氣價倒掛造成城燃企業生存危機，地方出臺聯動機制但多有限制，順價不“順”怎么破？

近期，2023年國內天然氣銷售政策和氣價聯動均迎來新動向，居民用氣保供形勢總體向好，卻也存在隱患。

3月24日起，中石油、中石化、中海油相繼發布2023年天然氣銷售方案，各城燃企業相繼與氣源企業開展合同談判和合同簽訂工作。3月30日，內蒙古發改委宣布4月1日起居民和非居民用氣全部聯動順價。另據媒體報道，國家發改委將于今年上半年或年內出臺國家層面統一的天然氣價格聯動指導意見。這些消息的陸續披露，表明上游氣源企業與下游城燃企業的天然氣中長期合同博弈進入了新階段。而內蒙古發改委宣布全部聯動順價，則率先為全國地方政府開了一個擔當履責，助力燃氣行業可持續發展的好頭。

但是，近期出現的一些現象卻又給天然氣順價機制改革蒙上了一層陰影，時間進入5月，上游氣源企業已公布的天然氣銷售價格同比上漲15%-120%，中石油居民氣量核查遲遲沒有結論，中石化、中海油則根本沒有核定居民氣量。而且仍有湖北、安徽、江蘇、浙江（武漢[10年未調價]、合肥、南京、杭州等）等多個省份的終端居民用氣多年無法順價，下游城燃企業被迫承擔的氣價倒掛價差進一步拉大。一旦政府不提供保供補貼或補貼款無法及時發放到位，城燃企業有可能再次陷入擴大虧損乃至倒閉的漩渦之中，進而引發停氣斷供危機，值得警惕。

氣源：上游價漲量減 下游城燃企業被迫巨虧

從“三桶油”發布2023年天然氣銷售方案來看，中石油已要求旗下各單位按照國家發改委規定開展居民氣量核查，明確居民氣量保障包含居民氣、農村居民“煤改氣”及集中采暖氣量，在民生保供之路上先行一步。

但有燃氣行業人士表示，中石油的居民用氣核查方式、核定標準、核定進度依然是氣源企業自行制定，而非地方政府或者第三方組織核定，其核查準確性和公允性尚存在相當大的不確定性。

此外，雖然中石化、中海油在部分省份也已出臺年度合同簽訂方案，但仍未按國家要求開展居民氣量核查工作，且中石化要求今年的合同氣量按照不高于2022年合同年實際氣量的90%-95%簽署，氣量供應讓城燃企業“吃不飽”。

中石化為何壓減合同氣量？業內人士透露，中石化曾表示公司2023年度天然氣資源量不足，年度合同供應總量控制在440億m3，同比降低30億m3。其中國內自產氣減產10億m3，進口氣減少20億m3。

更令城燃企業發愁的是，三家主要上游氣源企業已公布的天然氣銷售價格同比上漲15%-120%，而且中石化、中海油都沒有居民氣量價格標簽，這意味著接駁中石化、中海油氣源的各城燃企業，供給居民用戶的燃氣要和供給工商業非居民用戶的一樣遵循市場化定價（高出30-80%），無法像中石油客戶一樣按國家政策享受低價居民用氣保障。

2023年3月的中國發展高層論壇期間，中石化總經理趙東曾對媒體表示，去年天然氣價格主要是受俄烏沖突的短期影響，今年大家都有所準備，而且全年價格應該會比去年低。對于主管部門提出的民生用氣合同單簽要求，趙東表示“相信主管部門會有進一步協調”。

但是結合當前多個城燃企業的反饋來看，中石化、中海油并無核定居民氣量以及以居民氣價供應的跡象。

中石油則在銷售方案中特意指出：“要求上游企業按照供氣比例共擔民生保供責任。針對多氣源客戶，堅持按照氣源比例核定公司應承擔民生保障義務，避免出現其他供應主體、LNG及煤層氣等非常規管道氣資源未承擔保障義務的現象。”

行業專家表示，合同內外氣價上漲再疊加合同總氣量減少以及低價居民合同氣量不足等情況，為了保障居民用氣需求，下游城燃企業將不得不再次高價購買所謂合同外氣量再低價保供，這將讓城燃企業繼續面臨低買高賣價格倒掛，城燃企業的經營虧損或將進一步擴大。如相關企業現金流枯竭，將大概率再次發生限氣、停氣事件。

據某燃氣企業負責人透露，河北當地燃氣企業邯鄲華燃長通近三年氣價倒掛損失近20億元，再疊加業務擴張等因素，其資產負債率逼近100%，近年來多次發生停氣斷供事件，引發眾多居民不滿和舉報，最終由當地政府注資20多億元才勉強穩定局面。類似遭遇還有盛德燃氣等多個區域燃氣企業,持續氣價倒掛造成的嚴重后果由此可見一斑。

一位城燃企業高管介紹，目前上游氣源企業公布的政策仍有不少隱患，但是下游城燃企業處于絕對弱勢地位，面對不公平的條款也別無選擇，因為中石油、中石化、中海油三家氣源企業就占了全國天然氣供應量的98.7%。進入4月份，不少下游城燃企業已陸續被迫與上游簽訂合同后，農村氣代煤居民氣量氣價問題依然沒有解決，預計今年冬季農村氣代煤還會出現氣荒，老百姓很可能返煤，近5年“藍天保衛戰”的氣代煤改革成果將毀于一旦。

他舉例說，河北地區涉及的煤改氣用戶約1100萬戶，山東亦有數百萬煤改氣用戶，其中有相當部分用戶使用中石化氣源，某市城燃企業供應給居民用戶的政府限定售氣價格較低（約為2.76元/ m3），但是中石化中賣給城燃企業的價格約為3.6元/ m3，再加上配氣成本0.7元/m3，燃氣企業每賣給居民用戶1 m3來自中石化的天然氣，將虧損1.6元左右。而去年，中石化在河北地區賣了約28億m3的天然氣，由此帶來的居民保供巨額虧損全部由下游城燃企業承擔，其經營困難之大可想而知。

一位長期從事燃氣安全的行業人士表示，近年來政府對燃氣企業的監管力度和發展要求越來越高，不斷要求燃氣企業提高服務質量和安全水平，加快老舊管網改造，建設智慧燃氣。這些工作都需要大量資金投入，而目前的氣價倒掛價差拉大，企業嚴重虧損，當前現金流維持生存經營尚且困難，只能盡量壓縮各項成本，談何發展？長此以往，將對我國燃氣系統安全埋下不可估量的隱患，更與行業高質量發展方向背道而馳。

既然氣源端低價居民氣量無法保量保價供應，有些地方嘗試將高價氣源的成本往終端疏導，消除氣價倒掛現象，并且取得了一些突破。

示范：內蒙全面聯動順價 同幅同步無限制

3月下旬，根據此前上述氣源企業銷售方案中公布的天然氣價格調整政策，內蒙古發改委立即啟動了居民用天然氣價格動態調整機制和非居民天然氣銷售價格聯動機制。經過認真科學合理評估， 3月30日，內蒙古發改委發布了《內蒙古自治區發展和改革委員會關于調整居民和非居民用管道天然氣銷售價格的通知》，宣布4月1日起居民和非居民用氣全部聯動順價。

該文件中明確提出，居民和非居民用氣價格將按氣源企業（當地為中石油）調價幅度進行調整。同時明確，上游供氣企業如調整價格政策，自治區發改委將同步調整終端銷售價格。值得注意的是，該份文件未對氣價聯動進行調價幅度和次數限制。

這意味內蒙古天然氣終端價格已實現上下游實現完全聯動，同幅、同步無限制的調整。相比于其他省市，內蒙古跨出了天然氣價格市場化改革的巨大一步，有望為全國全面聯動順價建立新的示范。

該順價文件還列出了全面聯動順價的相關政策依據和相關要求，如國家先后出臺《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》和《國家發展改革委關于全面深化價格機制改革的意見》等文件，明確要求按照“管住中間、放開兩頭”總體思路，加快推進天然氣等能源產品價格市場化改革，放開天然氣氣源和銷售價格，穩妥處理和逐步減少交叉補貼，還原能源商品屬性。

如《國家發展改革委關于印發天然氣利用政策的通知》（和《國務院關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》中明確要求“加快建立上下游天然氣價格聯動機制”。而此前內蒙古已根據國家相關文件要求，分別于2018年、2020按法定程序建立了居民與非居民天然氣價格動態調整機制。

有行業專家表示，內蒙古此次根據氣源企業的新銷售政策，及時推出全面聯動順價，既符合法定程序，也契合國家相關部門的氣價改革理念，更體現了其維護市場主體公平原則的責任擔當，及時疏導了轄區內天然氣上下游價格矛盾，將有力維護區內天然氣市場穩定，保障區內城燃企業的正常經營和居民燃氣用戶的用氣需求。

進展：多地擬順價或補貼但多有限制 有媒體報道稱國家或將出臺統一政策

據了解，內蒙古是今年首個按照新合同順價的省級行政區，在全面聯動順價中先行一步并且一步到位，為轄區冬季取暖保供贏得先機。事實上，還有多個省市發改委價格管理部門即將或計劃啟動聯動順價，但是各地推行力度不一，部分省市還是顧慮重重，在調價預案中限定了調價上限和調價次數，其順價政策對2023年冬季保供的影響仍未可知。

比如，湖南省發改委于3月15日發布了《關于召開湖南省天然氣上下游價格聯動機制聽證會的公告》（《公告》）稱，當氣源采購平均成本波動幅度達到基準門站價格5%，應適時啟動氣價聯動機制，天然氣終端銷售價格同步同向調整。居民氣價聯動上漲幅度實行上限管理，原則上居民用氣價格的聯動上調幅度不超過第一檔基準終端銷售價格的10%；非居民氣價聯動原則上按照氣源采購平均成本同步同額同向調整。原則上居民用氣終端銷售價格每年聯動上調不超過1次，非居民用氣終端銷售價格每年聯動上調不超過4次，下調次數不限。

而據接近北方某省發改委的人士透露，該省已原則上確定2023年居民氣價可調整2次，調價上限為0.5元/ m3，與往年變化不大。

相對這些謹慎探索的地方政府，此外，還有部分地方政府對于居民調價僅考慮社會穩定因素，忽視了城燃企業正常經營和持續健康發展。部分地區一直未啟動聯動調價機制。造成以LNG 氣源為主，以及接通管道氣相對較晚的城燃企業，居民用氣比例較高的大中型城市、農村采暖用氣占比大的地區，由于居民氣量不足而使用高價的非居民氣量供應居民，導致居民供氣價格嚴重倒掛。

部分省份（江蘇、 浙江、安徽、湖北、陜西、遼寧等）連 2021 年上游氣源單位對居民門站價格上漲的 5%都還沒完成價格聯動，企業虧損 已持續 2 年以上。更有甚者，居民氣價十年從未調整，例如武漢市居民用氣銷售價格自 2012 年以來始終維持居民氣價2.53元/ m3未作調整，

某城燃企業負責人透露，武漢多個城燃企業被迫承擔了數億元的虧損。而某跨域大型城燃企業在長沙，去年因居民氣價倒掛造成的虧損就超過4億元。該負責人表示，長此以往，再強大的企業也必將陷入萬劫不覆的境地。

有燃氣行業專家表示，其實很多政府并非不知道完全聯動順價的好處，可能是不想承當因此帶來的輿論壓力，如果國家或者個別省市能帶頭完全聯動順價或者及時給予保供倒掛補貼，且無重大負面影響，完美解決下游城燃企業氣價嚴重倒掛虧損的困局，相信各地會迅速跟進。因此內蒙古此次全面聯動完全順價政策的出臺值得贊賞，該政策給下游氣價嚴重倒掛困局帶來了曙光。

所以，當今年2月國家發改委給多個用氣大省發函征詢“是否有必要出臺國家層面的天然氣上游價格聯動政策”時，數個省份的發改部門紛紛向國家發改委回函反饋，建議出臺全國性氣價聯動指導意見。

國家發改委在今年兩會期間接受央視財經采訪時表示，堅定不移推進市場化改革。截至目前，我國約97.5%的商品和服務價格已由市場形成，有效激發了市場活力。在價格調控方面，完善重要民生商品、大宗商品價格調控機制，將建立健全規則相對統一的天然氣上下游價格聯動機制。

國家發改委副主任李春臨表示，對部分重要商品，引導價格運行在合理區間，既堅持市場化導向，又防止價格異常波動。

另據《財經》雜志和界面新聞消息，國家發改委近期連續召集相關城燃企業和氣源企業參加氣價改革調研座談會，已著手制定出臺全國性的天然氣價格聯動政策。相關人士表示:“相信今年上半年能夠出臺”。

算賬：居民用氣順價增支可控 專家呼吁盡快理順價格機制

相關人士表示，國家氣價聯動新政策應該旨在鼓勵地方政府主動作為，及時調價，疏導轄區內天然氣上下游價格矛盾，維護天然氣市場穩定和燃氣行業安全穩定供應，保障百姓用氣需求和安全。

“其實，完全聯動順價可能給居民用戶增加的支出不算多。”根據上述北方某省居民氣價調價上限0.5元/ m3，三口之家每年天然氣消費量約為200—300 m3來計算，就算一直按調價上限執行，每年每家最多增加150元左右的天然氣費用。假如調價上限設定為1元/ m3，則最多增加300元的費用。而此次內蒙古動態調整居民用天然氣終端銷售價格，也只上調了0.192元/ m3。對應到全年來說，一個家庭最多將增加60元的支出。

對于煤改氣和燃氣采暖用戶來說，天然氣消費量和支出都會多一些。在北京地區，面積100㎡、保溫較好的房間，一個采暖季使用燃氣500-1000 m3左右，農村煤改氣用戶因房屋面積和保暖性能差異，耗氣量會稍大一些，約為800-1500立方米左右。北京居民家庭采暖費支出平均為2185～4804元/每采暖季，按上述順價上限0.5元/ m3計算，每年也僅多支出400-750元左右，按順價1元/ m3計算，每年僅多支出800-1500元。以北京通州區為例，政府對采暖“煤改氣”的用戶每年給予2440元的用氣補貼（階梯補貼，超過1300 m3以上部分不予補貼）。由此可見，完全聯動順價并不會給普通燃氣用戶和煤改氣燃氣采暖用戶帶來太大負擔。

反之，不順價或不完全聯動順價，片面限制氣價聯動次數和幅度，反而從制度上捆住了政府和燃氣企業的手腳。燃氣企業按照政府要求，高買低賣進行民生保供，導致巨額虧損。而按照國家相關規定和行業慣例，由于政府限價令給燃氣企業造成的損失，政府應給予補貼。

山東省發改委在2023年286號文《關于落實居民用氣價格聯動政策的通知》中要求，2020 年以來，居民用氣價格未實行價格聯動機制調整的，今年聯動調整居民用氣價格時，應充分考慮三年來上游價格浮動對城燃企業經營成本的影響，科學確定居民用氣上浮幅度，具體調整幅度由當地人民政府確定。為保持當地居民價格穩定未疏導或未能全部疏導的，也可由當地政府補貼上浮差價。

但是也有專家表示，山東經濟較為發達，政府財政資金相對充足。但是對部分省市政府來說，補貼也給地方財政帶來了不小的壓力，有些地方政府由于財政緊張，拖欠高達數億元的燃氣企業補貼款，又從另一種形式上給企業經營和生存帶來了巨大的困難。

“政府這么做吃力不討好，何苦來哉？” 有城燃企業負責人無奈地說道。該負責人表示，針對低收入家庭的燃氣采暖需求，政府完全可以進行精準補貼，防止“大水漫灌”，提高補貼資金使用效率和降低財政負擔。

風起于青萍之末，近年來北方多次發生非資源短缺型“氣荒”，其主要原因為當地政府對城市燃氣企業“煤改氣”氣價補貼返還不到位、城市燃氣公司與上游氣源企業之間因氣源采購合同的合同量、氣價與氣款結算等問題而導致的城市燃氣企業資金緊張、冬季保供壓力大。具體表現在氣價倒掛嚴重、供暖期合同量不足、上游氣源企業未及時返還供暖期的氣價差等。

以上種種矛盾、糾結，歸根結底，還是“價格”二字。盡快實現天然氣上下游價格聯動，取消交叉補貼，理順價格機制顯得尤為重要。

中國價格協會資深專家董秀成表示：“要跟其他替代能源、國內的成本、進口天然氣的成本，幾個因素結合在一起，來確定天然氣門站價格。有一個調整的頻率，因素變化就導致價格水平要發生變化，整體會形成動態的價格機制。”

多位能源行業專家表示，各方應抓住趁2022冬季保供余溫尚未冷卻的機會，瞄準此次集中暴露出來的我國天然氣市場結構性矛盾，認真研究探討，盡快拿出符合世界能源市場發展規律、適合我國國情的天然氣市場機制方案。唯有如此，才能為我國天然氣市場高質量發展奠定堅實的基礎，才能為國計民生發展建立穩定可靠的保障，助力國家“十四五”規劃和“3060”戰略目標的順利達成。

（來源：博燃網）                                   

【主持者言】

隨著我國天然氣市場的不斷發展和改革，價格聯動機制已成為一個重要的議題。內蒙古全面聯動順價的舉措為其他省份提供了借鑒和參考，也有助于解決氣價倒掛、供暖期合同量不足等問題。同時，政府應該給予保供企業的補貼，實現天然氣上下游價格聯動，城燃企業也應主動配合氣價調整，適應現有營商環境并著手于能源改革。對于杭燃集團，爭取居民氣價聯動是當前的頭等大事，各所屬城燃企業應積極主動對接屬地政府，早日理順關系，確保企業可持續健康發展。

儲能系統分類有哪些？各種儲能系統的優缺點分析

儲能系統包括能量和物質的輸入和輸出、能量的轉換和儲存設備。儲能系統往往涉及多種能量、多種設備、多種物質、多個過程，是隨時間變化的復雜能量系統，需要多項指標來描述它的性能。那么，儲能系統有哪些分類？各種系統的優缺點有哪些？下面就來了解下這些儲能系統的優缺點。

一、儲能系統的分類有哪些？

在對儲能過程進行分析時，為了確定研究對象而劃出的部分物體或空間范圍，稱為儲能系統。目前現有的儲能系統主要分為五類：機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能。

二、各種儲能系統的優缺點

1、機械儲能：主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。

（1）抽水蓄能：是將電網低谷時利用過剩電力作為液態能量媒體的水從地勢低的水庫抽到地勢高的水庫，電網峰荷時高地勢水庫中的水回流到下水庫推動水輪機發電機發電，效率一般為75%左右，俗稱進4出3，具有日調節能力，用于調峰和備用。不足之處：選址困難，極其依賴地勢；投資周期較大，損耗較高，包括抽蓄損耗+線路損耗。

（2）壓縮空氣儲能：是利用電力系統負荷低谷時的剩余電量，由電動機帶動空氣壓縮機，將空氣壓入作為儲氣室的密閉大容量地下洞穴，當系統發電量不足時，將壓縮空氣經換熱器與油或天然氣混合燃燒，導入燃氣輪機作功發電。壓縮空氣儲也有調峰功能，適合用于大規模風場，因為風能產生的機械功可以直接驅動壓縮機旋轉，減少了中間轉換成電的環節，從而提高效率。不足之處：效率較低。

（3）飛輪儲能：是利用高速旋轉的飛輪將能量以動能的形式儲存起來。需要能量時，飛輪減速運行，將存儲的能量釋放出來。不足之處：能量密度不夠高、自放電率高，如停止充電，能量在幾到幾十個小時內就會自行耗盡。

2、電氣儲能：主要包括包括超級電容器儲能、超導儲能。

（1）超級電容器儲能：是用活性炭多孔電極和電解質組成的雙電層結構獲得超大的電容量。充電時間短、使用壽命長、溫度特性好、節約能源和綠色環保。不足之處：和電池相比，其能量密度導致同等重量下儲能量相對較低，直接導致的就是續航能力差，依賴于新材料的誕生，比如石墨烯。

（2）超導儲能：是利用超導體的電阻為零特性制成的儲存電能的裝置。超導儲能系統大致包括超導線圈、低溫系統、功率調節系統和監控系統4大部分。不足之處：超導儲能的成本很高（材料和低溫制冷系統），使得它的應用受到很大限制。可靠性和經濟性的制約，商業化應用還比較遠。

3、電化學儲能：主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池等。

（1）鉛酸電池：是一種電極主要由鉛及其氧化物制成，電解液是硫酸溶液的蓄電池。應用廣泛，循環壽命可達1000次左右，效率能達到80%-90%，性價比高；不足之處：如果深度、快速大功率放電時，可用容量會下降。

（2）鋰離子電池：是一類由鋰金屬或鋰合金為負極材料、使用非水電解質溶液的電池。循環次數可達5000次或更多，響應快速，是電池中能量最高的實用性電池；不足之處：存在價格高（4元/wh）、過充導致發熱、燃燒等安全性問題，需要進行充電保護。

（3）鈉硫電池：是一種以金屬鈉為負極、硫為正極、陶瓷管為電解質隔膜的二次電池。循環周期可達到4500次，放電時間6-7小時，周期往返效率75%，能量密度高，響應時間快。不足之處：因為使用液態鈉，運行于高溫下，容易燃燒。

（4）液流電池：利用正負極電解液分開，各自循環的一種高性能蓄電池。可以儲存長達數小時至數天的能量，容量可達MW級；不足之處：電池體積太大；電池對環境溫度要求太高；價格貴、系統復雜。

4、熱儲能

熱儲能系統中，熱能被儲存在隔熱容器的媒介中，需要的時候轉化回電能，也可直接利用而不再轉化回電能。熱儲能又分為顯熱儲能和潛熱儲能。熱儲能儲存的熱量可以很大，所以可利用在可再生能源發電上。不足之處：熱儲能要各種高溫化學熱工質，用用場合比較受限。

5、化學類儲能

利用氫或合成天然氣作為二次能源的載體，利用多余的電制氫，可以直接用氫作為能量的載體，也可以將其與二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），氫或者合成天然氣除了可用于發電外，還有其他利用方式如交通等。不足之處：全周期效率較低，制氫效率僅40%，合成天然氣的效率不到35%。

                                     （來源：儲能前沿）

【主持者言】

   儲能系統可以分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能，不同類型的儲能系統各有優缺點。如今全球儲能市場裝機功率205.3 GW，機械儲能為主流儲能類型，占比八成，而新能源儲能正處于蓄勢待發的階段。相較于發展較為迅速的光伏與充電樁，儲能也有較好的發展前景和空間，是適合城燃企業選擇的一種新能源發展模式。在近期王忠平副總經理的新能源產業調研中，我們發現集團所屬各單位對儲能行業了解不多，因此本期燃氣資訊重點刊出儲能知識，供大家學習和交流。

LNG三壁金屬全容罐的3種絕熱結構對比

1三壁金屬全容罐的3種結構類型 

對三壁金屬全容罐，根據頂部與夾層絕熱結構設計不同，主要分為3種結構形式：結構1：吊頂密封層與次容器頂部相連，內外夾層均充填珠光砂（見圖1）；結構2：吊頂密封層與主容器頂部相連，內外夾層均充填珠光砂（見圖2）；結構3：吊頂密封層與次容器頂部相連，外夾層充填珠光砂，內夾層不充填珠光砂（見圖3）。結構1和結構2是三壁金屬全容罐的初期結構，結構3是改進升級后構。

圖1  結構1
 

圖2   結構2
         

圖3   結構3

 2   對3種結構的分析

結構1存在的問題 a.內夾層的珠光砂不好充填，現場膨化充填用的管道無法進入內夾層，只能通過次容器端部加強圈處的空隙進行現場袋裝充填。 b.在正常工況下，內夾層珠光砂與主容器的LNG之間很難完全隔離，珠光砂可能會進入到LNG中，造成LNG被污染。 c.在泄漏工況下，內夾層將有大量珠光砂進入到主容器的LNG中，潛液泵無法運行。 d.當珠光砂進入儲罐的泄壓管道后，排放時會形成噴砂現象，對周圍環境和居民產生較大影響。 ②結構2存在的問題 a.在泄漏工況下，內夾層將有大量珠光砂進入到主容器的LNG中，潛液泵無法運行。 b.在泄漏工況下，主容器的LNG進入次容器，遇到較高溫度的珠光砂會大量氣化，大量蒸發氣會把內夾層的珠光砂沖上外容器頂蓋，對外容器頂蓋造成冷沖擊。 c.若主容器泄漏量較大，大量蒸發氣夾帶珠光砂對吊頂密封層中的玻璃絲布形成較大沖擊，玻璃絲布被破壞后，大量珠光砂進入吊頂和主容器LNG中。 d.當珠光砂進入儲罐的泄壓管道后，排放時會形成噴砂現象，對周圍環境和居民產生較大影響。 ③結構3 a.在主容器泄漏工況下，潛液泵可正常運行。 b.在泄漏工況下，主容器的LNG進入次容器，LNG不會大量氣化，產生的少量蒸發氣可通過泄壓系統排出罐外，儲罐的壓力穩定。 c.在泄漏工況下，儲罐的泄壓管道內沒有珠光砂，排放時不會形成噴砂現象，泄壓管道可正常工作。
3 安全性能比較 

3.1  泄漏工況下對外容器頂蓋安全的影響

 在泄漏工況下，結構2主容器的LNG進入次容器，遇到較高溫度的珠光砂會大量氣化，大量蒸發氣會把內夾層的珠光砂沖上外容器頂蓋，對外容器頂蓋造成冷沖擊。如冷沖擊時間較長，可能造成外容器頂蓋破裂，引起安全事故。結構3可避免以上情況。

 3.2  正常工況下對外容器頂蓋安全的影響

 ①對結構2，由于內夾層的珠光砂在充填時無法填實，當容器冷縮后珠光砂下沉到一定位置時，頂蓋可能出現結霜現象，導致頂蓋溫度過低而產生脆裂的風險。 ②對結構3，由于珠光砂充填時可采用機械振動的辦法進行振實并可對珠光砂的充填堆相對密度進行監測，珠光砂下沉有限，頂蓋不會產生結霜現象。

 3.3  珠光砂側壓力對主容器的影響

 對結構1和結構2，若儲罐停用或需恢復常溫進行檢修時，主容器筒體將向外側擴張，因珠光砂存在安息角，對筒體壁板產生側壓力。結構3不存在側壓力，其安全性要優于結構1和結構2。

 4 進排液比較

4.1  泄漏工況下的排液 

①在泄漏工況下，泄漏后的LNG儲存在次容器中。對結構1和結構2，內夾層充滿了珠光砂，此時如通過泵排液，潛液泵可能會因珠光砂而無法工作，甚至損壞。 ②對結構3，由于內夾層未充填珠光砂，泄漏時，LNG不會因絕熱材料造成污染，仍可通過潛液泵排液，不會造成LNG損失。 

4.2  泄漏工況下的進液 

在泄漏工況下，因結構1和結構2無法排液，因而不能進液。結構3仍可繼續進排液，具備單容罐的使用性能。 

5   絕熱性能比較

 ①3種絕熱結構的傳熱均存在導熱、對流和輻射，輻射傳熱量基本相等。 ②對結構1與結構2，由于內夾層與外夾層均充填了珠光砂，其對流換熱量較結構3要小些。但珠光砂充填內夾層時無法進行振動，珠光砂不能填實，儲罐受冷后夾層的珠光砂會有較大沉降，且無法進行二次充填。因此實際絕熱性能較理論絕熱性能差。 ③經計算，在相關條件相同的情況下，采用結構3和采用結構2的靜態蒸發率差異較小，均能滿足蒸發率指標要求。

 6 珠光砂充填時間比較
為了保證儲罐的絕熱性能，夾層珠光砂應進行現場膨化后充填。在容積相同的情況下，結構1和結構2需比結構3多充填珠光砂，充填珠光砂的時間也要長，尤其結構1中的內夾層珠光砂只能通過現場袋裝充填，充填時間會更長。

 7 主次容器溫差

 ①內夾層充填絕熱材料（結構2） 內夾層和外夾層均填充絕熱材料時，液位以下儲罐溫度沿半徑方向基本成線性分布，設計中主容器溫度為LNG溫度（-162 ℃），次容器筒體溫度約-55 ℃左右，外容器筒體溫度為環境溫度。如主容器發生泄漏，由于主次容器之間溫差大，短時間內會有大量的LNG氣化并伴隨珠光砂粉末，影響儲罐安全。 ②內夾層未充填絕熱材料（結構3） 內夾層充滿天然氣，在對流作用下，主容器和次容器的溫度十分接近，溫差在3 ℃左右。主容器LNG溫度為-162.7～-163.0 ℃，次容器筒體溫度為-158.1～-160.2 ℃，次容器底板溫度為-162.3 ℃。當主容器發生泄漏時，由于主、次容器溫差小，泄漏的LNG不會產生大量氣體，因此儲罐比較安全。 

8 維修經濟性比較

 ①結構1和結構2，夾層充滿絕熱材料，當主容器大量泄漏時，由于LNG內混有珠光砂，無法用潛液泵排液，罐內LNG只能靠自然蒸發或一定的加熱措施加速蒸發，此過程時間長，氣化成本高，且天然氣大量浪費并伴有珠光砂粉末。結構3能有效避免上述現象發生。 ②當主容器內LNG氣化完畢后，需要對儲罐進行置換處理，結構1和結構2由于夾層充滿絕熱材料，置換時間比結構3長，耗氣量更大，置換費用更高。 ③儲罐置換完成后，進罐維修時，結構1和結構2均需要清出內夾層珠光砂和防冷收縮彈性毯，此過程耗時非常長，危險性大，成本高。結構3不存在此問題。 ④主容器維修后，結構1和結構2，內夾層需要重新掛毯和充填珠光砂并再次置換和預冷，此過程時間長，絕熱材料損耗大，預冷液氮耗量大，成本高。 ⑤結構1和結構2的維修期達8～10個月，人力、物力、財力耗量大，因此維修成本非常高，經濟性差；結構3維修期短（3～4個月），成本低，經濟性好。 

9 結論 

主容器和次容器之間不充填絕熱材料的結構（結構3），具有更好的安全性、維修性和經濟性，是改進升級后的結構，在泄漏工況下仍具備單容罐的使用性能，且蒸發率滿足設計和使用要求。

（來源：煤氣與熱力）

【主持者言】

     LNG容罐是LNG應急氣源站的主要設施，正確的LNG容罐選型會對氣源站建設起到至關重要的作用。杭燃集團正在對南部應急氣源站建設進行選址、選型，相關建設人員應學習相關LNG容罐知識，并把新知識、新理念應用到具體工作中，通過優化設計，來降低投資，并提高安全運行可靠性。

綠色引領 “氫”動未來 助力亞運

——杭州市首座綠色交通綜合能源站正式啟用

為加快推動杭州市氫能源產業快速發展，同時向社會各界充分展示氫能在交通領域綠色低碳應用的新場景，5月16日上午，杭燃集團在濱江綠色交通綜合能源站現場召開“綠色引領‘氫’動未來助力亞運”新聞發布會。杭州市城投集團黨委委員、副總經理、市能源集團黨委書記、董事長沈卓恒，杭州市發改委能源處處長劉愛新，杭州市經信局高端裝備處（汽車產業處）副處長羅明，杭燃集團領導班子，合作單位國家電網、城鄉設計院、愛德曼氫能源裝備有限公司、杭叉集團股份有限公司等領導嘉賓出席發布會；省、市10余家媒體記者進行現場報道。發布會由集團科技信息部經理楊君主持。       

    發布會首先播放了綠色氫能宣傳短視頻；嚴益劍作《綠色引領 “氫”動未來 助力亞運——杭州市首座綠色交通綜合能源站正式啟用》新聞發布；劉愛新處長代表發改委為發布會致辭；與會領導嘉賓共同為綜合能源站啟用揭幕并觀摩氫燃料電池汽車加氫演示，乘坐氫燃料電池汽車，體驗“零碳”出行。

濱江綠色交通綜合能源站是杭燃集團積極響應杭州亞運“綠色、智能、節儉、文明”的辦賽理念，繼建成蕭山機場三期天然氣分布式能源站后的又一項“綠色亞運”示范點。該站建筑面積6977平方，前身為濱江LNG應急氣源站，通過充分論證和技術改造，集約利用資源，“變身”為綠色低碳（零碳）的交通綜合能源示范站，站內既可為氫燃料電池汽車加氫，又可為電動汽車快速充電，還保留了車輛加注壓縮天然氣的功能，該站作為“綠色亞運標志性成果”，在亞運會期間將承擔氫能保障任務，是杭州向世界展示綠色的“重要窗口”，意義重大。未來，杭燃集團將加快氫能布局，為打造“綠色杭州”、實現“碳中和”目標做出更大的貢獻。

                                             （來源：市燃氣集團）

【主持者言】

杭燃集團在5月16日召開新聞發布會，展示了杭州市氫能源產業快速發展的態勢，以及氫能在交通領域綠色低碳應用的新場景。通過啟用濱江綠色交通綜合能源站，杭燃向社會國家展示了能源改革、綠色發展的決心，杭州向世界展示了其在綠色亞運方面的努力和成果。該綜合能源站既可為氫燃料電池汽車加氫，又可為電動汽車快速充電，還保留了車輛加注壓縮天然氣的功能，這將有助于推動杭州市綜合能源產業的發展，助力綠色杭城建設，加速實現國家“碳中和”目標。

液化天然氣市場信息

5月18日金聯創全國LNG出廠（站）均價較上周四跌82至4298元/噸，同比下跌42.59%，其中接收站LNG槽批均價較上周四跌71至4358元/噸，同比下跌44.21%；國產LNG實際出廠均價較上周四跌92至4238元/噸，同比下跌40.83%，國產-進口價差為-120元/噸。本周處于傳統淡季，LNG用氣需求平淡，且接收站到船密集，局部接收站存有卸船壓力，海氣降價促銷搶占市場，進而帶動全國價格走低。此外，中亞峰會使得西安及周邊地區交通管制從嚴，液廠資源流通受阻，雖局部地區有小量補庫需求，但市場供過于求局面并未明顯改善，LNG價格承壓下行。

華東地區：本周華東價格價格持續下跌，區內出站價格為3550-4100元/噸，下跌100元/噸。本周由于中海油濱海接收站多船到港，其存有卸船壓力，同時下游需求表現不佳，區內各資源方低價競爭明顯，進而推動濱海接收站低價搶占存量市場。市場低價銷售氛圍較好，同時國產氣價格優勢喪失，接收站基本出貨無壓。但中海油莆田接收站因浙江低價沖擊，出貨氛圍轉淡，個別貿易商有串貨行為。目前，華東個別接收站庫存高企，下周仍以低價銷售為主，預計價格下行為主。