世界天然气工业发展迅速。一些专家预测，\世纪将是天然气的
世纪。我国天然气工业当前尚处于起步阶段，为了适应我国国民经济迅速发展的需要，我国天然气工业必须有一个大发展。加快天然气开发利用、扩大天然气应用领域，不仅可以改善能源结构、而且有利于保护和改善环境，提高人民生活质量对于我国实施可持续发展具有重要的意义。发展天然气工业要以市场为导向。加快天然气发展必须加大市场开发的力度。市场研究是市场开发的首要环节，也是推动天然气利用的前提条件。 四、替代方案和技术要求 1、替代方案
燃煤改为燃气有两种改造途径:置燃气锅炉,对原有锅炉房进行
相应改造,以适应燃气锅炉。我国目前已有不同类型的燃气锅炉可供用户选择,如立式水管室燃热水锅炉和蒸汽锅炉;卧式内燃快装锅炉和常压热水锅炉。此外,还有国外铜盘管节能型直流式热水炉,适用于屋顶安装的模块锅炉。由于是以天然气为燃料,从节能、环保角度出发,可不必强调热源的规模和集中布置,因而单台锅炉的容量也不需太大。选择燃气锅炉应注意自动控制程度、安全性、外观和整体布置、安装简便与否。目前一些国产的燃气锅炉已经做到无人操作、全自动运行。购置燃气锅炉的主要问题是费用较高。该工程中需要改造的燃煤锅炉均是一些中小型层燃炉。在层燃锅炉中,炉膛的传热过程主要是通过燃烧的煤层与炉管之间的辐射传热。燃气锅炉的炉内传热则主要是靠三原子气体与炉管间的辐射传热。燃煤锅炉的改造首先要选择
合适的燃烧器,改造后的锅炉应使炉膛内火焰的充满度好,同时避免火焰直接冲刷换热面,使管壁过热。燃煤锅炉的改造方式有3种:缝隙炉床式燃烧器、鼓风式燃烧器、大气式燃烧器。 2、技术要求
以根据锅炉的新旧程度和改造费用等数据来判断。以1台7 MW
锅炉的锅炉房改造来说明。该锅炉已运行了10年,距报废还有10年。锅炉房供热面积为10万m2,供热量为13 680MW?h/a;耗天然气量为134万;天然气费70.80万元;电费4.62万元;水费0.46万元/a;人工费3.00万元;其它费用10.00万元;当采用购置新锅炉的方案时折旧费为6.50万元;供热成本合计95?38万元 价格形成机制改革对中国燃气价格的影响 一、改革天然气出厂价格形成机制的具体内容
我国现行的天然气价格形成机制是采取以成本加成为基础的政
府统一定价制度。成本加成定价法的原理就是在产品单位成本的基础上,按照一定的加成比例计算确定单位产品利润,再考虑单位产品税金来确定产品价格,这是一种以成本为导向的定价方法。这种对天然气价格实行以成本加成为基础的价格控制,是在国家长期计划经济体制下形成的,适合天然气发展的初期阶段。当时天然气的工业化、商品化程度极低,且基本上都是单气源、单管道的生产运输方式,天然气产业链与现在相比还很不完善,天然气价格只包括了出厂价和管输价两部分,其定价机制是与当时整个社会生产力的状况以及计划经济的体制相适应的。但随着我国天然气工业的发展和市场需求的迅猛提高,
多气源、多管道联合供气以及长输管线的出现,天然气这一系统工程从勘探、开发到运输、销售各环节的不断完善和细化,天然气产品成本也有了很大程度内涵和外延上的变化和扩展,天然气价格仅仅只考虑出厂价和管输价两部分是不行的出厂价格每千立方米提高1元；化肥用天然气出厂价格每千立方米提高3元。 二、对中国燃气价格的影响
现行的天然气定价没有遵循商品定价的基本原则,即一般商品在
市场定价中所表现出来的供给和需求决定产量和价格的内在机制。现行的天然气生产销售企业既需要按市场价格购入生产资料,但又不得不按国家指定价格销售天然气,没有体现出按供需决定商品价格的本原则,没有价格杠杆来双向调整消费者合理、节约用能和企业的合理、高效生产。同时,企业还要依靠国家的补贴来维持天然气的低价供应,这不仅使天然气企业背负异常沉重的经济和社会责任的双重负担,既挫伤了油气公司的生产积极性,加剧市场的供需矛盾,也不利于提高企业高效使用资金并获取较高投资回报的意识和能力。另一方面,在市场经济中,天然气价格是在进行天然气商品和合约交易的买卖双方之间形成的,作为一种竞争性商品,天然气必然与其它能源商品竞争,天然气价格的形成同样应该遵循供求关系与均衡价格的规律。他的变化应该与国际油价、资源丰度、经济发达程度及社会需求量密切相关。消费者依据价格信号进行消费量的决策,供应商同样依据价格信号进行为谁生产、怎么生产和生产多少的决策。在我国经济体制改革的不断深化的大环境下,在定价上更应充分考虑影响和制约产品价格的各
种因素,如:产品成本、产品供求状况、产品稀缺程度、消费者心理、竞争状况包括同类产品的市场占有率和价格情况以及政策法规等。价格是商品内在价值的反映,如果价格偏离真实的价值,这就不能很好的调动上游生产的积极性,反过来影响了市场正常的供需平衡,更加导致了价格和价值的偏离,又进一步影响生产、供应、销售几大环节,形成一个恶性循环,不能通过市场进行有效调节,久而久之,严重扭曲的价格机制引起“气荒”或者更大的能源短缺,表面上好像是天然气的供应不足,其实终究还是定价机制的问题。 城市燃气资源储量分析 一、我国天然气资源储量
我国天然气的勘探、开发和利用都相对比较落后，已探明可采储
量仅占世界的1.2%，目前年产量200亿立方米，预计2000年达到250亿立方米/年。我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是，随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。 四川盆地的天然气是我国开采较早、储量较丰富的资源，基本可
在满足四川省和重庆直辖市需求的同时，通过管道外送部分剩余气
量。主要市场是武汉，预计年供气20-30亿立方米/年。
陕甘宁气田是我国陆上最大的天然气整装资源，可采储量超过3
千亿立方米，目前主要通过北京、西安和银川三条管线外送。输气能力分别为：北京方向660mm×900km，30亿立方米/年，供北京、天津、河北；西安426mm×480km，8-9亿立方米/年；银川426mm×300km，3-4亿立方米/年。该资源已具备建设第二条东送管道的条件，今后市场主要可能是北京、天津和河北,以及华东地区；塔里木盆地和青海的天然气资源十分丰富，具有较好的开采前景，全盆地天然气地质储量8.4万亿立方米，截止98年底，累计探明储量5千亿立方米。该气源今后主要靠管道经兰州、西安东送，主要市场为长江三角洲地区；
南海天然气资源蕴藏品质最佳，气田储量集中，单井产量大。现
已通过海底管道年输香港29亿立方米，主要用于发电。还有部分天然气送海南岛供三亚的一座100MW燃机电厂和化肥厂使用。虽然南海的资源开发前景看好，但海上天然气开发难度较大，同时在一定程度也受到地缘政治因素的制约。因此，暂不宜进行大规模开发利用； 东海地区的勘探工作一度受一些政策的影响而比较迟慢，但从现
在的工作成果看，资源储量看好。在杭州湾的平湖气田发现部分天然气资源正在供应上海，主要满足城市居民的生活用气。但东海资源的情况与南海情况相近，也暂不宜进行大规模开发利用。
截至2005年底，国土资源部对全国850个油气田的统计数据表
明，相对于世界石油剩余可采储量1770.79×108t,中国位居第12位，