油气改革落地在即管网独立先行
虽然油气体制改革方案还未全面下发，但作为重头戏的管网独立已先动了起来。《经济参考报》记者了解到，日前有关部门已经成立12个工作组，分赴多地全面启动管输企业定价成本监审工作，后续将研究制定天然气干线管道价格，加快规范省级以下管网定价。
这只是第一步。按照即将出台的油气体制改革方案，未来要对相关管道投资、建设、运营、收费等标准进行统筹设计，分步推进国有大型油气企业的干线管网独立，组建国有控制、多主体的油气管网公司，省级管网要统筹规划，促进互联互通。
在众多业内人士看来，这一版本相对“温和”，但落实起来难度并不小。作为配套文件，目前相关部门正在研究制定管网设施独立、公平开放等方面的细则办法。而“三桶油”也加速谋划备战，推进管道资产剥离等工作。
按照国家对能源领域改革的总体部署，油气体制改革从2014年就已经开始酝酿，2015年年底才形成初稿，之后因分歧较大经历数次修改。“方案已经获通过，发布实施指日可待。”国家发改委副主任、国家能源局局长努尔·白克力两会期间接受《经济参考报》记者专访时称。而有参与方案制定的业内人士透露，目前该方案已下发到地方一定层级，听取意见后再全面发布。
“改革重在完善机制，首先是中游实现管网独立，因为管网不独立，市场化是永远做不到的。”
中国石油(7.580, -0.02, -0.26%)大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成表示。中国石油规划总院专家郭海涛、韩景宽也撰文指出，促进管网设施独立，并向第三方公平开放将是改革的 最大亮点。目前我国天然气管网第三方准入程度并不高，有来自上游经营主体垄断准入的要求，有来自中游管网设施互联互通不足、输送能力有限的短板限制，有来 自下游市场“长协”消纳困难的客观现实，也有配套法律法规不健全、缺少可操作性实施细则和准入条件标准等制度方面的原因。
据了解，当前我国油气中游输配环节仍高度集中在中石油、中石化和中海油三大国有石油公司手中，分别占到85%、8%和5%。在保证国际长约和自己销售利益的情况下，“三桶油”天然不具备开放基础设施的积极性。
在此之下，成立独立的国家管网公司曾是本轮油气体制改革的最大关注点。不过最后的思路较为温和，提出改革油气管网运营体制，提高企业运输和公平服务能力， 实现油气管网独立，但有一个分步走的过程。首先是明确管输价格，在油气企业内部先实现管输业务的相对独立，和上下游分离，研究制定相关办法保证第三方公平 接入。其次将管网公司彻底从油气企业独立出来，允许油气生产企业继续保留一定的非战略性管道和分支管道，但要独立核算。最后时机成熟后，组建国有控股、多 主体、多样化的油气管网公司。
除了干线管网，省级管网也是改革的一个重要领域。当前我国油气管网管理体制复杂，从干线到用户终端，还包括省级管网、市管网和城市燃气管网等多个中间环 节，层层加价。如某省门站气价为2.18元，但下游工业用户气价4.37元，中间环节增幅超过100%。而且管网基本都是独立操作运行，相互之间未能实现 充分有效的互联互通。
“现行管网管理体制下价格很难传导，销售价格下不来，跟替代能源没有竞争，消费量也上不去。而且，很多省级管网都是靠天然气销售加成来赚钱，很难对第三方 开放。未来要剥离销售业务、实现省级管网独立，并且统筹规划，实现互联互通。”一位参与改革的业内人士告诉《经济参考报》记者。
第一步已然迈出。去年10月份以来，国家发改委陆续发布8个文件直指输配体制改革和第三方准入两大核心焦点，并在今年全面启动管道运输企业定价成本监审工 作，制定和调整天然气管道运输价格，国家能源局下属山东能源监管办、西北能源监管局等也对辖区内油气管网设施公平开放情况进行摸底调查，出台措施推进。
“一定要有公开、公平的管输定价办法;同时也应建立起成本监审制度。这不只是天然气定价市场化的需要，也是加强天然气管网建设的需要，更是成功推进油气改革方案落地的基础。” 中国国际经济交流中心研究员景春梅表示。
而中石化、中海油和中石油先后公告公开油气设施信息，并且以不同形式加快自身改革的步伐。
不过，郭海涛、韩景宽在文章中坦言，待油气体制改革总体方案落地后，各相关方还有一场“硬仗”需要打。上述参与改革的业内人士也表示，目前在细则的制定中，各方还存在很多争议。与干线管网相比，省级管网的改革难度更大。
国内首个乙烯烟气脱硝系统在镇海炼化投用
中国石化报
4月25日，镇海炼化乙烯裂解装置大型双炉膛气体裂解炉环保试点提升治理项目——烟气脱硝系统成功投用，裂解炉排放烟气氮氧化物含量降低40%以上，成为国内首家在乙烯裂解炉成功投用的企业。投用后，氮氧化物排放浓度控制在70毫克/立方米以下，远优于国家要求今年7月达到的100毫克/立方米标准。
氮氧化物排放是大气污染治理的重点内容。7月1日，国家将施行烟气排放新标准，敏感地区加热炉氮氧化物排放量要求小于100毫克/立方米。全国的乙烯裂解炉基本都要通过改造才能达到新要求。目前业内通行的手段是改造乙烯裂解炉火嘴，但方案并不成熟。
镇海炼化乙烯裂解双炉膛气体裂解炉是新增设备，在建设之初，镇海炼化就与抚研院等单位合作，尝试将炼油催化脱硝技术应用在乙烯装置中，环保试点提升治理项目与气体裂解炉同期建设。2016年6月，气体裂解炉建成投用，环保试点提升治理项目也建成完工，2017年初，烟气脱硝系统完成催化剂装填。
乙烯裂解炉烟气脱硝工艺技术由中国石化工程建设公司（SEI）和抚顺石油化工研究院共同研发。通过向对流段烟气中喷入氨气，经催化剂床层的催化还原作用，将裂解炉烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，从而达到降低烟气中氮氧化物的目的。
虽然油气体制改革方案还未全面下发，但作为重头戏的管网独立已先动了起来。《经济参考报》记者了解到，日前有关部门已经成立12个工作组，分赴多地全面启动管输企业定价成本监审工作，后续将研究制定天然气干线管道价格，加快规范省级以下管网定价。
这只是第一步。按照即将出台的油气体制改革方案，未来要对相关管道投资、建设、运营、收费等标准进行统筹设计，分步推进国有大型油气企业的干线管网独立，组建国有控制、多主体的油气管网公司，省级管网要统筹规划，促进互联互通。
在众多业内人士看来，这一版本相对“温和”，但落实起来难度并不小。作为配套文件，目前相关部门正在研究制定管网设施独立、公平开放等方面的细则办法。而“三桶油”也加速谋划备战，推进管道资产剥离等工作。
按照国家对能源领域改革的总体部署，油气体制改革从2014年就已经开始酝酿，2015年年底才形成初稿，之后因分歧较大经历数次修改。“方案已经获通过，发布实施指日可待。”国家发改委副主任、国家能源局局长努尔·白克力两会期间接受《经济参考报》记者专访时称。而有参与方案制定的业内人士透露，目前该方案已下发到地方一定层级，听取意见后再全面发布。
“改革重在完善机制，首先是中游实现管网独立，因为管网不独立，市场化是永远做不到的。”
中国石油(7.580, -0.02, -0.26%)大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成表示。中国石油规划总院专家郭海涛、韩景宽也撰文指出，促进管网设施独立，并向第三方公平开放将是改革的 最大亮点。目前我国天然气管网第三方准入程度并不高，有来自上游经营主体垄断准入的要求，有来自中游管网设施互联互通不足、输送能力有限的短板限制，有来 自下游市场“长协”消纳困难的客观现实，也有配套法律法规不健全、缺少可操作性实施细则和准入条件标准等制度方面的原因。
据了解，当前我国油气中游输配环节仍高度集中在中石油、中石化和中海油三大国有石油公司手中，分别占到85%、8%和5%。在保证国际长约和自己销售利益的情况下，“三桶油”天然不具备开放基础设施的积极性。
在此之下，成立独立的国家管网公司曾是本轮油气体制改革的最大关注点。不过最后的思路较为温和，提出改革油气管网运营体制，提高企业运输和公平服务能力， 实现油气管网独立，但有一个分步走的过程。首先是明确管输价格，在油气企业内部先实现管输业务的相对独立，和上下游分离，研究制定相关办法保证第三方公平 接入。其次将管网公司彻底从油气企业独立出来，允许油气生产企业继续保留一定的非战略性管道和分支管道，但要独立核算。最后时机成熟后，组建国有控股、多 主体、多样化的油气管网公司。
除了干线管网，省级管网也是改革的一个重要领域。当前我国油气管网管理体制复杂，从干线到用户终端，还包括省级管网、市管网和城市燃气管网等多个中间环 节，层层加价。如某省门站气价为2.18元，但下游工业用户气价4.37元，中间环节增幅超过100%。而且管网基本都是独立操作运行，相互之间未能实现 充分有效的互联互通。
“现行管网管理体制下价格很难传导，销售价格下不来，跟替代能源没有竞争，消费量也上不去。而且，很多省级管网都是靠天然气销售加成来赚钱，很难对第三方 开放。未来要剥离销售业务、实现省级管网独立，并且统筹规划，实现互联互通。”一位参与改革的业内人士告诉《经济参考报》记者。
第一步已然迈出。去年10月份以来，国家发改委陆续发布8个文件直指输配体制改革和第三方准入两大核心焦点，并在今年全面启动管道运输企业定价成本监审工 作，制定和调整天然气管道运输价格，国家能源局下属山东能源监管办、西北能源监管局等也对辖区内油气管网设施公平开放情况进行摸底调查，出台措施推进。
“一定要有公开、公平的管输定价办法;同时也应建立起成本监审制度。这不只是天然气定价市场化的需要，也是加强天然气管网建设的需要，更是成功推进油气改革方案落地的基础。” 中国国际经济交流中心研究员景春梅表示。
而中石化、中海油和中石油先后公告公开油气设施信息，并且以不同形式加快自身改革的步伐。
不过，郭海涛、韩景宽在文章中坦言，待油气体制改革总体方案落地后，各相关方还有一场“硬仗”需要打。上述参与改革的业内人士也表示，目前在细则的制定中，各方还存在很多争议。与干线管网相比，省级管网的改革难度更大。
国内首个乙烯烟气脱硝系统在镇海炼化投用
中国石化报
4月25日，镇海炼化乙烯裂解装置大型双炉膛气体裂解炉环保试点提升治理项目——烟气脱硝系统成功投用，裂解炉排放烟气氮氧化物含量降低40%以上，成为国内首家在乙烯裂解炉成功投用的企业。投用后，氮氧化物排放浓度控制在70毫克/立方米以下，远优于国家要求今年7月达到的100毫克/立方米标准。
氮氧化物排放是大气污染治理的重点内容。7月1日，国家将施行烟气排放新标准，敏感地区加热炉氮氧化物排放量要求小于100毫克/立方米。全国的乙烯裂解炉基本都要通过改造才能达到新要求。目前业内通行的手段是改造乙烯裂解炉火嘴，但方案并不成熟。
镇海炼化乙烯裂解双炉膛气体裂解炉是新增设备，在建设之初，镇海炼化就与抚研院等单位合作，尝试将炼油催化脱硝技术应用在乙烯装置中，环保试点提升治理项目与气体裂解炉同期建设。2016年6月，气体裂解炉建成投用，环保试点提升治理项目也建成完工，2017年初，烟气脱硝系统完成催化剂装填。
乙烯裂解炉烟气脱硝工艺技术由中国石化工程建设公司（SEI）和抚顺石油化工研究院共同研发。通过向对流段烟气中喷入氨气，经催化剂床层的催化还原作用，将裂解炉烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，从而达到降低烟气中氮氧化物的目的。