天然气代输模式应用及气量偏差控制

文中代输指城市燃气公司或大用户(被代输方)与天然气卖方签订天然气购销合同、取得管道用气指标后,无法直接从天然气卖方处或通过上游管网接入该气量,需要借助其他城市燃气公司(代输方)管道及设施,代其从天然气卖方或上游管网下载该气量并输送至指定交气点的方式。以某城市燃气公司(代输方)天然气代输业务的实际运营为例,提出2种代输模式:独立下载代输模式、混合下载代输模式。分析2种代输模式的流程、代输气量的确定原则和影响因素、与上游日交接计量签单时的偏差分配方法、签单气量与实际接气量的差值处理方法。

面向碳中和情景的中国跨区域电氢协同优化配置研究

为实现碳中和目标,构建高比例清洁能源电力系统势在必行。绿氢可为难以直接用电的终端用能领域提供零碳解决方案,成为可再生能源和部分终端用能之间的纽带,实现间接电能替代。如何在高比例清洁能源系统中对电能与氢能进行优化配置,是未来电力、绿氢发展中需要面对的重要问题。通过构建的电氢协同系统模型(GTSEP),量化评估电氢耦合的系统性价值,分析输电、输氢之间的关系,以全系统综合用能成本最低为目标,实现全国范围内大规模、跨区域电力与氢能生产、储存和运输的协调优化。将全国划分为七个区域,预计2060年绿氢需求量为7500×10^(4)t,全社会用电量需求将达到17×10^(12)kW·h,根据满足绿氢需求的不同方式,共设置4种模式进行对比分析。结果表明,采用电氢协同模式,各区域内利用可再生能源发电就地制氢并利用的总量为4000×10^(4)t,跨区输氢总量3500×10^(4)t,约占总需求的46%左右,其中直接管道输氢780×10^(4)t,输电代输氢1.1×10^(12)k W·h,绿氢平准化成本为9.32元/kg。电氢协同的零碳能源系统可以充分发挥氢易于大规模存储的优点和电能易于传输的特点。

优化天然气供气路径与直供直销方式探讨

中国目前有“直连直供”“代输直供”及“统购统销”三种供气路径。“直连直供”“代输直供”可实现上下游直接对接,有助于形成多元竞争的市场格局,降低终端用气成本,其中“直连直供”更为高效直接,将成为大势所趋。“统购统销”“代输直供”模式中间环节输配费定价机制和成本监审制度仍不完善;“统购统销”“代输直供”中间环节增加输配气成本,抬升终端用气价格;“统购统销”不利于实现“气-气竞争”的供气格局和市场化的定价机制;“直连直供”“代输直供”模式有利于降低终端用气成本,但对城市燃气特许经营权形成挑战。天然气用户选择供气模式需要处理好与上游供气商、城市燃气企业、现有管道及线路规划、地方价格管理部门、多级代输环节的关系。建议政府有关部门加快推动区域天然气管网改革,进一步完善区域管网输配定价与监审制度,出台政策统筹取得特许经营权的城市燃气企业与直供大用户之间的关系,鼓励大工业用户与上游供气商直接交易。

推进天然气大用户直供的政策分析及建议

近年,随着天然气改革推进,行业竞争日益激烈,在大多数下游市场特许经营权确立的情况下,上游单位利用资源优势以大用户直供方式发展优质用户切入下游市场.本文从天然气行业背景、国家和地方已出台的有关政策,提出了对大用户直供的理解,分析了大用户直供和特许经营制度的关系,以及对城镇燃气经营企业的影响,进一步指出:应按燃气专项规划要求坚持特许经营区域内“一张网”,以减少重复建设,实现社会投资收益平衡;坚持燃气特许经营制度的同时发挥规模优势给予大用户特殊气价政策,降低用气成本;集中力量加快建设燃气设施,提高供应保障能力,为大用户稳定用气创造条件;政府部门出台有关政策支持和规制城镇燃气经营企业开放富余输配能力,为符合条件的大用户公平无歧视的提供代输服务.

华北天然气省级管网低负荷率对终端成本的影响

华北地区天然气管网发达,天然气需求日益增长,而各省级短途天然气管网运营主体不一,分布相对分散,管径、压力等级较小,运输负荷率低,在准许成本加合理收益的管输费定价模式下形成了中游运输环节"1+X"的局面,造成较大运输成本瓶颈。通过对比分析华北地区国家管网长输管道与省级管网短途管道天然气运价差异,指出提高管道负荷率至规定起算值以上,可明显降低单方气管道运价,对终端用户用气降本作用显著。并提出以下建议:减少运输环节,尽可能将省级管网并入国家管网公司,减弱运输成本瓶颈,激发市场活力;优化天然气管道输气、配气路径;积极推动省级短途管网向第三方公平开放;不断增强天然气资源调运供给,利用运量与运价相互关系,惠及用户,助推天然气行业的高质量发展。(图1,表8,参25)