以保证有效地控制投资。

3.3 合同造价管理

合同贯穿于项目管理的全过程，应实行合同动态监管，合同管理内容与部门职责相对应，按合同要求，强化施工监督与控制。合同管理不仅是合同管理部门的事，他对项目各部门都有管理和约束的作用。特别是现场施工必须按合同约定的内容和范围施工，甲乙方和监理单位对发生的超合同部分的变更和赔偿一定要严格把关。杜绝事后合同，严格合同变更和补充协议的条款和流程。作为造价人员也要高度重视合同内容，对比合同，审核竣工结算，对超合同部分一定要认真审核，保证双方合法的经济利益。同时，也要重视设计合同、监理合同，与施工合同一起，发挥相关人员的主观能动性，互相管理约束，充分体现造价全过程管理的作用。

3.4 物资造价动态管理

为了燃气管道的安全起见，成渝地区很多燃气建设单位的主材都是采用甲供材料的方式进行物资供应，这中间容易造成物资管理与现场管理和竣工结算脱节或严重滞后[4]。这当中主要存在三个主要问题，一是有设计变更时，增加工作量和主材进行了变更，但相应的减少工作量和主材却在上报结算时不予体现，或者只体现了工作量的减少，而忽略了主材的变更或未及时体现；二是中标工程合同包干价，物资供应是按设计提的量供应的，但实际没用这么多，这部分主材的回收也应进行及时的动态管理；三是部分工程中存在实际工作量与甲供材料不符的情况。因此必须加强物资的动态管理，与项目动态变化相结合[3]。在燃气项目建设中，整个项目的造价，物资这块站了总造价的一半以上，所以说，物资管理在全过程造价管理中占有十分重要的位置，对成渝地区的物资动态管理流程进行管理总结，根据总结经验进一步强化管理。

3.5 现场签证管理

现场签证的多少，质量的好坏，直接影响着燃气企业的投资效益，因此重视和加强燃气工程的现场签证管理是十分必要的。现场不良签证主要体现在这几方面：未经核实随意签证；签证不及时，准确性差；签证格式不规范、不具体、操作性差；虚假签证等[4]。针对于此，特建议采取以下措施：①加强现场管理人员职业道德和业务素质，在工程管理中，能够在合同管理规定范围内，利用丰富的工程管理经验，较好地评估工程签证的经济价值，确保投资总目标的顺利实现。②完善细化现场签证内控程序，签证要定量化，不能含糊不清，建立签证制度和相关责任追究制度。③明确签证的权限和范围，分级控制，建立不同层次的签证审批制度。④严格控制工程设计变更和签证联系单，设计变更是影响工程签证，增加工程造价的主要原因之一，必须规范签发手续，同时加强约束管理，尽量减少工程联络单。⑤加强现场监理的责任感，认真做好监理日志，O理应该认真核查工程量和估算变更价格，把好投资和进度的事前、事中控制管理，监理日志不能编回忆录[3]。

3.6 概算分解管理

怎样把设计概算落到实处，这不得不提概算分解的作用。概算分解是指按照规定的类别，以单位工程为基础将批复的设计概算分解为设备、主材、建筑、安装等费用（也可以按管理需要进一步将安装费划分为安装、检测、运输、防腐等费用），并以分解后的概算为对应工程的造价最高限额，进行投资控制的行为[3]。概算分解的目的在于控制好建设项目总投资，通过分解概算实现项目全过程动态监管，使建设项目总投资不突破批准。各单位应高度重视概算分解，各单位工程分解的概算既是指导、控制施工图设计和预算的依据，又是物资采购、工程招标价、合同签订价的最高限额。做好概算分解对投资控制和造价管理具有重要意义[4]。

3.7 数据的收集整理和分析

利用信息技术做好造价相关数据的收集整理和分析，为其他项目的建设提供参考和依据。在工程造价过程中进行的全过程控制管理，可以充分利用信息技术，综合汇总分析工程造价涉及到的数据问题，根据数据分析结果，分析工程材料价格、人工费、机械费用的合理性，提高工程造价规范的科学化进程，尤其是成渝地区的人力、物力成本都有其特殊性，应当更加详细地考察，再充分运用相关的技术信息手段解决相关的问题。可以将这些数据进行有序的整理、输出、分析、对比，更好降低工程造价的成本，更好的将整个工程造价的全过程控制起来[4]。

4 结束语

总而言之，全过程工程造价控制与管理是一项复杂、系统的工作，贯穿于工程建设的每一个环节，各级领导单位要强化造价全过程控制管理意识，相关人员要加强学习，部门之间要相互协调，在未来的城市天然气工程项目建设中，随着新工艺新材料的不断推进，随着燃气市场竞争的加剧，我们更应不断贯彻完善造价的全过程控制管理，为增强企业的竞争实力，获得良好的经济效益和社会效益而不懈努力。

参考文献：

[1]肖新华.全过程控制对工程造价影响的研究[J].大众商务，2013（18）：109-110.

[2]孙立宏.浅谈可行性研究阶段水电工程造价的控制[J].水利水电工程造价，2015（01）：132-133.

第4篇：城市燃气研究报告范文

从美国EIA的天然气分类价格中可以得出以下几个概念，一是民用、商业用、工业用和发电用天然气的价格有很大差别；二是发电用天然气价格低于工业用，工业用天然气价格低于商业用，商业用天然气价格低于民用；三是发电用天然气的价格一般高于井口价，低于城市门站价。我国有的城市燃气部门也承认不同类用户之间根据用气负荷特性不同，应当有差价，但是总认为各类用户的天然气价格都应高于门站价，即按门站价加上各类用户的配气成本来定价，结果还是提高了发电用天然气的价格。美国1995年至2001年3月的天然气价格如表1。 表1

美国天然气价格

美元/千立方英尺

年月 井口价 城市门站价 民用 商业用 工业用 发电用 1995 1.55 2.78 6.06 5.05 2.71 2.02 1998 1.94 3.07 6.82 5.48 3.14 2.40 1999 2.17 3.16 6.69 5.33 3.10 2.62 2000 3.60 4.70 7.71 6.18 4.46 4.32 2001 　 　 　 　 　 　 1月 8.06 8.95 9.79 9.17 8.00 9.47 2月 5.84 7.29 10.13 9.51 6.90 7.15 3月 5.15 6.24 9.74 8.95 6.42 -- 资料来源：美国EIA。

美国天然气井口价2000年比1995年上升一倍多，发电用天然气价格上升一倍多，到2001年1月，天然气井口价比1995年上升五倍多，发电用天然气上升四倍多，发电厂的燃料成本急剧上升，使得许多天然气发电厂停止发电，以出售天然气谋取利润。2001年1月，发电用天然气价格已高于城市门站价，也高于商业用和工业用天然气价，出现了价格异常，到2001年2月份已开始恢复正常。但价格还比1995年高2倍多。这种情况告诉我们，例如按199 5年的天然气价格为依据进行天然气发电厂可行性研究是可行的，如果碰到200l年1月的发电用天然气价格，则天然气发电厂就变成不可行了。所以在进行天然气发电厂可行性研究时，必须对未来20-30年的天然气价格作出较为准确的预测。

美国天然气价格是：每千立方英尺为单位，难以与我国的天然气价格比较，现将其换算成每立方米人民币元为单位。从表2中可以看到，1995年时，美国发电用天然气的价格是比较低的，但是到2001年初，发电用天然气的价格已经很高了。

表2

美国天然气价格（换算为人民币）

第5篇：城市燃气研究报告范文

按照年初既定目标，围绕“科学发展、和谐发展、加快发展”主题，紧扣我区“八网八区”建设任务，关注民生,破解难题，各项工作稳步有序推进。

城市规划更趋合理。规划是财富思想不断凸显。完成《*分区规划》编制。完成商业街公园景观、西江河东侧沿河公共绿地、桔乡大道延伸段等10个项目设计方案。调整江北片安置区规划和商业街区C1、C5区块用地性质及规划方案。修编完成《*城南工业区控制性详细规划》、《城区道路路网竖向规划》、《高速公路以西次中心控规》、《永宁江两岸柑橘带保护规划研究》、《*城市风貌及色彩研究》、《北洋前门山控制性详细规划》及《头陀南岙岭控制性详细规划》。扶贫工业功能区总体规划和控制性详细规划通过会审。完成甬台温铁路台州客站站前、站西大道工程可行性研究报告与初步设计方案评审。完成二期经济适用房申购资格预审和规划方案调整。完成62个村庄建设规划编制。基本完成“十村示范、百村整治”村庄建设规划编制。办理个人建房选址意见书301户，发放个人建房建设用地许可证266户，办理个人建房农转用88件，办理公建项目选址161项，定点85项，发放建设工程规划许可证18项。完成115项历史遗留未供工业用地项目选址和规划用地许可证办理工作。

城市框架逐渐拉大。逐步完善城区路网建设。引泉路、洞天路建成通车。完成台州路机动车道和朱砂路人行道建设。完成金带路和塔院头路南段沥青路面。基本完成东复线人行道改造工程。开展市政道路工程扫尾，启动新建设项目甬台温铁路台州客站及桥梁、隧道等控制性工程进展顺利，站前、站西大道等路网和配套工程顺利推进。初步形成“三纵四横四连一港一枢纽”区域交通骨架网络。基本完成104国道青岭至黄土岭隧道改建工程。北院线长塘至仙浦汪段和104国道西复线窄桥改造工程正在施工中。82省道延伸线山头姜至康山段改建工程项目报批资料已报至国土资源部。台州港*港区建设前期准备工作进展顺利，完成芦村作业区一期工程公用码头项目立项相关准备工作。完成康庄工程路基9.3公里，路面硬化6.2公里。完成村道硬化5.74公里。修复胡村岭和柔极岭隧道。

第6篇：城市燃气研究报告范文

【关键词】火电项目 环境影响 评价

1 引言

十以来，国家加大环境治理力度，先后制定《重点区域大气污染防治“十二五”规划》、《大气污染防治行动计划》等治理措施，环境保护力度空前，吹响了美丽中国的集结号。

2 国家环境保护政策导向

十以来，中央提出建设生态文明社会，加大环境保护力度，旨在治理大气污染的国家和地方行动计划相继出台，对京津冀区域燃煤消耗进行总量控制，对煤电项目实行燃煤替代政策，在《煤电节能减排升级与改造行动计划2014-2020》中提出“东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值”，对火电项目环评工作提出了更高的要求。

3 环境影响评价工作概述

环境影响评价是指对规划和建设项目实施后可能造成的环境影响进行分析、预测和评估，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，进行跟踪监测的方法与制度。通俗说就是分析项目建成投产后可能对环境产生的影响，并提出污染防治对策和措施。

4 煤电项目环评报告审批关键节点

在当前煤电项目建设审批日益严格的形势下，通过环评审批应重点把握以下关键节点：

（1）选择技术力量雄厚的环评报告编制单位。目前，我国的环保形势，尤其是煤电项目的环评审批形势较为严峻，选择技术力量雄厚的环评报告编制单位，能够提供建设性的意见和建议，可以避免项目环评工作走弯路。（2）选择具有前瞻性的环保标准。随着国家对环保工作的日益重视，环保力度也在持续加强，新的环保政策密集出台，而项目执行的环保标准是后续环评工作的基础，若选择不当，将直接导致项目环评工作的反复甚至失败，因此，在选择项目执行的环保标准时应该紧跟环保形势发展，要具有前瞻性。（3）制定切实可行的环境质量现状监测方案。环境质量现状监测是对项目所在地的环境容量进行实际监测，是项目能否建设实施的一项决定性工作，因此，应该配合环评单位充分的与当地环境监测站进行沟通，按照国家规定，制定切实可行的环境质量现状监测方案，并选择好采暖季和非采暖季的监测时间，尽量选择在3、4月份，因为此时两期间隔时间较短，有利于监测方案的组织、协调和实施。（4）提交高质量的环评报告进行审查。要密切配合环评单位，做好提资和沟通、协调、催办工作，同时做好环评单位和可研报告编制单位的联系、协调工作，保证可研环保技术方案与环评技术方案的协调一致，为提交高质量的环评报告进行审查打好基础。（5）认真准备环评审批材料。环评批复除了要采取符合环保要求的环保措施外，还需要大量文件的支持，如：水土保持报告及批复意见、热网可研报告、热网环评审查意见、规划意见、污染物总量核定书、燃煤项目的燃煤替代指标等，这些文件是环评报告编制和审查的必要支持，另外，环评报告上报环境保护行政主管部门审批时还需要提供项目“路条”、并网协议、下级环保主管部门出具的环评报告执行标准的函和环评报告初审意见。正式上报时还需建设单位提供审批申请和委托函。充分、详实的支持材料是项目环评通过审批的必要基础。

5 共性规律和注意事项

按照国家环保部《建设项目环境影响评价分类管理名录》，火电属重污染行业，其建设项目应编制环境影响报告书。应重点关注以下问题：

（1）是否符合产业政策要求。是否符合产业政策、环保政策、宏观经济规划和电力发展规划，不但是项目环评工作需要注意的问题，同时也是关系到项目整体可行性的问题，决定了项目是否具有生命力，需要引起足够的重视。（2）是否符合城市规划，厂址是否可行。火电项目投资巨大，一旦建成，更换厂址几无可能。因此，厂址的选择不仅关系到保护环境问题，还将直接影响当地社会经济及企业的发展。选址的主要依据是项目可行性研究报告，还要重点关注当地的环境容量是否满足项目建设。（3）主要污染防治措施及达标排放。主要污染物防治措施要符合相关环保政策的要求，要达到当地的污染物排放标准。同时，要充分考虑环保政策的发展要求，适时超前采取较高的排放标准和较为先进的污染物控制技术设备，减少以后的技术改造投资，并争取国家的环保鼓励政策。（4）污染物排放指标和燃煤替代指标。根据国家环保政策要求，建设燃煤火电项目要取得污染物排放指标和燃煤替代指标。在当前严峻的环保形势和污染物排放指标、燃煤替代指标极度稀缺的情况下，这两项指标是制约火电项目环评工作的主要障碍，因此，要在项目启动初期及时的与环保、发改等政府部门进行沟通和协调，提前行动，谋划两项指标的跑办工作。

6 结语

综上所述，建设项目执行的环保标准，拟采取的环保措施，建设地区的环保容量，燃煤项目的燃煤替代指标是决定环评报告是否符合环保要求，能否通过专家审查取得批复意见的关键。因此，应该详细了解掌握国家、地方相关环保政策，合理选择执行标准和环保方案，提前筹划环保容量指标和燃煤替代指标。

参考文献：

[1] 曲向荣.环境保护与可持续发展[M].清华大学出版社，2014.

[2] 陶邦彦.热电工程与环保[M].中国电力出版社，2009.

[3] 赵毅等.电力环境保护技术[M].机械工业出版社，2013.

第7篇：城市燃气研究报告范文

热电联产能够有效的节约能源，从国内外工程实践来看，已是不争事实，据《2001年电力工业统计资料汇编》数据：2001年我国单机6000千瓦及以上电厂热效率仅为35.09％，电厂供热效率85.13％，能源转换总效率40.55%，我国的热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率10个百分点。实现热电联产的小型供热机组，其热效率超过大型高参数常规火电机组。

1、能源形势不容乐观

我国自然资源总量排名世界第7位，能源资源总量居世界第3位。我国是产煤大国，煤炭储量达1万亿吨，但精查保有剩余储量只有900亿吨，储采比不足百年。我国又是人口大国，我国人口占世界总人口20%。煤炭储量占世界储量的11%，人均煤炭仅为世界平均值42.5%原油储量占世界储量的2.4%，人均石油仅为世界平均值17.1%天然气储量占世界储量1.2%，人均天然气为世界平均值13.2%天然气因而应是我国宝贵的资源，更应合理有效利用。

1998年我国人均能源消费量1.165吨标煤，居世界第89位。仅是世界人均能源消费水平的2.4吨标煤的一半，是发达国家的1/5--1/10。我国石油储量不多，从1993年开始又成为能源净进口国，据予测未来缺口将越来越大。2000年我国已进口石油7000多万吨，花掉200亿美元，预计我国石油进口依存度（净进口量与消费量之比）

由1995年的6.6%上升为 2000年的20% 2010年的30% 2020年的50%

天然气进口依存度 2000年6% 2020年的50%

我国已成为仅次于美国和日本的石油进口大国。由于石油需大量进口，因而能源安全性的问题，提到重要的议事日程。目前国家将建立战略储油，希望在2010年前屯储1500万吨石油。因而事实告诉我们，我国能源形势不容乐观，缺口越来越大。在过去的20年里，我国经济保持快速增长，年增长9.7%，而能源消费增长速度仅为4.6%，得益于国家制订的“能源开发与节约并重，近期把节能工作放在优先地位”的总方针发挥作用。据专家测算，我国在过去的20年中，国民经济发展所需的新增能源，一半靠开发，一半靠节约，而今后则要3/4左右要靠提高能效了，到2040年之后，新增能源就全部要靠提高能效来解决了。

因而我们可以说，积极发展热电联产是节约能源需要。

2、合理利用天然气资源

最近几年我国天然气的生产和消费均呈快速增长态势，但到2000年天然气的生产量也只占全国能源生产量的3.4%，而消费量也仅占全国能源消费量的2.5%。而我国天然气的储量仅占世界储量的1.2%，人口则占世界总人口的20%，人均天然气仅为世界平均值的13.2%。

最近报纸和电视上宣传“西气东输”工程，天然气进京第二条管线的建设和天然气勘探开发的新消息增多，可能有人认为我们的天然气多的很，其实和需要量相比还差的远。我们西气东输工程的年输送能力为120亿立方米。莫斯科一个城市一年用天然气360亿立米，平均一天1亿立米，等于我们全国商品气的120%。因而我们要保持冷静的头脑，把有限的资源加以有效合理的利用，绝不能一听天然气比煤清洁，天然气多了，到处上天然气项目。西气东输工程也是沿线的十个省市区可以利用。就是十个省、市区也要有重点有计划的合理利用，每个城市能分到多少气量？主要用在哪方面？要统盘考虑，再不能头脑发热。

如何合理利用天然气，也是我们供电工作者应认真研究的大问题。

据2002年7月5日《北京日报》报导：西气东输工程建成后，天然气价格平均为1.29元/立米，具体价格会随用户距离远近而不同。天然气到上海的价格为1.35元/立米，低于目前上海使用东海天然气上岸价格1.45元/立米和进口液化天然气交气点价格1.6元/立米。具体到市区内还要经过市燃气集团的输配管网，税收、利润加价则气价还要提升。

另据消息报导：上海工业与民用天然气价为2.1～2.4元/立米，优惠发展热、电、冷联产工程，气价为1.9元/立米。

从国际市场的能源价格来看，国际煤炭价格约为1.8美元/MMBtu，美国市场天然气价格约为2美元/MMBtu，欧洲市场天然气价格约为2.3美元/MMBtu，日本市场LNG价格约为3.5美元/MMBtu，气化后的天然气价格约为4.3美元/MMBtu。我国煤炭价格相对较低，华北京津唐地区标煤价约为260元/吨，折合1.1美元/MMBtu，华东地区标煤价约为350元/吨，折合1.5美元/MMBtu，我国进口LNG价格及气化后的天然气价格与日本大体相当（可能会略低于日本），西气东输到上海的气价按中油总提供的数据为1.30元/立方米，折合4.6美元/MMBtu，陕甘宁天然气到北京的价格在1.00～1.30元/立方米之间。折合3.6～4.1美元/MMBta，从以上数据看，按同发热量计算，天然气与煤炭的比价欧美为1.2～1.5，日本为2.

5，而我国华东地区为3，华北地区为3.2～4.1。过

高的比价将限制我国利用天然气发电的规模，并将使天然气发电在承担电网基荷时缺乏竞争力。

煤价与天然气价格的比值

国家电力公司动力经济研究中心在编制《全国天然气发电规划》（2001-2010年）中提出：

在气价为1.1元/立米，天然气电厂竞争力较差；在气价为1.0元/立米时，在不同运行位置下（3000，4000，5000小时）天然气电站上网电价仅比进口66万千瓦脱硫机组和进口35万千瓦机组的电价低；在气价为0.90元/立米时，在利用小时小于4000的运行位置，天然气电站上网电价仅比国产60万千瓦不脱硫机组高，与其他机组相比具有明显优势。

上述资料提出：气价1.0元/立米时，上网电价为：

设备利用：3000小时

平均电价0.46元/千瓦·时

4000小时

平均电价0.389元/千瓦·时

5000小时 平均电价0.347元/千瓦·时

燃煤电厂如作为电力系统的调峰电厂则年设备利用小时将更低，平均电价将更高。如为热电厂理应全年运行，冬季供采暖，夏季供制冷用热，利用小时数高，平均电价可降低，但又取决于天然气的气价。北京几个燃气--蒸汽联合循环热电厂，天然气的气价均为1.4元/立米，因而上网电价均较高。

二、燃气--蒸汽联合循环与分布式热、电、冷联产

1、燃气--蒸汽联合循环

自1939年瑞士BBC公司制造世界上第一台工业燃气轮机以来，经过60多年的发展，燃气轮机已在发电、管线动力、舰船动力、坦克和机车动力等领域获得广泛应用。80年代以后，燃气轮机及其联合循环技术日臻成熟。由于其热效率高，污染低，工程总投资低，建设周期短，占地和用水量少，启动灵活，自动化程度高等优点，逐步成为主要的动力装置。

由于世界天然气供应充足，价格低廉，所以最近几年世界上新增的发电机组中，燃气机及其联合循环机组在美国和西欧已占大多数，亚洲平均也已达36%。世界市场已出现了燃气轮机供不应求的局面。

我国重型燃气轮机制造业始于五十年代末，六十年代至七十年代初，上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂和南京汽轮电机厂都曾以厂校联合的方式，自行设计和生产过燃气轮机。透平进气初温700度，典型机型为1MW、1.5MW、3MW、5MW。八十年代南汽厂在原机械工业部主持下，与美国GE公司合作生产透平进气初温1100度等级的MS6001B型燃气机，单机功率40MW，效率32%，是世界上该功率等级的主力机型，国产比率50～70%，该产品于1988年通过国家鉴定。目前已生产20多套，其中出口占一半。

根据原国家电力公司战略规划部编制《2001年电力工业统计资料汇编》。我国2001年底单机6000千瓦及以上燃气轮机和柴油机组共538台1098.18万千瓦。其中

燃气轮机组 141台 576.84万千瓦

柴油机组 497台

521.342万千瓦

2001年我国单机6000千瓦及以上火电机组共4381台，24115.09万千瓦。因而可知我国2001年底的燃机比重为：

台数占

3.218%

容量占

2.392%

2001年我国单机6000千瓦及以上机组总容量30360.392万千瓦，燃机容量仅占总容量的1.9%。

因而可知燃机的比重仍很低。

目前世界上燃气机及其联合循环技术突飞猛进，其单机容量已分别为334MW和498MW供电效率可达38～41.5%和58.7%。既能用于调峰机组，又可做为带中间负荷和基本负荷，其投资又低于代有脱硫装置的燃煤机组，由于其自身的一系列优点，因而已成为国外火力发电行业的主要发展方向。我国近几年由于天然气资源的开发，“西气东输”工程建设，陕甘宁天然气进京和从澳大利亚与印尼引进液化天然气，为我国燃料结构调整提供资源。国家决定发展燃气--蒸汽联合循环发电。据有关资料报导：在2007年前后，在“西气东输”管道沿线和广东地区，将建设10座燃气--蒸汽联合循环电站，拟采用23台以9FA和M701F型先进燃气轮机为基础的联合循环机组，其总功率近于8000MW。其后还拟建一批燃用天然气的以9FA和E型燃气轮机为基础的联合循环电站，其台数大约有20台左右。因而可以认为我国燃机的比重将上升。

根据国外电力系统的实践经验，为确保电力系统的安全性，燃气轮机的总装机容量应占全电力系统的总装机容量的8～12%，而我国到2001年底，燃机容量仅为1.9%，因而应积极发展。

2、分布式热、电、冷联产

由小型燃气轮机（内燃机）、余热锅炉、溴化锂制冷机组成的小型全能量系统（也称第二代能源系统或分布式电源）可以统一解决电、热、冷供应，在国外得到迅速发展。由于小型燃机或内燃机供电效率为24～35%，联合循环供电效率可达45～50%，远高于常规火力发展，否定了人们头脑中固有的“机组小就不经济”的传统观念。在燃煤的时代，火力发电厂确是机组越大经济效益越好，机组越小就不经济。但在燃料结构改变的今天，情况不同，人们的思维方式也要改变。燃油燃天然气的燃气轮机、内燃机由于大机组与小机组的效率差别不大，而且小机组又有占地小，机动灵活的特点，因而在发展国家大量采用。不但1000～10000kW燃机市场需求量大，连1000kW以下的小燃机，甚至100kW以下的微型燃机也是销路看好。燃料结构改变了，各类中小型机组，只要经济效益好，有生命力，就有发展前途。

中科院工程热物理所徐建中院士在“分布式供电和冷热电联产的前景”一文中曾指出：

“纵观西方发达国家的能源产业的发展过程，可以发现：它经历了从分布式供电到集中式供电，又到分布式供电方式的演变”。

1999年世界科学大会，“科学与能源”专题讨论会的专家们指出，为了实现可持续发展的目标，世界各国应面向未来制定新的能源发展战略。专家们同时指出，对传统能源利用方工进行重新审视，也应成为未来能源发展战略的重要组成部分。法国科学家拉菲德在读者讨论会上举例说，近年来一些研究表明，一种分散式的电力管理新概念可能比目前很多国家采用的电力供应系统更有利于环保。这种分散式模式通过建立若干小型发电站代替少数大型发电站，从而尽可能缩短发电站和电力用户间的平均距离，这样可以减少能源损耗。目前中央式供电系统的能源利用效率最高约55%，而测试表明，分散式电力供应模式效率至少可达到85%。

我国目前正处在大发展大集中的过程。大机组、大电厂、大电网是主导方向，但分布式电源的发展，将不以人们的意志为转移，必将迅速发展。通常100MW以上的燃气轮为大型燃机，20～100MW为中型，20MW以下为小型，小于300MW的为微型燃机。小型燃机，具有高效、清洁、经济、占地少、自动化水平高，适用分散建设和可靠等优势，因而发展很快。鉴于国际上小型全能量系统迅速发展的事实和其本身的优势，因而在急计基础（2000）1268号文中，明确提出：……在有条件的地区应逐步推广。

中国电机工程学会热电专业委员会1999年的济南年会、2000年的宁波年会、2001年的重庆年会、2002年昆明年会和2003年海口年会中均有一些学术论文积极宣传、推广小型全能量系统，实现小型热、电、冷联产。2002年9月份热电专委会还专门在南京召开“天然气在热电联产应用专题研讨会。”2001年在北京人民大会堂召开的“绿色能源科技”高级论坛，由四位中国科学院、中国工程院的院士做学术报告，其中徐建中院士报告的题目就是“分布式能源CCHP”。倪维斗院士在“能源的发展前景”报告中也特别提出应积极鼓励和扶持燃气天然气的热、电、冷联供技术。北京石油学会于2000年和2001年召开的“北京天然气合理利用座谈会”上均提出：“燃气--蒸汽联合循环热、电、冷联产，实现了一次能源的合理梯级利用，提高了能源利用率，带来了经济效益。由于燃机具有低NOx燃烧技术，使NOx大力减少，可提高环境效益。北京地区冬季供热，夏季大部分地区需供冷、因而联合循环热、电、冷联产有广阔市场，北京应适度发展中、小型燃机热电联产机组。”美国9·11事件之后和北京申办奥运会成功，更多的专家学者从分散电源建设，确保奥运用电安全角度出发，积极提出北京应积极发展小型全能量系统。中国能源学会、中国动力工程学会、北京动力工程学会等学术团体也均提出上述的合理建议。英国、荷兰在北京召开热电联产学术研讨会和索拉公司、宝曼公司、惠普公司、瓦锡兰公司等也召开同类型宣传推广会。他们看准中国大陆发展小型全能量系统的无限商机，积极抢占市场。

目前我国北京、上海、广州已有一批分布式热、电、冷工程投入运行，取得明显的经济效益、环保效益和社会效益。

表一 上海和广州分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况

序号

项目地点

设备情况

备 注

1

上海黄浦中心医院 1台1000KWSolar土星20柴油燃气轮机1台3.5t/h余热蒸汽锅炉

已投入运行

2

上海浦东机场

1台4000KWSolar天然气燃气轮机1台5t/h余热蒸汽锅炉

已投入运行

3

上海闵行医院

1台400KW坚泰燃气内燃气机1台350kg/h余热蒸汽锅炉

已投入运行

4

上海理工大学

1台60KWCapstone燃气微燃机1台15万大卡余热直燃机

正在进行施工图设计

5

上海舒雅健康休闲中心

2台往复式内燃机HIW-260型168KW和余热锅炉2

台供65℃热水

已投入运行

6

广东东菀鞋厂

11台102KW柴油内燃机11台0.5t/h蒸汽锅炉

已投入运行

7

广东铝业集团

1台725KW重油内燃机1台bz200型余热直燃气

已投入运行

表二 北京市分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况：

序号

项目地点

设备情况

备 注

1

北京市燃气集团监控中心

1台480KW+1台725KW燃气内燃机 1台BZ100型+1台BZ200型余热直燃机

2003年三季度投产

2

北京次渠站综合楼

1台80KW宝曼燃气微燃机1台20万大卡余热直燃机

2003年三季度投产

3

软件广场

1台1200KWSolar燃气轮机1台250万大卡余热直燃机

4

北京国际贸易中心三期工程

2台4000KWSolar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉

5

国际商城

2台4000KW Solar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉

6

北京高碑店污水处理厂沼气热电站

一期：4台6GTLB型沼气内燃机 513kW二期：3台JMS316GS-B、L沼气内燃机710KW

均已投产

三、电力系统情况

1、华北及京津唐电网现状

华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、蒙西电网组成。供电区域包括北

京、天津两市和河北、山西及内蒙古西部。其中京津唐电网供电区包括京、津两市和河北省

北部的张家口、廊坊、唐山、承德和秦皇岛等区、市。

到2001年底，华北地区总装机容量46422.9MW，其中火电装机43473.7MW（约占华

北电网总装机容量的93.6%）水电装机2894.14MW（约占华北电网总装机容量的5.4%）风

电55.13MW（约占华北电网总装机容量的0.119%），从华北电网水电与火电的比重，我们

可知华北电网调峰能力差，火电机组将承担大部分的调峰任务。

2、北京电网现状

北京地区电网是京津唐电网的重要组成部分，除承担为首都供电任务外，还向附近的

河北省部分地区转送电力，到2001年底，北京电网共有装机4437.54MW。

2001年北京地区最大供电负荷6994MMW

2002年北京地区最大供电负荷8140MW

3、电力负荷预测

2001年京津唐地区供电负荷为14460MW，其中北京地区最大供电负荷6994MW，占京

津唐地区总负荷的48.37%左右。

根据近十年来京津唐及北京地区负荷发展速度及对今后的发展预测，情况为：

2005年京津唐电网最高负荷18800MW其中北京9500MW

2010年京津唐电网最高负荷25160MW其中北京12700MW

北京电网电力平衡见下表

表三 2001年--2010年北京电网电力平衡(MW)

序号

项

目

2001年

2002年

2003年

2004年

2005年

2006年

2007年 2008年

2009年

2010年

1

最高供电负荷

6994

7727

8275

8867

9500

10068

10670

1

1308

11984

12700

2

最高发电负荷

8399

8995

9638

10326

10943

11598

12291

13026

13804

3 需要发电装机(20%备用)

10079

10793

11565

12391

13132

1391

7

14749

15631

16565

4

新增装机容量

300

1024

362

250

其中：水电、蓄能

250

火电

300

1024

362

5

年末装机容量

4437

4437

4437

4737

5761

6123

6123

612

3

6123

6373

6

受阻容量

486

486

486

486

486

486

486

486

486

7

年末可用装机容量

3951

3951

4251

5275

5637

5637

563

7

5637

5887

8

装机盈亏

-6128

-6842

-7315

-7116

-7495

-8280

-9112

-9994

-10678

9

电力盈亏

-4698

-5246

-5608

-5456

-5746

-6348

-6986

-7662

-8187

注：1、系统备用容量按20%考虑。

摘自：《华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环的热电联产机组初步可研报告》上表新增装机系指：〖ZK(〗北京第三热电厂，2004年、2005年各上一台300MW燃机。华能北京热电厂二期，2005年上二台300MW 2006年上一台300MW燃机〖ZK)〗。

转贴于

4、北京应增强电网稳定性、可靠性、优化电力结构，提高电网的应急和调峰能力由电力平衡可以看出，对于北京电网，由于建设发电厂受燃料运输、水资源及环境条件制约，北京地区规划电源增加有限，需从外网受电。目前主要接受山西、内蒙、河北、东北的电力供应。

北京电网是华北电网的一个重要的负荷中心，根据北京地区人口状况、负荷密度情况，预计远景年份北京地区供电负荷将达到20000-25000MW，为确保北京电网安全稳定运行，受电比例不宜过大。以上海电网为例，2000年和2005年的受电比例分别为14.6%，20.9%，2010年受电比例下降为13.5%，且到2010年，上海电网的电源86.5%分布在上海负荷中心50公里的范围内。日本东京电网负荷中心附近装机48.8%，对于受端电网是很好的支撑，约93%的电源在距负荷中心200-250公里的供电范围内，送电距离短，比较有利。而北京电网如华能北京热电厂二期工程不投产，2005年受电比例约63.3%，2006年受电比例约65.34%；如华能北京热电厂二期工程投产，2005年受电比例约57.4%，2006年受电比例约57.1%。

为满足北京电网的安全稳定供电的要求，在北京地区建设一定容量的支撑电厂是十分必要的。北京电网内部电源支撑严重不足，在夏季大负荷期间更为突出。万一因意外事故造成北京地区大功率缺额，停电事故就必然发生。因此，在增加西电东送容量的同时，应相应增加北京电网的大电源支撑，增加电网稳定储备。可有效地增加正常及事故情况下的受电能力，防止发生电压崩溃和频率崩溃，造成严重事故。

北京电网的特点是负荷增长较快，主要是空调负荷增长较快，约占高温天气时高峰负荷的1/3（另有资料介绍占40%），空调负荷的特点是同时性且受气候影响大，上升陡度很大。如果系统发电出力不能及时同步增加，就将给电网安全稳定运行带来严重影响，燃气-蒸汽联合循环机组能够快速启动，可提供紧急及事故备用容量。另外，京津唐电网由于一次能源结构限制，电源的结构不够合理，电网基本为燃煤的火电机组，从今后一段时期内优化电力结构的方针考虑，建设一些调峰性能好的发电机组，对减轻京津唐电网的调峰压力，改善京津唐电网运行质量是十分必要的。同时在北京地区发展燃气机组为申办奥运，改善北京环境质量是十分必要的。

四、北京拟建燃机电站的简况和问题

1、北京计划建设燃机的情况

表三仅列入北京第三热电厂和华能北京热电厂二期扩建燃机的情况，据我们了解北京

还有一批燃机工程计划建设，其情况为：

表四 北京计划建设燃机电站的项目

项 目 名 称

总容量(MW)

1

华能北京热电厂二期

724

2

北京第三热电厂

600

3

北京太阳宫热电厂

786

4

北京亦庄开发区热电厂

150

5

北京电子城热电厂

100

6

北京上地热电厂

100

7

清华大学热电厂

100

8

高井电厂燃机改造

600

9

北京草桥热电厂

600

合

计

3760MW

上述工程中除北京第三热电厂为调峰用燃气--蒸汽联合循环发电机组外，其余均为

热电厂，可以实现热电冷联产。

2、几个燃机电站工程的简况

表五 三个燃机电站工程简况

序号

工程名称

装机容量万千瓦

单价

含税

含税

元/千瓦

电价元/千瓦时

热价元/GJ

总投资亿元

1

北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂

2×FT815

5026

0.529

34

.19

7.58

2

华能北京热电厂二期扩建

2×PG9351FA72.4

3681

0.418

25

39.95

3

北京太阳宫热电厂

78.6

3965

0.469

25

31.16

上述数据均取自可研报告中的数据。

上述三个工程的天然气价均为1.4元/立米

3、天然气价与上网电价的矛盾

目前北京市确定用于热电联产的天然气价格为1.4元/立米。几个工程可研报告计算的

上网电价均在0.4～0.5元/千瓦时，而电力系统均认为不好接受，目前北京接受外地的电价

均较低，其电价为：

高峰

平峰

低谷

内蒙古

363 元/MWh

275 元/MWh

137.5元/MWh

山 西

333

252

126

东 北

355

200

135

河 北

300

269.3

100

京津唐电网全口经售电平均价格，2002年1～7月为447.7元/MW（含税）所以电力系统认为燃机电站的上网电价不好接受。电力公司内部不好消化，应由北京市补贴。根据表四估算北京计划建设的九个燃机工程共3760MW，如按设备利用小时为4500小时计算，则年发电量将达1692000万度（169亿度），如果北京市按0.15元/度补贴，北京市政府每年将支出补贴电费25亿元。

4、燃机电站用天然气与燃气供应的矛盾

陕甘宁天然气进京的第二条管线建成后管线的总输气能力为50亿立米/年。如按每立米天然气可发电5度计算，上述燃机电站发电设备年利用小时按4500小时计，年发电量将达1692000万度，年耗天然气将达33.8亿立米，也就是说送到北京的天然气将有67.6%用来发电。看来比重太大了，因热电厂有电、热两种产品，用气量更大，仅华能北京热电厂二期扩建全年用气量将达9.6亿立米。

据资料报导：国外一般天然气产量的20%用来发电。我国也有计划把天然气产量的40%用来发电，但北京将67.6%的天然气用来发电则是太高了。67.6%的天然气用来发电说法不确切，因为热电厂有两种产品，供热也耗用天然气。如果北京拟建的九个工程全投产，北京年供气50亿立米，尚不够这些热电厂的用量，老百姓做饭都无气了。因而很多同志就提出：北京应多用山西、内蒙的煤电，发挥我国是产煤大国的优势，提供北京低价的电力，北京的天然气应以供热为主，发电为辅。

北京天然气集团有限公司已注意到燃气供应与燃机发电可能产生矛盾，因而在给予华能北京热电厂二期扩建的批文：燃计字（2002）360号文，明确提出：2006年可向电厂供9.6亿立米/年天然气调峰原则上由我集团公司负责，但前提是必须首先保证城市民用高峰用气，并且华能电厂在使用天然气时服从天然气管网统一调度。

在北京冬季的夜晚，天气寒冷，很可能出现用电、用热、用气均为高峰，因而势必迫使电厂自建储气库或另建油库，搞双燃料系统增加基建投资。

五、几点看法

1、节约能源，合理利用天然气

近几年我国能源工业取得很大进展，但我们是人口大国，人均能源占有量远低于世界平均水平，能源缺口将越来越大，因而节约能源是永恒的主题。天然气人均占有量更低，是宝贵的清洁能源，应科学的合理利用。

2、适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂

北京是首都，为申办奥运，改善城市环境质量，调整燃料结构，充分利用清洁能源是完全正确的。北京电力供应，大量依靠外省市，自己发电比重太低，不安全，也不利电网的稳定，因而适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂统一考虑电热供应是合理的。考虑到天然气的供应量，建议北京地区建设燃气--蒸汽联合循环热电厂容量以1000MW为宜。

3、积极发展小型分布式电源，实现热、电、冷联产

由于小型分布式热电冷联产，实现优质能源的梯级利用，效率又高于热电联产，调度灵活，占地小，自动化水平高，应对突发事件能力强，因而在工业发达国家迅速发展。对比大型燃气--蒸汽联合循环热电厂还有四个突出的优势。

优势之一：

分布式热电冷联产，由于占地小，一般的写字楼、商场、宾馆、学校等建筑在地下室均可。没有大型热电厂厂址选择的诸多限制因素。也可以认为发展分布式热电冷联产并不增加城市建设用地，这对北京来讲是难得的机遇。

优势之二：

由于分布式热、电、冷联产，是各单位筹建，因为工程小，造价低，建设资金自筹易解决，市政府只要出台支持发展的政策，其他如资金、设备和管理等问题都会自行解决。

优势之三：

由于分布式热、电、冷联产实现自备电源，减少电力网的供电压力。发电、输电、配电的基建投资大量减少。电力系统不用投资，增加了发供电能力，提高了北京市自发电的比重，增强了应急突发事件的能力。对电力系统有利。

优势之四：

由于分布式热电冷联产实现电力自给，减少从电力系统的购电量，因而尽管天然气价格高，发电成本高，但远比电力系统的售电价低，因而有明显的效益。大型燃气--蒸汽联合循环热电厂的发电量要全部上网，因而上网电价不能太高，电力系统要考虑山西、内蒙的低价电。而分布式热、电、冷联产是减少从电力系统的购电量，因而问题变成优势。

4、天然气发电要考虑“环境价值”

与燃煤电厂相比，天然气发电对环境的影响要小得多，其SO 2和固体废弃物排放几乎为零，温室气体（CO 2）减少50%以上，NOx减少80%，TSP减少95%。另外从生态效益看，其占地面积与耗水量均减少60%以上。这些数据充分表明，在日益严峻的环保形势下，天然气发电对生态环境的贡献是极其显著的。合理的上网电价应将环境成本（效益）货币化计入，则可体现出天然气发电的环境价值，在参考中国排污总量收费标准（PCS）和美国环境价值标准的基础上，“天然气发电的环境价值”资料中，评估出目前中国电力行业各种污染物减排的环境价值标准。

中国电力行业污染物环境价值标准

单位：元/kg

污染物

SO 2

NO X

CO

CO 2

TSP

粉煤灰

炉渣

废水

环境价值

6.00

8.00

1.00

0.023

0.20

0.12

0.10

0.0008

该资料以此作为衡量天然气环境价值的标尺，根据污染物的减排量，计算了500MW天然气

电厂相对于同容量燃煤电厂的环境价值，结果见下表。

天然气发电的环境价值

项

目

SO 2

NO X

CO 2

CO

TSP

灰

渣

合计

单位环境价值(10 -2元/kWh)

5.1322

2.0501

0.9678

0.0124

0.0314

.6274

0.1426

8.9639

年环境价值(万元/a)

15396.6

6150.4

2903.5

37.1

94.1

1882.3

4

27.8

29957

可见，相对于常规煤电而言，天然气发电的环境价值是8.9639分/kWh，这还不包括减少占地和耗水所产生的生态价值。

因而在北京建设燃气--蒸汽联合循环热电厂，其上网电价应考虑清洁能源的环境价值。不能硬性与山西、内蒙燃煤电厂的低价电来对比。

5、应积极发展沼气热电冷联产

为彻底改善首都环境，北京将建设一批污水处理厂和垃圾处理厂。该两类企业均可产生沼气，可以利用沼气发电供热，实现热电冷联产。北京高碑店污水处理厂沼气热电站已有成功的经验，应积极宣传推广。

6、北京市应出台支持发展分布式热、电、冷联产的政策

上海市一些院士、专家、学者提出了“天然气经济”的理论，例如上海市原经委某负责人认为：如果从煤置换到天然气，若没有相应的技术和产业政策支持，向北京一样拿天然气烧锅炉，将会使上海的制造业面临严重问题，必然会导致大量企业倒闭或外流，造成失业等问题，致使出现“城市空心化”，削弱城市的国内、国际竞争力。并提出：应积极发展天然气热电冷联技术，合理利用资源。这样不仅不会增加能源代价，还会大大降低企业的能源和环境成本，使企业和整个竞争力得到极大的增强。专家们的观点，已经引起上海市政府的高度重视。上海市政府极为重视发展分布热电冷联产，已内部制订了一系列优惠政策，以促进该事业在上海的发展，为“西气东输”做好准备。其主要优惠政策如下：

1、由政府协调热、电、冷联产项目上网：如闵行中心医院建设了一套400KW燃气内燃机系统，经上海市经委协调，已经同意并网发电，及自备发电设备与电网同时向用户自身用电系统进行供电，但设备不向电网售电。

2、进口设备减免进口税和增值税：根据国家有关规定，环境污染治理项目设备进口可以减免进口税和增值税。因此，上海市政府根据国家有关法律，将节能和环境保护效益明显的热电冷联产项目作为上海的“环境污染治理项目”对待，坚决落实国家的法律政策，对此类项目在严格考核论证后，予以免税。这次闵行中心医院项目中，进口英国坚泰克公司的燃气内燃机就享受了免税优惠。

3、由政府间接出面协助企业进行热电冷联产项目的可研、立项、组织和审批：上海工业技术发展中心是经委所属的事业单位，主要任务是推动上海地区的节能工作，根据政府的安排，该中心可为企业承担热电冷联产项目进行可研、立项、组织论证和审批等服务，减少了企业在前期工作中困难和项目实施的难度。

4、为企业应用热电冷联产技术提供直接资金支持：上海市今后几年计划拿出数亿人民币资金支持企业和事业单位应用热电冷联产技术，2001年已经提供了1000万元的额度，但未能全部使用完。

5、为热电冷联产项目提供贴息贷款：上海经委利用自己掌握的国家节能贴息贷款额度来扶持热电冷联产技术的推广应用和实施。

6、政府为研究院校提供有关发展热电冷联产技术的研究经费：据悉上海理工大学能源环境学院透露，该院已经得到了这一研究经费，正在联络采购分布热电冷联产设备事宜。

7、提供优惠天然气气价：上海工业和居民用天然气价格为2.1-2.4元/立方米，热电冷联产项目气价1.9元/立方米（浦东机场热电冷联产项目的气价更低）。目前，上海使用的东海天然气，门站气价1.5元/立方米。今后西气东输站的气价为1.35元，气量达到40亿立方米，预计热电联产的气价将会更低。按照使用宝曼TG80机组计算，发电效率28%，每立方米可以发电2.7kWh，并同时产生4-5kWh的热、冷或热水，上海居民电价0.61元/kWh，商业用电价格更高，所以大多数用户都能够通过使用热电冷联产技术，得到节约能源支出的实际好处。

8、减免天然气资源配套费：为热电冷联产用户减免其天然气的配套费用，天然气公司可以免费将气送抵热电冷联产用户。

9、积极推动示范工程：据悉，上海今后每年将重点扶持三个具有示范意义的热电冷联产项目。

10、积极组织学习研究国际先进经验：去年5月，受英国政府邀请，上海市经委主管主任带队，组织全市个主管部门领导，包括电力公司总工程师在内的10余人前往英国和欧洲调研国外发展热电冷联产的措施、法规、政策的技术发展方向。北京应向上海那样，尽快出台相应的政策，促进天然气的合理利用，积极发展分布式热电冷联产。可以同时收到增加北京自有发电的比重；提高调峰和应对突发事件的能力；提高城市居民采暖的集中供热热化率；改善城市环境质量；提高北京先进城市化水平等综合效益。

参考资料：

1、北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂工程可研报告，2002，3

2、北京太阳宫热电厂工程初步可行性研究报告，2003/11/14

3、华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环热电联产机组初步可行性研究报告2003

第8篇：城市燃气研究报告范文

第一条为防御和减轻地震灾害，保护人民生命财产安全，保障经济建设和社会发展，根据有关法律、法规的规定，结合本市实际，制定本规定。

第二条防震减灾工作，实行预防为主、防御与救助相结合的方针。

第三条防震减灾工作应当纳入国民经济和社会发展计划，所需经费列入本级政府的年度财政预算，逐步增加防震减灾事业所需经费投入。

第四条各级人民政府应当加强对防震减灾工作的领导,建立健全防震减灾工作责任制，做好防震减灾工作。

第五条生命线工程和有可能因地震破坏造成有害物质泄露的单位及人员密集的企业、事业单位，应当建立行政主要负责人负责的防震减灾工作制度。

第六条市、区（市）地震行政主管部门负责本行政区域内地震监测预报、地震灾害预防、地震应急、震后救灾与重建等活动的监督与管理。

计划、规划、建设、公安、民政、卫生、交通、水利、经济、科技等行政主管部门，按照职责分工，协同做好本行政区域内的防震减灾工作。

第七条任何单位和个人都有依法参加防震减灾活动的义务。

第八条对在防震减灾工作中做出突出贡献的单位和个人，由市、区（市）人民政府和有关主管部门给予表彰和奖励。

第二章地震灾害预防

第九条重大建设工程和可能发生严重次生灾害的建设工程，必须进行地震安全性评价，并根据地震安全性评价的结果确定抗震设防要求，进行抗震设防。

必须进行地震安全性评价的建设工程范围，按国家、省、市的有关规定执行。

第十条地震安全性评价应当纳入基本建设管理程序，并在建设项目的可行性研究阶段进行。

必须进行地震安全性评价的建设工程，其建设单位应当委托具有相应资质的地震安全性评价单位进行地震安全性评价。

第十一条必须进行地震安全性评价的建设工程，其可行性研究报告应当包括：

（一）地震安全性评价报告；

（二）省以上地震安全性评价评审委员会的评审结论；

（三）市地震行政主管部门核准的建设工程抗震设防标准确认书。

第十二条必须进行地震安全性评价的建设工程，负责项目审批的部门，应当将抗震设防要求纳入建设工程可行性研究报告的审查内容。对可行性研究报告中没有包含抗震设防要求的项目，计划、规划、建设、土地管理部门不得办理立项、用地和施工等手续。

第十三条新建、改建、扩建的一般建设工程项目，应当按照强制性国家标准规定的抗震设防要求，进行抗震设防。

第十四条任何单位和个人不得擅自更改已确定的抗震设防要求。

工程设计单位应当按照抗震设防要求和抗震设计规范进行抗震设计。

建设、施工单位应当按照抗震设计进行工程建设，并不得降低建设工程的抗震设防设计标准。

建设、设计、施工、监理和地震安全性评价单位应当对所建设、设计、施工、监理和评价的工程项目的抗震设防质量负终身责任。

第十五条规划部门在制定城市规划时，应当充分考虑当地的地震构造环境；选择工程建设用地必须避开地震活动断裂。

第十六条已经建成的属于重大建设工程的建（构）筑物未采取抗震设防措施的，应当按照国家有关规定进行抗震性能鉴定，并根据鉴定结果采取必要的抗震加固措施。

第十七条地震行政主管部门应当对辖区内的地震灾害进行预测，并根据地震灾害预测结果，会同有关部门编制防震减灾规划。

第十八条地震、科技、新闻出版、广播电视等部门和单位应当互相配合，开展防震减灾知识的宣传教育。每年3月的第一周为全市防震减灾法律、法规宣传及科普知识宣传周。

第十九条各级教育行政部门应当组织学校开展防震减灾知识的教育活动。

第二十条支持、鼓励单位和个人参加地震灾害保险。

第三章地震监测预报

第二十一条本市的地震监测预报方案，由市地震行政主管部门根据省地震监测预报方案制定并组织实施。

市、区（市）地震行政主管部门应当根据市地震监测预报方案，建立震情跟踪会商制度，并负责本辖区内的震情信息收集、分析与核实，在提出初步预测意见后，报上一级地震行政主管部门。

第二十二条已地震中期预报的区域，在震情跟踪过程中如发现有明显临震异常，地震行政主管部门应当立即报告同级人民政府。情况紧急时，可以由市或所在区（市）人民政府48小时之内的临震预报，并及时向上一级人民政府和地震行政主管部门报告。

第二十三条禁止制造、散布地震谣言，发生地震谣言时，地震行政主管部门应当迅速予以澄清，公安部门应当依法采取措施，维持社会的稳定。

第二十四条有下列内容的文稿应当经地震行政主管部门审核方可：

（一）已引起社会强烈反应的宏观地震异常现象的解释或说明；

（二）震情监视和地震活动状况；

（三）地震谣传的应急处理。

第二十五条人工一次性爆破用药相当于3吨TNT炸药能量以上的，公安机关应当在实施爆破的单位或个人向公安机关申请办理审批手续后，及时通知市地震行政主管部门。

第二十六条地震行政主管部门应当根据防震减灾规划要求，加强地震监测台网的建设工作。

地震监测台网的建设应当纳入城市建设总体规划，并纳入城市防灾系统。

第二十七条跨度大于100米的大型桥梁，以及地铁、隧道和库容1亿立方米以上的水库，应当根据防震减灾需要设置地震监测设施。

高度超过150米的超高层建（构）筑物，应当设置相应的强震观测设施。

第二十八条地震前兆台、监测台、强震台的选址和设计由地震行政主管部门会同规划行政主管部门确定，技术验收由市地震行政主管部门负责。

第二十九条企业、事业单位投资建设和管理地震监测设施，应当接受地震行政主管部门的业务指导；地震监测设施需要搬迁或者撤消时，应当事先征得市地震行政主管部门的同意。

第三十条地震监测设施的管理单位应当在监测设施的保护范围周边设立标志牌，标明保护的内容及范围，并将地震监测设施所在位置通知有关单位。

第三十一条在地震监测设施及其观测环境保护范围内不得烧荒、爆破、采石、挖土、堆放金属物品和进行其他危害和干扰地震监测设施和观测环境的活动。

因工程建设需在地震监测设施和地震观测环境的保护范围内从事爆破、钻探、采石及其他振动性作业的，应当经地震监测设施管理单位同意，并采取相应的保护措施。

第三十二条在地震监测设施和地震观测环境的保护范围内新建、改建、扩建的建设工程，确实无法避免对地震监测设施和地震观测环境造成危害的，建设单位应当在征得市地震行政主管部门的同意后迁移或重置地震监测设施，并应当承担增建抗干扰设施或者迁移、重置的费用。

第四章地震应急救援

第三十三条市、区（市）地震行政主管部门应当会同有关部门制定本辖区内的破坏性地震应急预案，报同级人民政府批准，并报上一级地震行政主管部门备案。

第三十四条下列部门和单位应当制定破坏性地震应急预案，报当地地震行政主管部门备案：

（一）供水、供热、燃气等属于生命线工程的部门和单位；

（二）车站、机场、铁路、港务等属于交通工程的部门和单位；

（三）大型商场、体育场、大型公共娱乐场所；

（四）医院、学校、二类以上幼儿园；

（五）大型厂矿企业；

（六）其他因地震可能引发水灾、火灾、化学污染、放射性污染等次生灾害的单位。

第三十五条破坏性地震应急预案应当包括下列内容：

（一）应急机构的组成和职责；

（二）应急通信保障；

（三）抢险救援人员的组成和资金、物资的准备；

（四）应急、救助装备的准备；

（五）灾害评估准备；

（六）应急行动方案。

第三十六条破坏性地震临震预报后，在抗震救灾指挥机构的统一领导下，预报区内各有关部门和单位应当采取下列临震应急措施：

（一）迅速启动破坏性地震应急预案；

（二）加强震情监视，随时报告震情变化；

（三）根据抗震救灾指挥机构的避震通知，组织避震疏散。

第三十七条破坏性地震发生后，地震行政主管部门应当立即转为本级人民政府的抗震救灾指挥机构的办事机构，具体负责抗震救灾事宜。

第三十八条破坏性地震发生后，地震行政主管部门应当对地震类型和震后趋势迅速做出判断，并将有关情况及时报告同级抗震救灾指挥机构。

第三十九条破坏性地震发生后，各有关部门应当按照应急预案要求采取紧急措施抢救人民生命、财产，控制次生灾害，制止灾情、疫情的蔓延和发展，检修被毁坏的交通、通信、供水、供电、供气等工程，维护社会治安，保持社会稳定。

第四十条震后救灾过程中，任何单位和个人都应当听从命令，服从抗震救灾指挥机构的统一指挥，积极参与抗震救灾活动。

企业、事业单位和其他社会组织，应当加强对本单位人员和财产的管理与监督，将震后损失降低到最低限度。

第四十一条地震灾害损失由地震行政主管部门会同建设、民政等部门负责调查、评估。地震灾害损失评估结果应及时报告同级人民政府并按规定上报。

第五章法律责任

第四十二条公民、法人或其他组织违反本规定，应当给予行政处罚的，依照法律、法规、规章的有关规定进行处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第四十三条地震行政主管部门及有关行政部门的工作人员在防震减灾工作中、、的，依法给予行政处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第9篇：城市燃气研究报告范文

【关键词】天然气 定价 定价机制

一、我国天然气定价机制的历史沿革

我国天然气井口价格政策大致经历了三个阶段的演变。

1、1956-1987年，国家采取单一气价的价格管理阶段

我国天然气价格最早定于1957年，为0.07元/立方米。1982年调整为0.08元/立方米。1984年调整为0.13元/立方米,并限定调价部分的收入全部用作气田开发，“以气养气”。

2、1987-2005年，计划价和政府指导价并存的“双轨制”

1987年国家开始对天然气定价实行双轨制，将天然气价格分为计划气和计划外气价格。对陆上天然气出厂价格区分计划内气和自销气，分别实行政府定价和政府指导价。计划内天然气出厂价格实行中央政府定价，并按不同用途、不同油田对化肥、居民、商业和其它用气实行分类定价。自销气出厂价格实行中央政府指导价。但西气东输、忠武线、陕京线等新建管道项目，不再区分计划内气和自销气，也不再按不同用途实行分类定价，均实行政府指导价。在此期间，国家曾多次调整政府指导价，此外，天然气价格在实际执行中还出现了协议气价。

3、2005年12月26日开始进入统一的政府指导价阶段

2005年12月23日，国家发展改革委员会下发了《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》，对天然气出厂价格形成机制进行了改革，将天然气出厂价格由现行政府定价、政府指导价并存，改为统一实行政府指导价，供需双方以国家规定的出厂基准价为基础，在规定的浮动幅度内协商确定具体结算价格。天然气出厂基准价格与可替代能源价格挂钩，根据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%。同时将天然气出厂价格归并为两档价格，适当提高了一档气出厂价格，并将原来按化肥、居民、商业和其他用气分类简化为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气，将原来自销气出厂基准价格每千立方米980元作为二档气出厂基准价。归并后全国85%左右的气量执行一档气价格，在三至五年过渡期内，一档气价暂不随可替代能源价格变化调整，逐步调整到二档气出厂基准价格水平，最终实现一、二档气价并轨，该政策一直沿用至今。

二、现行天然气出厂价格形成机制的积极意义

1、简化了价格分类，方便了价格管理

现行天然气价格形成机制将原来的居民用气、商业用气及通过城市天然气管网公司供气的小工业用户合并为城市燃气用气，天然气种类由原来的四类（化肥用气、居民用气、其它产业用气和商业用气）简化为三类（化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气）；将原来实际执行价格水平接近计划内气价且差距不大的油气田的气量，以及全部计划内气量归并为一档气，执行一档价格，除此以外的其它用气归并为二档气，执行二档价格，天然气出厂价由原来的三类（政府定价、政府指导价和协议价）简化为两类（一档气价和二档气价），既方便了政府对天然气价格的管理，也方便了天然气生产企业的执行。

2、改变了价格形式，体现了市场取向

现行天然气价格形成机制，将天然气出厂价由原来的政府定价和政府指导价并存改为统一实行政府指导价，供需双方可以以国家规定的出厂价为基础，在规定的浮动幅度内协商确定具体结算价格，从而使天然气价格能够较好地反映供需双方的意愿。

3、建立了与替代能源挂钩及动态调整机制

现行天然气出厂基准价将根据石油、LPG和煤炭三种替代能源的价格变化情况每年调整一次，从而建立起了天然气价格与替代能源价格的挂钩和动态调整机制，为进一步理顺价比关系奠定了基础。

4、提高了一档气价格，天然气生产企业的经营有所改善

自2005年12月26日起，适当提高了一档天然气的出厂基准价，工业和城市燃气用气出厂价格每千立方米提高了50-150元，化肥用气出厂价格每千立方米提高了50-100元，减少了天然气生产企业的部分亏损，使天然气生产企业的经营状况有了一定程度的改善。

5、明确了一档气价格与二档气并轨的期限

一档气出厂基准价，将用3年左右时间调整到二档气价水平，最终实现一、二档气价并轨，从而使天然气价格进一步提高，天然气生产企业的经营状况进一步改善。

三、现行天然气出厂价格形成机制中有待探讨的几个问题

1、替代能源的选择及挂钩方式问题

现行天然气价格形成机制建立起了天然气价格与替代能源的挂钩和动态调整机制，这是天然气价格形成机制改革的一大进步，但以什么能源作为挂钩的对象以及如何挂钩更为合理，尚值得探讨。

（1）替代能源的选择问题。首先，国际上天然气价格是普遍与原油价格挂钩的，而不是与煤碳的价格相挂钩的；其次，天然气与煤炭的主要替代领域是发电，我国是煤炭资源较为丰富而天然气资源相对贫乏的国家，在国内天然气供应不足而国际天然气价格较高的情况下，除用天然气进行调峰发电等个别情况外，要像欧美国家那样大规模地用天然气取代煤炭发电是不现实的，即使是欧美国家，由于天然气价格的大幅上涨，目前也正在考虑用煤炭取代天然气发电。因此，在我国，天然气与煤炭总体上不存在替代关系，用煤炭作为天然气价格挂钩的对象是不适宜的，至少40%的权重是过大的。对于城市燃气用气而言，电与天然气是存在某种替代关系的，在天然气的替代能源中，应当将电纳入进去。

（2）与替代能源的挂钩方式问题。将天然气价格的增长幅度与替代能源的价格增长幅度挂钩，是若干国家采用过的挂钩方式，但采用这一挂钩方式有一个前提条件，即天然气与替代能源之间存在着合理的价比关系。然而，我国天然气价格自1997年以来一直未做大的调整，目前仍处于低水平，这一状况并未因这次提价而发生多大改变，而煤炭、电力和LPG，尤其是石油的价格近年来已大幅上升，天然气与替代能源价格之间的价比关系处于明显不合理状态。国际上油气价比为1：0.6，经济发达国家的油气价比为1：0.84～1.21,而我国目前的油气价比仅为1：0.3。在这种情况下，将天然气价格的增长幅度与替代能源的增长幅度挂钩，可以使天然气价格与替代能源保持同比增长，但不能改变天然气与替代能源不合理的价比关系。此次价改的目的不仅在于提高天然气的价格，关键是理顺天然气与替代能源不合理的价比关系。但按照此次价改方案所确定的挂钩与调整机制，将难以达到预期目的。

2、价格调整周期和调峰价格问题

天然气负荷，尤其是城市燃气用气的负荷，普遍具有季节特点，冬春季需求量大而夏秋季需求量小，如北京市的峰谷比为12：1。在市场经济国家，天然气价格普遍随季节变化，在我国，城市用气价格也已考虑了季节特点，如上海市，根据天然气负荷的季节特点，对城市用户实行天然气季节差异性价格。高峰季节（12月份―次年3月份）在基准价格的基础上提高0.20元/立方米，平谷季节（4月份―11月份）在基准价格的基础上降低0.10元/立方米。此次价改方案规定，对天然气价格的调整每年进行一次，不足以反映天然气供求关系的季节性变化。目前，我国的电价已经考虑了季节调峰问题，而原油价格则根据国际油价的变化每月调整一次，因此，天然气价格也随季节调整为宜。

3、天然气价格调增幅度问题

天然气价格政策，不仅关系到天然气生产和销售企业与天然气用户之间的利益分配，更关系到天然气工业的发展和天然气供应的保障。我国是一个天然气资源较为贫乏的国家，仅靠国内的天然气资源，难以满足社会经济发展对天然气的需求。

近年来，我国天然气需求平均年增速高达11%―13%，而国研中心的“中国产业景气报告”认为，2006年天然气国内需求增速将达到21%。另据中国可持续发展油气资源战略研究报告预测，2000―2020年，我国天然气需求量年增长率为10.8%，而天然气的生产增长却远低于需求增长，年增长率仅为7.5%，供应缺口逐年加大：2010年国内天然气需求量为1200亿立方米，国内生产830亿立方米，缺口370亿立方米；2020年国内天然气需求将达到2000亿立方米，国内生产1100亿立方米，缺口900亿立方米。

天然气需求的巨大缺口，需要从国外进口天然气来弥补，要实现天然气进口，则需要实现国内外价格接轨。目前，我国从东南亚进口液化天然气的价格为25美元/桶，与此相对应的国内接轨出厂价为1700多元/千立方米，而国内天然气出厂价只有700元左右，国内天然气价格远远低于国际天然气价格，这使得进口天然气的谈判异常艰难，原定于2010年建成的10个液化天然气接收站项目可能因此延后，与俄罗斯、哈萨克斯坦、土库曼斯坦进行的进口天然气价格谈判至今尚无结果。

目前，国际天然气价格呈快速上升趋势。据美国檀香山一家咨询公司预计，亚洲液化天然气价格在今后5年可能上涨75%，由4.5美元/MMbtu上升到8美元/MMbtu，相当于由25美元/桶上升到45美元/桶，或由1340元/千立方米上升到2380元/千立方米，这只是井口价。以此价格（25美元/桶）进口液化天然气，到达我国东部沿海城市的门站价格大约为2160元/千立方米；要与进口液化天然气价格接轨，国内天然气的出厂价格应达到1740元左右。以目前二档气的上档价格1078元/千立方米测算，以每年8%的幅度增长，提高到25美元/桶对应的接轨价格需要6年多时间，提高到45美元/桶对应的接轨价格需要近15年多时间，提高到35美元/桶（相当于原油价格60美元/桶，油气价比按1：0.6）对应的接轨价格需要10年多。如果在十一五末实现与国际接轨，那么，将二档气价提高到25美元/桶对应的接轨价格，需要每年提高10%；提高到45美元/桶对应的接轨价格，需要每年提高22.8%；提高到35美元/桶对应的接轨价格，需要每年提高17%。一档气价远低于二档气价，要将一档气价与国际接轨，需要比二档气更长的时间或更快的提价速度。