一、引言
　　廣東“珠江三角洲液化天然氣（LNG）利用工程”項目已全面啟動， 與資源方––– 澳大利亞的購銷合同業(yè)已在簽訂中。按計劃， 進(jìn)口LNG將于2006年6月由接受站碼頭—深圳秤頭角氣化，經(jīng)管道送抵廣州，第一期供氣規(guī)模為300萬噸/年。廣州市煤氣公司如何應(yīng)對LNG到穗，與之相關(guān)的一系列問題，如氣源廠生產(chǎn)運行方式的確立，與上游TOP合同的談判，新（LNG管網(wǎng)）、舊管網(wǎng)（現(xiàn)有油制氣管網(wǎng)）的銜接，液化天然氣置換進(jìn)度的控制，管網(wǎng)的調(diào)峰與事故應(yīng)急氣源，資金的籌措方案，用戶的發(fā)展等這些牽涉到企業(yè)可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的關(guān)鍵問題，現(xiàn)在就必須有所考慮。
二、天然氣抵穗后的管網(wǎng)
　　液化天然氣抵穗后，將由兩個管網(wǎng)分別向廣州市區(qū)供應(yīng)燃?xì)?。一個是位于城市中心區(qū)域內(nèi)的現(xiàn)有油制氣舊管網(wǎng)，再一個就是處于城市外圍的、新建立的LNG管網(wǎng)。新網(wǎng)直接使用液化天然氣，隨著LNG用戶的發(fā)展和對舊網(wǎng)用戶的不斷置換，其用戶逐步增加，供氣規(guī)模會愈來愈大。而舊網(wǎng)用氣量則會遞減，直至為零。至此，置換工作宣告結(jié)束，兩管網(wǎng)正式合二為一。
　　因為現(xiàn)有輸配管網(wǎng)在當(dāng)初設(shè)計時已考慮到了天然氣接收時的銜接問題，所以，液化天然氣抵穗后，現(xiàn)管網(wǎng)的運行壓力等級、調(diào)壓裝置等仍將保持不變，只需更換或改裝管網(wǎng)用戶的燃?xì)庥镁摺?br>三、舊網(wǎng)的氣源供給
　　廣州市現(xiàn)有煤氣管網(wǎng)只有一個氣源廠——廣州油制氣廠。為了迎接液化天然氣到來，也出于多使用LNG、降低煤氣生產(chǎn)成本的考慮，氣源廠于2001年底建成了兩套CCR裝置，即輕油制氣裝置，采用常壓循環(huán)催化裂解工藝（UGI-CCR法），對LNG原料進(jìn)行改質(zhì)，用以生產(chǎn)適配現(xiàn)有油制氣管網(wǎng)的改質(zhì)氣。目前使用的原料為LPG。
　　分析CCR裝置的調(diào)試數(shù)據(jù)： 若以LNG作原料，正常情況下，兩臺爐的改質(zhì)氣產(chǎn)量可達(dá)43.5萬m3/日（處理LNG量為19.5萬m3/日）。必要時，產(chǎn)量還有進(jìn)一步提高的空間，單爐產(chǎn)量可達(dá)26萬m3/日。
　　而用低熱值的改質(zhì)氣與LNG、空氣（AIR）混配，三者比例控制在 37% : 53% : 10%時，混合氣的熱值、華白數(shù)、燃燒勢等都能符合舊網(wǎng)的燃燒性能要求。按兩套CCR裝置滿負(fù)荷生產(chǎn)計，氣源廠該系統(tǒng)的混氣能力可達(dá)118萬m3/日–––140萬m3/日。具體參數(shù)見下表（一）。

表（一）： “LNG改質(zhì)氣+LNG+AIR”混合氣代替現(xiàn)有管道煤氣的相關(guān)參數(shù)

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數(shù)W 燃燒勢CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LNG 53 10477 9481 13288 41.23 0.8038 LNG改質(zhì)氣 37 3801 3397 5622 113.99 0.5911 AIR 10   　 　 　 1.2927 混合氣 100 6960 6282 8995 60.57 0.7740 原設(shè)計參數(shù) 7088 6471 9453 87.15 0.7269 注：W 偏離-4.85% ； CP偏離-30.50% ?？梢曰Q！

注：廣州煤氣管網(wǎng)的運行數(shù)據(jù)表明，華白指數(shù)偏離原設(shè)計值在-20%以內(nèi)、燃燒勢偏離在-30%以內(nèi)時，兩種燃?xì)饪梢曰Q。
 　　 預(yù)測2006年舊管網(wǎng)全年的日平均用氣量為75萬m3/日，最大日（除夕）供氣量為107萬m3/日?？梢?，氣源廠該系統(tǒng)118萬m3/日以上的生產(chǎn)能力，基本上可以滿足2006年舊網(wǎng)用戶的用氣需求。2007年3月份后，隨著冬季供氣高峰的結(jié)束和對油制氣管網(wǎng)的逐步置換，舊管網(wǎng)的用氣量將會穩(wěn)步下降。氣源廠的生產(chǎn)壓力也隨之越來越小。
 　　為了解決CCR裝置備用不足的問題，氣源廠也正在考慮仿效上海吳淞煤氣制氣有限公司的方案，改造一臺三筒重油蓄熱催化裂解爐，以LPG代替重油作原料（2006年6月后用LNG 作原料），生產(chǎn)適配現(xiàn)有油制氣管網(wǎng)的改質(zhì)氣。據(jù)了解，改造后的每臺爐產(chǎn)量可達(dá)28萬m3/日以上。這樣，氣源廠改質(zhì)氣系統(tǒng)總的混氣能力可達(dá)190萬m3/日以上。供氣可靠性大大提高。此外，應(yīng)急情況下，可以采用“提高出廠煤氣熱值以適配管網(wǎng)燃?xì)庥镁?#8221;的措施來解決產(chǎn)氣量不足的矛盾（具體參數(shù)待實驗確定）。
　　由此可見，LNG抵穗后，氣源廠可以停運成本高、污染嚴(yán)重的重油制氣部分（包括污水、凈化工段）和熱電分廠（化水工段除外），以“LNG改制氣+LNG+AIR”混合氣向舊網(wǎng)供氣，提早對氣源廠人員進(jìn)行分流。換句話說，LNG一到廣州，廣州市的兩個燃?xì)夤芫W(wǎng)就可以立刻全部使用液化天然氣！
四、舊網(wǎng)經(jīng)濟效益
　　推算運行數(shù)據(jù)：LNG改質(zhì)氣的熱效率將為80 %左右。按24 %改質(zhì)、76 %“LNG+AIR”直接摻混考慮，扣除熱損失，1.0 m3 LNG還剩下0.952 m3，可生產(chǎn)6250 kcal/Nm3熱值的混合氣 1.443 m3。如果按 現(xiàn)2.20 元/m3居民用氣售價計算，1.0 m3 的LNG在舊管網(wǎng)的銷售收入為1.443×2.20=3.17 元，而1.0 m3 的LNG在新管網(wǎng)的銷售收入只有2.80 元（可研報告預(yù)測）。
　　除原料成本外，氣源廠生產(chǎn)“LNG改質(zhì)氣+LNG+AIR”混合氣的其它附加費用很少，原因是直接摻混占了大頭。人員少，固定資產(chǎn)折舊也不多。所以，舊管網(wǎng)上2.20元/m3的銷售價格得到的利潤比液化天然氣在新網(wǎng)上2.80元/m3 銷售價格得到的利潤要多。也就是說，屆時，舊網(wǎng)的售氣價格有下調(diào)的空間。整個廣州市的煤氣用戶都會因液化天然氣受益。五、調(diào)峰與備用氣源　
　按合同要求，小時調(diào)峰由下游各城市自行解決。以廣州市煤氣公司現(xiàn)有設(shè)施和條件，選擇好適當(dāng)?shù)恼{(diào)峰方案，完全有能力圓滿解決這一難題。
　　查閱廣州市歷年供氣資料，每日的小時供氣高峰產(chǎn)生于17：00---20：00之間，3小時的供氣量占全天總供氣量的23.6 %，最大小時不均勻系數(shù)Kh=2.3。
 1、“LNG+AIR+LPG”調(diào)峰方案
　　廣州市煤氣管網(wǎng)在城市東、西兩端各建有儲配站一座。其中東儲配站位于氣源廠內(nèi)，干式氣柜儲氣能力為16萬m3，煤氣壓送能力為7.42萬m3/h；西儲配站干式氣柜儲氣能力為15萬m3,煤氣壓送能力為1.92萬m3/h。氣源廠內(nèi)“LPG+AIR”混氣設(shè)施完善，最大混氣能力可達(dá)2.2萬m3/h?！　≡摲桨刚{(diào)峰原則：氣柜采用“谷進(jìn)峰出”的運行方式。調(diào)峰時期，優(yōu)先壓送成本低廉的、由氣柜儲存的LNG氣，不足部分由“LPG+AIR”氣補充。東、西儲配站LNG調(diào)峰量為25萬m3，最大小時調(diào)峰量為6.0萬m3/h，增加儲存、壓送成本約為0.08元/m3左右。
　　按現(xiàn)有設(shè)施計算，管網(wǎng)現(xiàn)已具備的總調(diào)峰能力為35萬m3（氣柜LNG 25萬m3+“LPG+AIR”氣10萬m3）。最大小時調(diào)峰量為8.0萬m3/h以上。預(yù)測管網(wǎng)2010年的LNG供氣量為日均128萬m3/日以下?？梢?，現(xiàn)有的調(diào)峰能力足以滿足2010年前的調(diào)峰要求。再以后，隨著供氣量的加大，可分步在各調(diào)壓站建“LPG+AIR”混氣裝置。
　　值得一提的是：在同等熱值條件下，“LPG + AIR”氣的華白指數(shù)太低，只有8994kcal/Nm3, 偏離LNG華白指數(shù) （13288kcal/Nm3 ） 32.31 %，不能代替LNG調(diào)峰，必須與LNG按比例同時外供，LNG的比例必須在60%以上，即只能用“LPG+AIR+LNG”混合氣調(diào)峰（具體參數(shù)見下表二 ）。 另外， 不通過改質(zhì)，“LNG+AIR”氣不能直接用在油制氣舊管網(wǎng)上。原因是燃燒勢CP太低，只有31.58，達(dá)不到油制氣管網(wǎng)的要求。

 表（二）：      “LPG+AIR”混合氣代替LNG的相關(guān)參數(shù)

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數(shù)W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LPG 36.2 28377 26176 20891 44.17 2.3856 AIR 63.8   　 　 　 1.2927 混合氣 100 10272 9476 8990 37.43 1.6883 LNG 10477 9481 13288 41.23 0.8038 注：W 偏離-32.35%  。不能互換！

“LPG+AIR+LNG”混合氣代替LNG的相關(guān)參數(shù)

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數(shù)W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) LNG 60 10477 9481 13288 41.23 0.8038 LPG 14.5 28377 26176 20891 44.17 2.3856 AIR 25.5   　 　 　 1.2927 混合氣 100 10401 9484 10991 34.42 1.1579 LNG 10477 9481 13288 41.23 0.8038

注：W 偏離-17.29% ； CP偏離-18.49% ?？梢曰Q！

該方案的最大優(yōu)點：充分利用氣源廠現(xiàn)有設(shè)施，不用增加大的投資；方便逐步漸增調(diào)峰能力。缺點：“LPG+AIR”氣成本較LNG高，會相應(yīng)增加成本，且起伏較大。 2、“高壓管線儲存”方案　　該方案最大優(yōu)點在于不附加運行費用，成本低，管線既用于輸配又用于儲存。缺點是一次性投資太大。
　　按華北設(shè)計院的LNG可研報告，廣州市液化天然氣高壓管線長達(dá)110公里，其中Φ711×12.5管線30公里，Φ508×10管線80公里，幾何容積2.61萬m3。非調(diào)峰期，高壓管線運行壓力為5.0 MPa，調(diào)峰時期，壓力逐步下降，最低至1.0 MPa（中壓管網(wǎng)壓力仍保持0.2 MPa不變），以此來調(diào)峰。最大調(diào)峰量合計為104萬m3。再不足時，則由氣柜LNG補充。

  3、“液相LNG”方案
　　LNG由液相變?yōu)闅庀?，體積擴大600倍。而廣州地區(qū)高溫天氣多，LNG氣化容易；再加上離深圳近，交通方便，運輸成本低。所以，考慮“通過汽車或火車將液相LNG從深圳運來廣州儲存，高峰期氣化用以調(diào)峰”不失為一個好主意。
　　此方案的缺點也是一次性投資太大。但是，若將推廣液相LNG汽車與煤氣管網(wǎng)調(diào)峰和事故備用氣源一起來綜合考慮，應(yīng)該說是一個很有價值的想法。
　　據(jù)了解，一臺600m3的LNG低溫貯罐投資約為400萬元人民幣，氣化后的LNG體積則高達(dá)36萬m3。在城市多個地段，分別建一些集LNG汽車加氣和煤氣管網(wǎng)調(diào)峰于一身的加氣站，除開展汽車加氣業(yè)務(wù)外，晚供氣高峰時，液相LNG通過空溫式氣化器或水浴式氣化器氣化對管網(wǎng)進(jìn)行調(diào)峰；長輸管線事故時，作為備用氣源起應(yīng)急作用
　　LNG汽車加氣是一個很有前景的項目。據(jù)悉，小車加滿一瓶液相LNG，可跑500公里以上，較之LPG汽車和CNG汽車，它分別具有價格低廉和行駛路程遠(yuǎn)的優(yōu)勢。
 4、“調(diào)峰與事故備用氣源”綜合方案
　　專門投資建設(shè)一個大型事故備用氣源廠似乎沒有必要，但完全不考慮應(yīng)急措施也不可取。根據(jù)廣州燃?xì)獾膶嶋H情況，建議以現(xiàn)有氣源廠作為基地，將調(diào)峰、事故備用氣源、液相LNG汽車、CNG汽車、液相LNG外銷經(jīng)營、三產(chǎn)、人員安置等作為一個系統(tǒng)工程來考慮。 A、利用氣源廠，包括LPG罐裝廠已有的液化石油氣儲存設(shè)施、氣化裝置、管線、氣柜、煤氣壓縮機、鐵路專用線、場地等，增建LNG低溫貯罐及設(shè)施，形成一個有一定規(guī)模的備用氣源廠。正常情況下，用于液相LNG外銷、城市各加氣站LNG轉(zhuǎn)運、管網(wǎng)調(diào)峰；長輸管線事故時，與高壓管線、東、西站氣柜、  煤氣壓縮機、“LPG+AIG”混氣設(shè)施及遍及市區(qū)的各加氣站一道，起應(yīng)急供氣作用。 B、各加氣站都增設(shè)空溫式氣化器系統(tǒng)，除開展汽車加氣業(yè)務(wù)外，必要時，還承擔(dān)調(diào)峰和應(yīng)急供氣任務(wù)。 C、利用公司的運輸能力，及早介入LNG運輸業(yè)務(wù)，調(diào)整思路，搶占市場。LNG到來后，整個珠江三角洲LPG市場會受到較大的沖擊。LNG管線暫時沒法到達(dá)的小城鎮(zhèn)、房地產(chǎn)住宅小區(qū)、工礦企業(yè)、度假村等，都會轉(zhuǎn)為使用有價格優(yōu)勢的LNG，其運輸市場前景廣闊。 D、液相LNG運輸成本（深圳至廣州）約為0.10元/m3,扣除管輸和氣化費用0.05元/m3外，其抵穗成本可能會略高于門站LNG價格，但沒有計量誤差。而LNG在氣化過程中，溫度由-150℃左右升至常溫，要釋放大量的冷量，盡可能利用這些冷量建冷庫、滑冰場，用作夏季中央空調(diào)等，其冷量的綜合利用不僅降低生產(chǎn)成本，產(chǎn)生效益，還可以帶動一批相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。 E、調(diào)峰及備用氣源廠、眾多的LNG和CNG加氣站、還有面向管網(wǎng)以外地區(qū)的LNG營銷部門，可以通過擴大業(yè)務(wù)來安置一部分富余人員。
六、用戶發(fā)展
1、提早發(fā)展天然氣用戶　
　2006年天然氣抵穗之前，用83 %的現(xiàn)有管道煤氣（“油制氣+CCR氣+煉廠氣+LPG+AIR”混合氣、熱值：6250kcal/m3）與17 %的LPG氣摻混，其燃燒特性完全可以與未來的液化天然氣（LNG，12T燃?xì)忸悾┮恢隆＞唧w參數(shù)見下表（三）。 
      表（三）：  “現(xiàn)有管道煤氣+ LPG”混合氣代替LNG的相關(guān)參數(shù)

　　　　項目氣源 比例 高位熱值 低位熱值 華白指數(shù)W 燃燒勢 CP 氣體密度 (%) (kcal/Nm3) (kg/Nm3) 現(xiàn)有管道煤氣 83 6678 6059 8039 69.74 0.8923 LPG 17 28377 26176 20891 44.17 2.3856 混合氣 100 10367 9478 11011 60.90 1.1461 12T天然氣參數(shù)   　 11495--13796 36—88   注：W 偏離-4.21%  ?？梢曰Q！

　　基于這一結(jié)論，在未來幾年中，我們完全可以在具備條件、且規(guī)模較大的成片小區(qū)或者向城市外圍延伸的新干管沿線，大量發(fā)展天然氣用戶，提早讓其使用天然氣（現(xiàn)有管道煤氣+LPG，即代天然氣）。這樣，既不影響LNG到來前的用戶發(fā)展，又可避免燃?xì)饩叩母鼡Q問題。氣源廠通過上馬應(yīng)急氣源項目和CCR裝置，氣源生產(chǎn)能力得到了較大提升，近幾年的氣源供應(yīng)是有保障的。 2、大力發(fā)展公建、商業(yè)、公福、工業(yè)用戶　　廣州市燃?xì)馐聵I(yè)起步晚，管網(wǎng)用戶中，比例分布不合理，居民用戶占95%以上，用氣曲線不平穩(wěn)，小時不均勻系數(shù)起伏較大。所以，急須大力發(fā)展公建、商業(yè)、公福、工業(yè)用戶，以“削峰平谷”?！　τ谟脷饬看蟮目蛻簦貏e是用氣量平穩(wěn)的工業(yè)用戶，在價格上要給予傾斜政策。LNG到來前后，應(yīng)該花一定代價吸引一大批這樣的用戶進(jìn)管網(wǎng)，要大力推廣燃?xì)忮仩t、燃?xì)饪照{(diào)，哪怕是售價只略高于現(xiàn)管道煤氣變動成本。這類用戶起到的“平谷”作用，公司理應(yīng)用讓利的形式給予回報。眾所周知，天然氣產(chǎn)業(yè)具有典型的規(guī)模效益特征，規(guī)模出效益！廣州煤氣管網(wǎng)的經(jīng)營規(guī)模還有很大的空間。要加倍努力才行。
 3、積極推廣液LNG、CNG汽車
　　液相LNG、CNG汽車是一個值得推廣的項目。隨著國家對環(huán)境保護的日益重視，政府對LNG、CNG汽車扶持力度會越來越大，燃油稅的正式施行，將會使LNG、CNG汽車出現(xiàn)實質(zhì)性進(jìn)展。煤氣公司經(jīng)營具備調(diào)峰功能的LNG、CNG加氣站是有較大優(yōu)勢的。
 4、拓展廣州市周邊市場　
　如前所述，因為LNG較LPG、柴油、甚至重油來，有無可比擬的價格優(yōu)勢，再加上它氣化容易（使用空溫式氣化器，不需外加能源），運行成本低，貨源有保障，價格恒定。所以，LNG到來后，即便是對LNG管網(wǎng)不能覆蓋地區(qū)的沖擊也是不小的。廣州市區(qū)周邊的白云、芳村、從化、花都、番禺、增城、南海、順德、中山等地，一切使用LPG、柴油的地方，都存在無數(shù)的商機。
　　煤氣公司要利用自身的優(yōu)勢，如實力雄厚、國有品牌、運輸儲存能力、安全技術(shù)能力、設(shè)計施工能力等，迅速去占領(lǐng)、拓展市場，擴大份額。
七、置換與進(jìn)度控制
　　考慮到天然氣置換工作的難度及舊管網(wǎng)經(jīng)濟效益與新網(wǎng)不相上下這兩大因素，加之置換進(jìn)度并不影響LNG的使用量，建議對舊網(wǎng)用戶的置換不要強求進(jìn)度，應(yīng)根據(jù)公司的人力、物力穩(wěn)妥進(jìn)行，具備條件一片就置換一片，不一定非得要在五年之內(nèi)完成。避免對公司的人力、資金安排構(gòu)成太大壓力。但是，第一年的置換進(jìn)度一定要加快，以減輕氣源廠的生產(chǎn)壓力。第二年開始，置換進(jìn)度可以放緩，工作重點轉(zhuǎn)為發(fā)展LNG新用戶，目的是擴大經(jīng)營規(guī)模。另外，置換期內(nèi)，仍舊可以發(fā)展舊管網(wǎng)用戶。
八、購銷合同
　　按預(yù)測的供氣量計算：2006年全年，廣州市煤氣公司新、舊管網(wǎng)需要使用的天然氣量合計為24016萬m3/年（19.3萬噸/年），不存在起步時的漸增期問題。對于上游公司來說，我們無疑是一個優(yōu)質(zhì)客戶。此外，2012年以前，公司管網(wǎng)的調(diào)峰能力有富余，可以為上游公司分擔(dān)部分調(diào)峰任務(wù)。再加上廣州市場容量大，離深圳距離近等優(yōu)勢，使得我們有條件向上游公司提出與發(fā)電廠相當(dāng)?shù)腖NG價格優(yōu)惠要求。事實上，廣州煤氣管網(wǎng)經(jīng)過十多年的運行，生產(chǎn)計劃、調(diào)度方面積累了豐富的經(jīng)驗，對供氣量的預(yù)測、生產(chǎn)計劃的制定，有了一套完整的、科學(xué)的方法，每年的年度生產(chǎn)量計劃基本上都是準(zhǔn)確的。這使得我們有信心預(yù)測較為準(zhǔn)確的LNG購入量，有能力嚴(yán)格執(zhí)行“照付不議（TAKE  OR  PAY）”合同?！　『灦═OP合同時，建議將管網(wǎng)用氣、LNG、CNG汽車加氣、LNG經(jīng)營業(yè)務(wù)綜合起來考慮，總訂購量略小于上述三者之和。差額由氣源廠調(diào)峰氣源和經(jīng)營業(yè)務(wù)來平衡。
九、資金投入
　　企業(yè)的最終目的是經(jīng)濟效益，追求的是利潤最大值。面對天然氣管網(wǎng)的巨大投入，建議采用“突出重點、分步投入”投資策略，尋求“局部虧損、整體盈利、穩(wěn)妥收益”的效果。
　　按華北設(shè)計院的可研報告結(jié)論，LNG新管網(wǎng)建設(shè)資金高達(dá)23億人民幣（若100%計入破路賠償費則為32.5億人民幣），資金投入期為8年，自2003年開始至2010年結(jié)束。其中高壓管線投資2.9億，中壓管線6.1億，用戶供氣系統(tǒng)3.5億。資金籌措方案為：政府注資6.8億。企業(yè)自籌7.3億。銀行貸款9.0億。測算結(jié)果表明，2010年前，煤氣公司整體處于虧損狀態(tài)。
　　先且不說政府注資和銀行貸款有無可能，就算可能，企業(yè)要自籌7.3億，難度也不小。再加上巨額的貸款，企業(yè)承受的債務(wù)負(fù)擔(dān)也是不輕的。何況政府注資幾乎沒有可能，有可能的是引入外來資本。
　　不管怎么樣，無論資金來自何方，企業(yè)都是以贏利為目的的。這就要求資金投入計劃必須與用戶發(fā)展速度相適應(yīng)，即用戶發(fā)展速度緊密跟蹤管網(wǎng)建設(shè)進(jìn)度。資金投入速度太快，用戶發(fā)展速度跟不上，造成不必要的浪費；若管網(wǎng)建設(shè)滯后于用戶發(fā)展，勢必影響企業(yè)的生存和發(fā)展。這就要求我們把握好新建高中壓管線的走向，準(zhǔn)確預(yù)測管線沿途用戶發(fā)展速度，管線建設(shè)進(jìn)度要與企業(yè)資金狀況和用戶發(fā)展速度相適應(yīng)?！　V州市的城市建設(shè)格局與外地有所不同，人口均集中在中心區(qū)域的舊網(wǎng)范圍內(nèi)。而規(guī)劃中的LNG新網(wǎng)的高中壓管線，均敷設(shè)在城市外圍的人口稀松地區(qū)。北部地區(qū)的兩個調(diào)壓站附近、高壓管線及大量的中壓管線沿途，近幾年的用戶是極為有限的。能不能放緩部分用戶較少的高中壓管線的建設(shè)速度，將有限的資金投放在急需的地方，確保公司每年都保持贏利呢?
 　　按目前的管理水平測算，天然氣抵穗后的2007年，舊網(wǎng)的年利潤可達(dá)8000萬元以上。
 1、建議根據(jù)舊網(wǎng)每年的利潤額，適當(dāng)籌措部分資金，量力而行的安排天然氣新網(wǎng)建設(shè)進(jìn)度。盡量“少貸緩?fù)?、晚貸晚投”，避免因沉重的債務(wù)負(fù)擔(dān)而導(dǎo)致公司虧損。 2、建議考慮推遲東北部地區(qū)的原LNG高壓管線和部分調(diào)壓站的建設(shè)，緩解公司的資金壓力。將廣源路中壓管線與舊網(wǎng)剝離，使其成為LNG專用中壓管線，以此建立LNG新管網(wǎng)，發(fā)展和置換廣源路沿途及北部地區(qū)的用戶。必要時，舊網(wǎng)運行壓力可以提高至0.2 M Pa 。 3、建議廣州市的用戶置換線路調(diào)整為：順廣源路中壓管線沿途自東而西開始進(jìn)行，再由舊網(wǎng)自西而東回至氣源廠結(jié)束。置換進(jìn)度視氣源廠 生產(chǎn)壓力和人力、經(jīng)濟性等而定。 4、建議采用“發(fā)展用戶第一，置換工作第二”的策略。緊緊抓住用戶發(fā)展這一中心工作，千方百計擴大經(jīng)營規(guī)模。
十、人員安置
 1、燃?xì)鈴臉I(yè)人員的定額　
　可研報告中，重組后的“廣州天然氣有限責(zé)任公司”定員1500人。但縱覽國外天然氣企業(yè)，較先進(jìn)的指標(biāo)是人均處理天然氣量 164萬m3/年.人，一般性指標(biāo)也能達(dá)到  80萬m3/年.人。照此推算，天然氣公司2007年需要的人數(shù)不到400人。隨著WTO的加入、外來資本的進(jìn)入，改革必定會走向深入，人員多的壓力會凸現(xiàn)出來。不光是氣源廠，液化氣公司、管網(wǎng)分公司、其他三產(chǎn)單位都同樣面臨此問題。對此，必須要有思想準(zhǔn)備。
 2、氣源廠原廠區(qū)利用
　　氣源廠最終會變?yōu)檎{(diào)壓站、調(diào)峰（備用氣源）廠，定員只有幾十人。而2006年下半年停運熱電分廠和重油制氣部分后，氣源廠可能會有500人富余，人員安置問題現(xiàn)在就必須有所考慮。利用氣源廠的廠區(qū)，水、電、鐵路專用線、重油管線等，可以考慮建發(fā)電廠、化工廠等，安置富余人員，這是一個思路。氣源廠這塊地用于建工廠，條件是很優(yōu)越的。也可以根據(jù)其交通便利、占地面積大、消防設(shè)施齊全的特點，來發(fā)展倉儲業(yè)。
 3、發(fā)展與LNG產(chǎn)業(yè)相聯(lián)的第三產(chǎn)業(yè)
　　富余人員安置的另一條出路是擴展與LNG產(chǎn)業(yè)相聯(lián)的第三產(chǎn)業(yè)，實現(xiàn)以“主業(yè)發(fā)展帶動輔業(yè)、輔業(yè)促進(jìn)主業(yè)，主業(yè)輔業(yè)同步發(fā)展”的發(fā)展戰(zhàn)略。
　　建議：A、組織力量，提早對天然氣燃?xì)庥镁弋a(chǎn)品進(jìn)行研制與開發(fā)、搶先占領(lǐng)整個珠三角天然氣市場。
　　　　　B、設(shè)立一個規(guī)范的、高服務(wù)水準(zhǔn)的燃?xì)饩呔S修、服務(wù)中心。
　　再一個措施就是前已述及的液相LNG汽車、CNG汽車加氣站業(yè)務(wù)的推廣及對廣州市周邊地區(qū)的燃?xì)馐袌龅恼碱I(lǐng)。眾所周知，天然氣產(chǎn)業(yè)市場廣闊，廣州地區(qū)尤為如此！