兰州市的lng加气站的具体位置_百度知道
兰州市的lng加气站的具体位置
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LNG加气站投资如何选择最佳模式？
　　1、LNG加气站发展现状
　　LNG加气站是车用天然气的一种主要供应方式。近年来， 我国LNG产业实现了快速发展，LNG在满足传统调峰用气、工业用气需求之外，逐渐成为一种交通替代能源。LNG作为车用燃料具有安全环保和经济性的优势，LNG汽车的优势和前景已得到业内的普遍认可，LNG作为燃料的经济性成为其发展的源动力。
　　此外，&十二五&期间，国家政策持续支持天然气发展，资源供应紧张将得到根本缓解，主干网、城市燃气管道、LNG调峰站等基础设施战略布局日益完善，天然气汽车推广应用和LNG加气站的建设呈现快速发展的局面。LNG加气站主要运营方包括中国石油、中国石化、中国海油、新疆广汇及新奥集团等企业。LNG加气站网络化建设是实现LNG汽车大规模推广应用的关键条件。
　　据统计，我国已投产的LNG加气站仅300多个， 远不能适应LNG汽车交通运输发展的需要。
　　目前，全国LNG加气站以&星点布局、链式布局&为主，全国网络并未形成。西北、华南、华北三地分布最为密集，2012年占全国总数的64%。鉴于发展LNG加气站需要充沛的气源支撑，因此华北、西北国产LNG工厂聚集地、华南LNG接受站附近均为加气站分布数量较多的区域。
　　2、LNG加气站运营模式分类研究
　由于液化模式和技术等的不同，LNG加气站相比传统的汽柴油加油站的类型更加多样化。一个成功的LNG车用燃料基础设施商业模式需要多个环节的相互配合，并且确保技术是适用的，成本是最低的，可以在实践中进行推广。
　　2.1 传统分类方式
　　国内文献中，存在下列几种分类方式。
　　第一，按照LNG加气站建站方式， LNG加气站可分成标准式加气站和撬装式加气站。
　　第二，按照可加气车辆类型，LNG为气源建设的汽车加气站可分为LNG加气站、L/CNG加气站和L-CNG加气站3 类。
　　第三，按照加气模式，把LNG加气站分为LNG储罐式加气站（LNGF加气站）、LNG液化机式加气站（LNGR加气站）和LCNG三种。
　　第四，还有一种分类方式，是将前几种分类标准结合起来对LNG加气站进行分类（见表）。可分为固定式LNG加气站、固定式L-CNG加气站、固定式LNG、L-CNG加气合建站、撬装式LNG加气站和简单移动式LNG加气站。
　　总体来讲，LNG加气站分类方式标准不同，但是以上几种分类相对简单，只从LNG加气站这一环节进行分类。LNG车用燃料市场的产业链包括原料气提取、液化、配送、加注和在车辆中的使用等众多环节，仅从LNG加气站这一环节进行分类，并不能从根本上区别不同LNG加气站的运营特点。比如LNG加气站的原料气来源和液化模式等直接决定了LNG的成本和LNG加气站的经济性，因此对LNG加气站运营模式的分类必须考虑LNG的液化模式。
　　本文借鉴了美国关于LNG车用燃料市场基础设施运营模式的分类方式，从LNG车用加注市场全产业链的角度将LNG加气站的运营模式分为六种：管道气专用液化模式及调峰液化模式、减压液化模式、脱氮装置和气体分离设备模式、生物气模式、现场小型液化模式和进口终端模式。
　　2.2 基于全产业链的分类方式
　　2.2.1 管道气专用液化模式及调峰液化模式
　　管道气专用液化模式是指专门建造一个以管道气作为原料气的液化站制造车用LNG。LNG调峰站的液化器的工作原理与专用模式的液化器类似，但用于满足家庭冬季取暖需求。因此，只有有限的一小部分调峰容量可用于制造LNG车用燃料 。
　　2.2.2减压液化模式
　　考虑到天然气输送过程的经济性，大多数输送管道都采用了高压输送，高压天然气到达城市门站后，需要通过调压站调压后才能进入城市管网供用户使用。城市门站采用透平膨胀机进行调压，调压过程中压力减小，温度降低，产生大量高品质的压力能和冷能。完全可以将其用于液化一部分天然气生产LNG。
　　2.2.3脱氮装置和气体分离设备模式
　　脱氮装置(NRUS)和气体分离设备(GSPS)可以提供数量有限但相对廉价的天然气。NRUS是为了减少从井口生产的天然气的氮含量，以达到符合管道气的规格要求。GSPS，也被称为天然气液化装置或天然气脱离设施，可以从天然气中分离乙烷、丙烷、丁烷和较重的烃类，以便增加甲烷的含量，满足管道输送的规格要求，更好地销售这些气体。
　　NRUS与GSPS通常采用低温分离过程，这个技术可以进行适当的改革来共同生产LNG车辆燃料。为了生产LNG除了需要对气体处理设备进行小的调整之外，NRUS与GSPS通常还需要安装LNG储罐和槽车装卸设施。尽管NRUS与GSPS通常是为不同的目的建造的，气体处理过程也不同，但它们在LNG供应链中的作用是类似的。使用NRUS与GSPS的路径如图3所示。
　　2.2.4生物气模式
　　用生物气包括垃圾填埋气体(LFG)和沼气等生产LNG，具有显著的温室气体减排效应，而且公众也非常乐于接受这种模式，有可能吸引到政府投资。所以，用生物气生产LNG的模式应该是LNG车用燃料运营模式组合中的一种。
　　图展示了用生物气生产LNG的路径。生物气的主要来源是垃圾填埋气和沼气。许多高流量的生物气的来源如大型垃圾填埋场，已经用于包括发电等其他目的。所有的生物气的来源都含有高浓度的二氧化碳(例如垃圾填埋气通常含50%的C02)、水，硫化合物和惰性气体。
　　2.2.5现场小型液化模式
　　现场小型液化装置通过将液化和加注装置集成来消除LNG的运输成本。如果LNG的原料气来自于当地天然气经销商的管道天然气，那么这种LNG供应模式类似于最常见的现有CNG汽车燃料的基础设施。小型液化器可以满足当地的需求。
　　2.2.6进口终端模式
　　在美国，部分作为运输燃料的LNG来自干进口LNG的接收站。但是，它作为LNG汽车燃料却面临一些挑战：LNG进口终端位于或靠近海岸，而且通常不在城市中心，北美的进口终端接收的LNG的乙垸含量往往超过天然气发动机制造商的规格要求，不是所有的LNG进口终端都有储罐卡车装卸设施。
　　由于最近的北美页岩气革命的出现，天然气供应大幅上升、价格下降，以及当地居民的关注，因此在北美建造新的LNG终端的兴趣已经下降。
　　3、LNG加气站运营模式的经济性分析
　　3.1原料气成本
　　LNG车用燃料存在三种不同的原料气，分别是井口气、管道气和生物气。六种运营模式中，专用液化模式、减压液化模式、现场小型液化模式和进口终端模式的原料气是管道气。脱氮装置和气体分离设备的原料气是井口气。生物气模式中，原料气的成本便宜得多，甚至是零。但是零成本的原料气并不是总能够实现的，取决于拥有和运营垃圾填埋场的实体与生产和出售的LNG实体的关系。
　　在管道气来源中，来自于进口终端的LNG的成本比较低，因为它的原料气来自海外低成本的液化厂。在过去的五年中，美国LNG进口价格与国内井口价格变化基本一致，存在小于1美元/MBtu（0.07美元/gal）的价差。其价格差远低于天然气的液化成本，即使包括进口LNG的净化、储存和卡车装卸设施等附加费用也是如此。
　　3.2升级改质成本
　　在液化和配送前，不同的原料气（井口、管道和生物气）需要不同程度的改质升级。在液化前，所有的原料气需要一定量的预处理以除去二氧化碳(CO2)、水、高浓度的硫化物、重质烃和其他污染物。井口气可能包含大量的水、氮和重质烃。管道天然气尽管没有这些污染物，但含有硫醇，作为运输燃料的LNG必须去除硫醇。生物气需要特别处置，因为它含有很高的CO2（通常在40-60%之间），有时可能含有某些化合物会对天然气发动机产生破坏性影响或导致有毒废气物的排放。对于低产量的天然气液化装置生产的改质升级可能是非常昂贵的（例如生物气生产装置）。生物气作为原料气本身可能是不经济的，但是由于它的减排效果明显，所以它的经济社会效应还是很高的。因此，作为LNG的原料气，生物气的改质升级成本最昂贵，而管道气最便宜。
　　3.3配送距离
　　液化厂距LNG加气站有不同的配送距离。液化厂离LNG加气站的距离越远，配送的成本越高。NRUS和GSPS等位于井口附近的液化装置离潜在的LNG消费市场最远。生物气生产设施的位置靠近人口中心，因此拥有最短的配送距离和最低的配送成本。来源于管道气的液化设施的配送距离居中，同时也拥有最低生产成本。
　　专用液化模式下，LNG的成本主要是原料气的成本，配送成本占比较小。LNG车用燃料专用液化模式的优点是位于或接近LNG车辆燃料需求较高的地区，从而最大限度地减少配送的距离。减压液化设备的位置是固定的。如果LNG需求中心附近没有减压站，那么采用这种模式将会增加运输成本。NRUS和GSPS模式中，LNG加气站的位置不处于LNG车用燃料需求的中心，所以其配送距离甚远而相关的成本巨大。值得注意的是，现场液化模式中由于实现了液化和加注的一体化，因此消除了运输成本。
　　3.4投资成本和运营成本
　　专用液化模式的投资成本类似于大型液化厂的投资成本，它的投资成本是最大的。LNG调峰站可以用来液化和储存大量的天然气，然后再将LNG气化以满足高峰用气需求。由于此模式装置的投资已经发生，因此其储备的天然气似乎是一个理想的（但有限）的LNG车辆燃料源。NRUS和GSPS模式的大部分设备的投资费用业可以被认为是一个&沉没成本&。
　　虽然减压液化模式的应用具有一定的特殊性和局限性，但它的运营成本很低。这种模式最主要的好处是减少或消除压缩环节。其将部分降低投资成本，并大幅降低运营和维护成本。城市门站的污染物排放也随之减少，政府审批也更容易通过。
　　3.5容量
　　容量和生产能力直接决定了LNG液化站的单位生产成本。专用和调峰液化站具有大型的LNG生产能力，可以充分利用规模经济的优势，因此减少了每单位液化天然气的液化成本。专用液化厂的生产能力大约是gal/d。由于生产规模比较大和规模经济的原因，单位LNG的成本相对较低。大规模液化装置（超过100000gal/d）每加仑的成本远小于小规模的液化装置。
　　受城市门站减压站天然气气体流量和压力的限制，减压液化模式下液化器的生产能力是有限的。因此，虽然减压透平膨胀机液化器的运营成本是最小的，但是由于总产量的降低，单位LNG的成本增加。小型液化器模式的总成本低于可以满足更多LNG需求的专用液化模式，但这种模式的单位LNG的成本更高。
　　3.6其它因素
　　一些其它因素也可能影响LNG加气站模式的选择。例如,由于土地成本和政策允许等因素的影响，在某些城区建造专用LNG液化站是不现实的。事实上，在美国许多LNG调峰站已经用来提供LNG生辆燃料。
　　然而，这一方式也存在一些不确定因素。一些公用事业公司并不愿意将自己存储的LNG用于调峰以外的其它目的，还有，管理机构的批准可能也非常谨慎，并且LNG调峰站不一定位于LNG车辆燃料需求较高的地区。由于巨大的温室气体减排效应，一些政府立法支持利用生物气，并为此提供了财政支持，从而增加了生物气模式的经济性。
　　4、加快LNG加气站建设的建议
　　小规模液化模式，包括减压液化、脱氮装置和气体分离设备模式，以及进口LNG模式等可以在近期满足不断增长的需求。随着需求的培育和扩大供应将会转到大规模的专用LNG车用燃料加气站，这样可以提供最经济的LNG燃料。届时，早期小规模的液化模式生产的LNG可以继续用来满足需求的高峰期。随着时间的推移，LNG车用燃料币场规模将会不断扩大，综合运用以上几种LNG车用燃料运营模式才能满足日益增长的LNG车用燃料的市场需求。
　　4.1因地制宜合理选择LNG加气站运营模式
　　以上几种加气站运营模式，技术和工艺流程各不相同，因此影响其成本的主要因素也不同。
　　若提高LNG加注的经济性，就要关注这些成本影响因素，将成本降到最低。比如我国已在东南沿海建立了数座LNG接收站，所以沿海地区发展进口终端模式的LNG加气站，配送距离很短，经济性将会非常可观。减压液化模式、脱碳装置和气体设备模式下的LNG加气站有其应用的局限性，LNG加气站的位置也是固定的，在满足适用性条件的地区，成本还是很低的。
　　但是，专用液化模式是发展LNG加气站的主要方向，只有这样才能向市场提供大量廉价的LNG，进而形成跨地域的LNG加注网络。用生物气生产LNG的模式是最低碳的，结合管道天然气和生物气的LNG组合可以有效地减少温室气体排放，同时提供足够的具有竞争性价格的LNG。
　　4.2发展混合所有制创新加气站开发模式
　　由于特殊的安全要求等原因，LNG加气站的投资成本远高于加油站。要在短时间内形成LNG加气站的网络，必须吸引社会资本共同开发LNG加气站。LNG加注运营商可以积极在产业链上寻求利益相关方的合作，比如加强与物流企业、公路企业的股份合资合作，共同开发建设LNG加气站，实现双赢的同时，降低经营风险。
　　推动物流企业与LNG运营商的合作联动，除了为物流公司的车辆提供能源支持之外，还可以为物流公司的车辆维修、保养及办公提供场地支持。在有条件的地区，相邻城市的LNG加气站可以进行业务合作，实现往返于城市之间的公路客货车辆的燃气化运行，发挥区域联合规模优势，共同开发中长途客车加气市场，提升加气站销售气量，实现双赢。
　　着力推广&四位一体&的新型站，包括加注成品油、销售非油品、加注天然气、电动车充换电池四方面功能在一座加油站中实现，同时增加加油（气）与汽车快修、洗车业务的互动，以实现客户资源的共享。
　　4.3加大政策支持鼓励的力度
　　建议政府进一步加大政策扶持力度，要对天然气车的购置使用参照电动车给予税收减免优惠或补贴，对现有应用天然气汽车给予资金补助和奖励政策推广到车、船、港口领域并长效化。交通企业利用自有站场建设的加气站给予资金补助和鼓励，解决因加气站不足制约LNG车辆发展的问题。
　　随着天然气市场需求的增加，天然气价格长期看涨。如果天然气价格上涨过快，必然会&稀释&天然气汽车推广的商业价值。据测算，如果天然气价格涨至柴油价格的75%以上，使用天然气比柴油的成本优势将不再明显，将挫伤发展LNG汽车的积极性，因此国家应制定相对稳定的&油气联动&机制。可以对LNG加气站执行油气联动，给LNG加气站行业提供一个良好的生存环境。
　　4.4做好开发规划，合理选址布局
　　LNG加气站的规划（包括位置和大小）是建立和维持一个LNG车用燃料基础设施网络的基础。购买LNG作为车辆燃料的消费者并不关心上游的LNG液化模式和路径。相反，他们优先考虑的是加油站的方便性和适用性，是否适用于他们的LNG汽车。
　　除2011年发布的《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》及交通部、财政部制定的节能减排专项资金申请方法外，国家层面没有明确的天然气汽车发展目标和规划，这些将掣肘天然气汽车的进一步发展。应结合各地区加气站行业整体发展情况、做好加气站规划建设工作，稳步推进加气站建设工作科学与有序开展。LNG加气站的位置对于其经济性具有重要影响，因此要做好LNG加气站的合理选址布局。
　　由于LNG潜在的市场主要集中在长途运输的重型卡车，因此有必要在货车途经的国道及一些区县重点联络道路和高速路上建设LNG加气站，以形成跨地域的清洁能源走廊。以市场和效益为导向，充分利用高速公路、国家干线公路、客货站场、港口、物流园区的优势规划建设加气站，尽快形成城际天然气客货运输车辆加气站网络，充分利用三大石油企业的加油站网络，改造形成油气综合加气站网络。
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成都首座LNG加气站亮相昭觉寺 普通车不能使用
】 【来源：
LNG公交车的储气罐安装在客车尾部的车顶
　　LNG优点
　　更清洁 脱硫更彻底
　　更省时 像加汽油一样
　　更安全 不会快速扩散
　　专门的发动机
　　一周不用就挥发
　　不宜在私家车中推广
　　成都商报记者昨日从成都市能源办了解到，成都首座LNG加气站―――昭觉寺LNG站，作为全省试点，已经建成待批。成都客车股份有限公司生产的首批LNG公交车也于日前下线，它们将是成都首批喝液态天然气的汽车。LNG将成为成都十二五期间大力推广的清洁能源。
　　首次在成都亮相的LNG究竟有什么特点？成都商报为您揭开面纱。
　　LNG与CNG
　　前者液态 后者气态
　　LNG和CNG同为天然气(主要成分为甲烷)，都是清洁能源。所不同的仅仅是，前者为低温液态天然气，后者是高压气态天然气。不过，LNG比CNG更清洁，脱硫和脱水都更彻底。因此，LNG被认为是比CNG更清洁更环保的能源。
　　“冬天有时很多车排长队等着加气，一般是因为气压不足，加气的时间比较长。”成都公交压缩天然气股份有限公司昭觉气站值班负责人表示，CNG气站直接从天然气供气管网中取气，并用压缩机将其压缩在储气罐中，供车辆加气使用。成都另有少量子母站，即母站将天然气压缩后，用罐车运到无法直接压缩生产的子站，子站再向车辆加气。
　　CNG气站储气罐的天然气气压一般为23兆帕左右，给一辆12米的公交汽车的CNG燃料箱加到大约20兆帕即加满气，需要15分钟左右，压力下降时还会延长加气的时间。而液态的LNG给车辆加注时，可以像加汽油一样方便省时，只需四五分钟。
　　安全性方面，由于LNG在储存和使用过程中，几乎都是零压力的状况，即使发生泄漏也不会快速扩散造成爆炸等险情，安全性更高。
　　制造LNG
　　零下162℃ “保温瓶”储存
　　液态的LNG并不那么容易得到。由于甲烷的沸点是零下162℃，所以LNG需要在不高于此温度的低温下生产和储存。因此，加气站无法自己从管道取气生产，只能由专业厂家生产。
　　目前，四川达州、广安、乐山等地均有或正在建设LNG工厂，通过除杂质、脱硫脱水、压缩、低温冷凝等工序，把接入工厂的天然气生产成了液态的LNG，并储存在绝热性能极好的储罐中。这种储罐类似家用的保温瓶，保证其与外界只有极少量的热传递，其内储存的液态LNG得以保持低温。
　　显然，LNG也无法通过管道输送，只能由槽车从工厂将其运送到气站使用。昭觉气站有关负责人介绍，已建好的成都首座LNG站容积为50立方米，大型槽车一车即可将其装满。
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LNG加气站成套设备招标公告
来自：中国采招网（.cn）&&加入时间：&&地
赤大高速公路头分地服务区LNG加气站、察右后旗LNG加气站、省际大通道化德服务区LNG加气站成套设备采购
招 标 公 告
（招标编号：GNNM00784）
&&& 赤大高速公路头分地服务区LNG加气站、察右后旗LNG加气站、省际大通道化德服务区LNG加气站项目已由“内发改能源字[号”“后发改字[2014]4号”、“后发改字[2014]61号”、和“化发改字（2014）第64号”文件批准同意建设，项目已具备招标条件，项目业主内蒙古西部天然气股份有限公司的全资子公司内蒙古威斯特燃气控股有限责任公司作为招标人委托中金招标有限责任公司对赤大高速公路头分地服务区LNG加气站、察右后旗LNG加气站、省际大通道化德服务区LNG加气站成套设备采购进行国内公开招标。现邀请合格的投标人前来投标。
&一、项目概况：
1.1 项目名称：
1.1.1赤大高速公路头分地服务区LNG加气站项目；
1.1.2察右后旗LNG加气站项目；
1.1.3省际大通道化德服务区LNG加气站项目。
1.2建设规模：
1.2.1赤大高速公路头分地服务区2座LNG加气站，一站建设规模3×104Nm3/d，二站建设规模3×104Nm3/d；
1.2.2察右后旗LNG加气站日加气量3×104Nm3/d；
1.2.3省际大通道化德服务区LNG加气站日加气量3×104Nm3/d。
1.3建设地点：
1.3.1翁牛特旗赤大高速公路头分地服务区内；
1.3.2察右后旗呼满公路南（原西部天然气CNG加气站院内）；
1.3.3省际大通道化德县德善服务区内。
1.4投资金额：
1.4.1翁牛特旗头分地服务区2座LNG加气站总投资2170万元；
1.4.2察右后旗LNG加气站总投资1559.1万元；
1.4.3省际大通道化德服务区LNG加气站总投资910万元。
1.5资金来源：企业自筹和银行贷款。
二、本次招标项目采购内容及标包划分：
赤大高速公路头分地服务区LNG加气站项目、察右后旗LNG加气站项目、省际大通道化德服务区LNG加气站成套设备采购招标，该项目只设1个标包（详细内容见货物和服务需求一览表 ），但中标人与招标人的合同按建设项目签订。
三、投标人资格要求：
1.投标人的资格：具有独立法人资格的有能力制造或成撬本次招标的货物，参与本次招标的投标人为制造商或成撬商，本次招标不接受联合体。
2.投标人须取得中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁发的“中华人民共和国特种设备制造许可证书”（A2级压力容器）或中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁发的“中华人民共和国特种设备制造许可证书”（压力管道元件A级）。&&& 3.投标人近3年在国内应具有橇装LNG加注装置的供货业绩和相应的安装、技术培训、售后服务的能力。&&
{C}四、{C}报名时间及地点：
&&& 1.报名时间：日-2014年8月 5 日9:00-17：00前（北京时间下同、周六日不休息），逾期不再接受。
&&& 2.报名地点：中金招标有限责任公司内蒙古分公司业务部（地址：呼和浩特市赛罕区大学东街亚辰商务中心12层）
五、报名时投标申请人必须提供以下资料复印件（A4纸）两套，复印件加盖公章装订成册，资料提供不全者将拒绝接收：
1.法定代表人授权委托书（需提供原件两份，经办人须持身份证）；
2.企业法人营业执照副本；
3.企业税务登记证；
4.组织机构代码证；
5.提供投标人的中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁发的“中华人民共和国特种设备制造许可证书”（A2级压力容器）或中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁发的“中华人民共和国特种设备制造许可证书”（压力管道元件A级）；
6.投标回执（需提供原件），格式见“附件1”。
六、资格审查：
本次招标采用资格后审方式。开标时投标申请人需提供上述1―6项证件的原件，原件审查后退还。
七、招标文件购买：
购买招标文件时间：2014年8月 6 日-2014年8月 10 日
购买招标文件地点：到中金招标有限责任公司内蒙古分公司业务部（地址：呼和浩特市赛罕区大学东街亚辰商务中心12层）获取招标文件和相关资料。为人民币1000元，售后不退。如需邮购，可通知招标代理机构，并另加邮费每套 50 元，招标代理机构收到邮购款后以快递方式向投标申请人寄送招标文件。
八、投标截止及开标（暂定）：
投标截止时间及开标时间：见招标文件，投标文件请于开标当日投标截止时间前递交至开标地点。
开标地点：内蒙古自治区建设工程招标投标服务中心六楼开标厅（内蒙古呼和浩特市大学东路104号）。
九、其他：
招 标 人： 内蒙古威斯特燃气控股有限责任公司
地&&& 址： 内蒙古呼和浩特市新城区曙光培训大厦1029室
邮&&& 编： 010010&&&&&&&&&&&& 联 系 人： 陈希贵
电&&& 话： 2&&&&& 传&&& 真： 9
电 子& 邮 箱：
招标代理机构：中金招标有限责任公司（盖章）&&&&&&&&&&&&&&&&&
地&&&&&&& 址：呼和浩特市赛罕区大学东街亚辰商务中心12层
联&& 系&& 人：宋涛、温建刚&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
联 系 电 话： 、
传&&&&&& 真： &&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
E－mail：&&&& &
货物及服务需要一览表
×104Nm3/d
& 交货地点
&LNG加气站项目
&60m3LNG箱式橇装加注站
&翁牛特旗、化德县、察右后旗
&一罐、一泵、一机、一枪
&赤大高速公路头分地服务区LNG加气站项目
&60m3LNG箱式橇装加注站
&翁牛特旗赤大高速公路头分地服务区
&一罐、一泵、一机、一枪
&省际大通道化德服务区LNG加气站项目
&60m3LNG箱式橇装加注站
&化德县德善服务区
&一罐、一泵、一机、一枪
&察右后旗LNG加气站项目
&60m3LNG箱式橇装加注站
&一罐、一泵、一机、一枪
备注：发货时间、地点根据项目的情况以业主通知为准。
投& 标& 回& 执
致：中金招标有限责任公司
&&&& 我公司已于&& 年& 月& 日看到贵公司发出的关于赤大高速公路头分地服务区LNG加气站、察右后旗LNG加气站、省际大通道化德服务区LNG加气站成套设备采购（招标编号：GNNM00784）的招标公告。我公司决定参加该项目的投标，并严格按照有关要求办理相关手续，提供相关文件。
特此函复，并随函附上法人代表资格证明或法人代表授权书。
[投标人名称]（公章）
2014年&& 月&& 日
投标人名称
&（印刷体）&&&&&& 签字：
供应商服务
采购商服务|||||||||||
&有朋友想投资CNG（车用）加气站，规模为每天10000方气，有几个问题想问大家：1. 母站和子站的投资规模（不包括土地）（最好能详细列出分项投资）？2. 个人投资有什么障碍？需要办那些政府批文？3. 将来是否会受到LNG 的冲击？有多大影响？&开液化气加气站同开加油站所需的证件是一样的。需要下列证件：当地土地部门的一书两证；安监部门的安全达标证明；城建部门的规划手续；消防部门的消防达标证明。在具备上述证件后，还要符合当地加气站的规划，这样才能申办加气站。 正常经营的手续以外，你还要有危险化学品储运、危险化学品经营、防火防爆资质以及备案等等。 施工前在去当地建设部门做建设工程备案的时候，你就要先咨询当地消防部门。汽车天然气加气是加的压缩天然气（CNG)，如果你所在的地方有CNG压缩母站且能够加到气的话，在300万左右。 很难拿到批文，如果在市区，现在一般都不批。面积在1000平米，六个加气点的油站，初次投资历成本约在450万左右，如果面积在平米10个加汽点，成本约在600万RMB左右。&&　　汽油涨价了，不少出租车改用天然气。很多的哥的姐清楚地记得，去年年底西安仅有加气站19座，每天出租车排队加气成了一道别样的风景，一些车甚至远赴咸阳加气。而如今仅过了短短半年时间，西安便新增20多座加气站，预计年底还将有51座加气站投入使用。西安的出租车、公交车加气便捷了许多，司机们乐在心里喜在眉梢。与此同时，不少人也盯上了加气站，投资建站雄心勃勃。&&&&&&&&&　　大蛋糕被瓜分　　从去年8月份以后，不断有公司投资加气站项目。原来占有绝对份额的西安市天然气总公司那时还没有感到压力，由于设备有限，即使排队的车辆再多，每天的加气量依旧有限，他们对流失到其他加气站的车辆倒也不感觉可惜。但是，现在情况发生了本质性的变化。据西安市天然气总公司综合办公室主任介绍：今年上半年，公司赢利状况与去年相比保持不变，如果没有那么多竞争的话我们的利润肯定会超过去年。但是，司机们很高兴，他们说每年新挂牌车辆数量不断增加，还应该多建加气站。　　服务质量良莠不齐　　西安的加气站目前的服务质量良莠不齐，部分加气站存在短斤少两现象。不少出租车司机反映，本来10方天然气可以跑160公里，可是在有些加气站加的气只能跑130公里。业内人士分析认为，面对竞争，一些好的企业考虑的是把服务做得更好，从天然气质量、数量上给客户以保证；而少数企业为了追求利润，从不正规渠道买来价钱便宜但有杂质的天然气，虽然可以短期赢利，却绝对不是长久之计，因为用户心里有杆秤，有杂质的天然气燃烧不完全也跑不远，自然不会再去那里加气。　　投资加气站要慎重　　投资一座天然气加气站以前5年就可以收回成本，但是现在时间要长一些。据西安市发改委清洁燃料汽车协调领导小组办公室高华强主任介绍：加气站的投资是长线项目，由于竞争加剧，西安市加气站的投资回报率已经下滑；并且现在对新项目审批相当严格，一定要符合用地原则、城市规划、环保要求、安全生产等规定，从立项到审批成功率只有29％左右。目前以天然气为燃料的出租车和公交车数量有限，一万多辆车和所有加气站到年底基本可以达到供需平?。如今，全市还有20多个加气站正在办理审批手续，高主任嘱咐：投资加气站需要500多万元资金，不是个小数目，一定要谨慎。　　建站选址最重要　　一些出租车司机对记者说，建加气站时，选址很重要，如果加气站选在单行道旁，出入不方便，司机就很少光顾，因为来回绕路也有成本。此外，西安市南郊的加气站相对较少，而北郊大兴路东西两侧、白家口附近、朱宏路一带共有6个加气站，如果在南郊建站，可缓解加气困难的局面。高主任总结说，加气站的利用率和选址有很大关系，如果选址错误其实就等于失误投资，也会浪费资源。　　和国内其他城市相比，西安的天然气加气站拥有量还是不多，当然这和天然气燃料车辆的保有量有关。坊间有传2007年私家车和公务用车将被允许使用天然气作为燃料，不少人也盯紧了这一市场，纷纷申请建站。但是，也有一个现象值得注意，就是西安已有一所加气站由于种种原因停止营业。看来投资建设加气站的前途是光明的，道路也是曲折的。本报记者　富筱琦&&&&&证券代码：600917
证券简称：重庆燃气
公告编号：重庆燃气集团股份有限公司关于与南桐矿业共同投资建设 LNG 加气站的关联交易公告本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。一、关联交易概述为培育新的经济增长点，利用重庆南桐矿业有限公司（下称“南桐矿业”）载重车辆资源，加快在綦江万盛经开区推广使用 LNG 车辆，公司拟与南桐矿业签订《LNG 加气站建设经营战略合作框架协议》，在万盛经开区组建合资公司，共同推进万盛平山车用 LNG 加气站项目投资、开发、经营。由于公司控股股东重庆市能源投资集团有限公司分别持有公司66.48%的股份和南桐矿业 94.86%股权，均是上述两家公司控股股东，因此上述合作构成关联交易。二、关联方介绍南桐矿业成立于 1980 年 7 月 24 日，注册资本 2，802，226，940.083元 ， 注 册 地 址 重 庆 市 万 盛 区 清 溪 桥 87 号 ， 营 业 执 照 注 册 号016，法定代表人张敬中，主营业务：煤炭开采、洗选及销1售，汽车货运，自备铁路货运等。南桐矿业是西南地区重要的主焦煤和动力煤生产基地，现已成为拥有煤炭开采、煤炭洗选加工、煤矸石发电、建材生产、机械制造、医疗与旅游服务等“一业为主，多种经营”的国有大型二类煤炭企业。2013年底企业资产总额 118.99 亿元，净资产 40.30 亿元，2013 年度实现销售收入 20.48 亿元，利润-1.82 亿元。三、拟签订关联交易框架协议的主要内容（一）合资成立新公司双方依据法律法规和有关政策规定在万盛经开区合资注册成立项目经营公司，作为发展万盛经开区 LNG 加气站建设营运的主体，双方在万盛经开区均不再选择第三方进行 LNG 加气站项目合作。（二）合作方案双方均以现金出资，组建合资公司作为万盛经开区车用 LNG 加气站建设营运主体。合资公司注册资本金 2000 万元，公司出资 1400万元，持股比例为 70%，南桐矿业出资 600 万元，持股比例 30%。首期注册资本金 400 万元（其中公司出资 280 万元，南桐矿业出资 120万元），出资时间根据项目推进情况由双方在正式协议中约定;剩余部分注册资本金待站场用地选址落实后到位。鉴于南桐矿业在当地拥有较好物流资源，协议约定自公司登记成立之日起 2 年内，南桐矿业拥有单方增资扩股权，但最多可增持至合资公司 49%的股权，公司最少持有合资公司 51%的股权，并始终在合资公司具有控股地位。自公司登记成立之日起 2 年期后，南桐矿业没有行使单方增资扩股权，则丧2失继续增持股权的权利。因项目推进中需继续增资的，由双方另行约定。（三）运营范围合资公司的运营范围包括：LNG、CNG 加气站经营，LNG 或 CNG批发零售，工业 CNG 销售（以工商登记为准）。（四）义务与权利1.合资公司作为项目业主负责 LNG 加气站项目建设及相关手续办理；负责 LNG 加气站建成后的管理运营工作。2.合资公司负责协助南桐矿业（包括南桐矿业所属分子公司）开展 LNG 车辆的购置和改装并提供必要的技术支持。3.合资公司自行负责 LNG 气源组织采购工作；在 LNG 气源同质、同价前提下，合资公司可优先选择由公司提供的气源组织采购和运输。4.南桐矿业负责协助合资公司完成 LNG 加气站与建站相关手续的办理和协调工作。5.南桐矿业负责协助合资公司开展 LNG 加气站相关业务的推广。6.双方按实际出资比例分配利润。7.签订框架协议后，双方组建项目前期工作小组，负责协调推进合资公司成立之前相关手续办理。（五）法人治理结构合资公司设股东会、董事会和监事会，公司作为控股股东，对合资公司享有控股权。3（六）其他事项本协议经双方董事会审议批准后签订生效。四、审议程序独立董事对本关联交易事项进行了事前认可，认为该交易是为了充分利用关联公司的资源优势，不会损害公司及中小股东的利益，同意提交董事会审议。经公司于 2014 年 12 月 15 日召开的第二届董事会第七次（临时）会议审议通过，董事会同意公司与重庆南桐矿业有限公司签订《LNG加气站建设经营战略合作框架协议》，共同投资建设 LNG 加气站项目。关联董事李华清、李云鹏、刘福海先生进行了回避表决，其余董事全部同意本关联交易事项。独立董事发表独立意见：本关联交易目的是为了充分利用关联方所属矿区资源和区位优势，推进 LNG 车用项目发展，符合市场发展需要，符合公司及股东利益，没有损害公司及非关联股东利益。董事会对本关联交易事项表决时，关联董事回避，符合相关法律规定和审议程序。同意本关联交易事项。本次关联交易无需有关部门批准。五、关联交易目的以及对上市公司影响车用 LNG 发展受到国家鼓励，符合节能环保总体要求，符合市场发展需要。公司拟与南桐矿业共同投资组建合资公司，实施车用 LNG加气站项目建设、推广应用、运营等，目的是为了充分利用关联方所属矿区资源和区位优势，推进 LNG 车用项目发展。通过合作，可进一4步增强公司的资本实力，有利于公司的业务开拓和长远发展。六、 本公告相关文件（一）《重庆燃气集团股份有限公司独立董事关于第二届董事会第七次（临时）会议相关议案的事前认可意见》；（二）《重庆燃气集团股份有限公司独立董事关于第二届董事会第七次（临时）会议相关议案的独立意见》；（三）《重庆燃气集团股份有限公司第二届董事会第七次（临时）会议决议公告》。特此公告重庆燃气集团股份有限公司董事会2014 年 12 月 15 日5查看公告原文&&&& 自3月初太原市5座新建加气站陆续带气试运行后，太原市发改委副主任尚克勤的办公桌上开始不断收到加气站项目的申请。&&& 作为&气化太原&推进中的重要一环，天然气加气站的建设布局正引来各方投资关注。有消息称，2011年，太原市就有10家单位取得省发改委关于开展加气站建设前期工作的批复。&&& 而今年太原市将申请调整加气站审批权限的消息，以及太原市加油加气站布点专项规划方案(201 O年～2020年)的公布，也一度让加气站投资热度升温。&&& 事实上，很多意向投资者只是被油气差价所带来的利润吸引，却没有过多意识到投资一座加气站可能要面临的诸多难题。从政府层面来讲，则更希望通过合理布局来引导投资热情。意向投资者的理想&算盘&&&& 基于环保和民生考虑，政府引导建立与城市交通相匹配的加气站网点，正在成为众多投资者眼里的好项目。他们期待审批手续优化后，能够从中分得一杯羹。&&& 曾经营过民营加油站的李建青(化名)认为，虽然投资加气站前期运行成本高，但四五年就可以收回成本，完全可以保证长期、稳定的收入。而且随着天然气环保、经济的优势越来越突出，利润空间会很大。&&& &太原市目前烧气的出租车有6000辆，如果全部&油改气&的话，仅8000多辆出租车加气就是一个不小的市场。&按照他的计算，每辆出租车每天加气两次，每次加气10立方米～14立方米，太原市所有加气站仅此一项的日营业额就在70万元左右。而这还不包括未来可能增加的&油改气&私家车市场。&&& 具体到单个加气站的投资收益，李建青算了一笔账：按照每5分钟一辆车，每车加天然气12立方米，每立方米3．6元计算，24小时满负荷的情况下，一支加气设备每天营业额应该在1．2万元左右，一年营业额450万元左右。依此计算，一个拥有两台加气机4支加气用设备的&低配&加气站，每年营业额大概在1800万元左右。&&& 李建青的合伙人有一块自用地可用来建加气站，他暂时不用为土地发愁。如果不算土地成本，仅仅两台加气机配4支加气用设备就得320万元，再加上一辆槽车80万元，前期投资估计在500万元左右。&&& 李建青还不确定自己能拿到的气源批发价会是多少，他粗略算了算，如果按照每立方米O．5元的净利润计算，两台加气机4支加气用设备每天24小时满负荷运营的状态下，每天净利润在7000元左右，除去人工、税费、水电以及其他管理运营成本，每年收益预计200万元左右。按此计算，加气站投入运营后，预计两三年差不多能够收回投资成本。&&& 但事实上，李建青的收益计算也只仅仅是理想状态。现实的情况是，如果考虑到部分机器故障、日常维护以及其他原因导致的暂停营业等因素，实际日售气量可能就要大打折扣。地理位置不佳的话，收回投资的时间可能还会更长。&&& 太原市发改委副主任尚克勤表示，根据规模测算，一个日供气量在1.5万立方米左右的加气站，一般投资在1000万元以上，如果位置好一点& 的，投资会更高一些。同样，收回成本时间，也要视加气站位置以及经营情况而定，一般在5年左右。审批优化&箭已在弦&加气站项目引来投资热的直接原因，最先是去年年底太原市加油加气站布点专项规划方案(2010年～2020年)对外公布征求意见。紧接着，在今年年初，太原市城乡管委明确表示，将申请调整加气站审批权限。&&& 随后，太原市委、市政府多次召开协调会议，解决加气站建设过程中遇到的问题，并提出具体解决方案：对已建成、具备安全运行条件但没有取得相关手续的加气站，醐跫营主体完善相关手续；对正在规划中的加气站，将对外拍卖其经营权和土地使用权。&&& 3月初，太原市5座新建加气站的4座陆续开始带气试运行。一系列的动作让很多投资者意识到，加气站审批优化似乎&箭已在弦&。&&& 2006年煤层气加气站落户太原后的几年里，&油改气&出租车已从1700多辆迅速增加到6000辆，但由于加气站从立项到投入营运，至少需要11个市级部门、4个省级部门进行审批，审批程序复杂、过程繁琐在某种程度上制约着加气站的投入运营。&&& &如果各个环节顺利的话，整个流程走下来直到正式投入运营，最少得1年的时间，总共要盖200多个章。&山西国电科莱天然气有限公司CNG事业发展部经理李云说，将来如果能够优化加气站审批权限，时间肯定会缩短不少。公司此次在坞城路投建的加气站由于政府协调推进，仅仅3天时间就拿到了车用气瓶充装许可证。&&& 让山西国电科莱天然气有限公司总工程师林立辉倍感意外的是，太原市政府对加气站立项审批优化高度重视，并为此连着开了4次调度会。林立辉称，此次5座新加气站审批&简直是火箭般的速度。&不过他认为，立项后的安监和质监环节，审批权下放可能并不容易。&&& 据太原市发改委副主任尚克勤透露，目前山西省安监、质监部门正在制定相关细则，审批权未来将会下放到市级。&也就是说，有些环节以后不用上报到省级，在市级就可以审批。但必须通过专家论证、检测等等环节。&&&& 太原市目前参与投建加气站项目的公司有4家：太原市晨光煤层气开发有限公司(6座加气站)、太原天然气有限公司(3座加气站)、太原煤运公司(2座加气站)、山西国电科莱天然气有限公司(1座加气站)。而目前已经取得资质的加气站中，也有民营企业参与投资。&&& &安全是第一位，不能光顾着挣钱，安全管理跟不上肯定不行。&尚克勤说，新建一个加气站其实并不是想象中的那么容易，它涉及到车流量、土地、规划、周边影响等诸多问题。总量控制均?布点&&& 据太原市发改委副主任尚克勤介绍，目前太原市2804辆公交车中有540辆加气，8709辆出租车中有6000辆加气。依照现有加气车辆规模，供气需求公交2．7万立方米／天，出租车17．2万立方米／天，总计19．8万立方米／天。&&& &但现在已有的7座加气站供气量在ll万立方米／天左右，缺口达8．8万立方米／天。正在调试中的5个加气站可新增供气量10万立方米／天，全部加起来可以满足已改装的车辆。&尚克勤称。但随着太原市公交都市化推进，其余2264辆公交车和2709辆出租车全部气化，如果将市政环52400辆车全部气化，再加上部分已改装的社会车辆1500辆，还需要38．8万立方米／天的供气量，以此计算，2012年还需再建15座加气站。&加气站数量并不是重要标准，最重要的是供气量。&#p#分页标题#e#&&& 山西国电科莱天然气有限公司总工程师林立辉表示，除了正在调试运行的坞城路加气子站，他们还计划陆续建设晋阳街标准加气站(预计日供气量4万立方米／天)、小店加气母站(预计日供气量1 5万立方米／天)等项目。& 但这些加气站项目面临一个共同的难题：土地。林立辉说，这些地方的商业用地使用权出让每亩高达三四百万元，建一个普通规模的加气站，仅仅土地成本就要耗费一两千万元。而且由于城市用地紧张，真正可以用来建加气站的商业用地也越来越难找了。为了解决选址问题，他们不得不寻求与拥有自有用地的投资人合作建站。& 事实上，不只是审批和土地问题，包括管线引进、气源批发价格、槽车运输、管理成本、运营成本等，任何一个环节都足以让实力不济的投资者望而却步。在林立辉看来，加气站也并非越多越好，而是一定要跟当地用气规模相匹配，不然一窝蜂地投资必然会导致投资回报期变长、甚至亏损。& 对于规划布局，太原市加油加气站布点专项规划方案(201 0年～2020年)己明确提出，加气站发展初期将以改造、扩建现有加油站为主，新建加气站为辅，以后逐步过渡到加油站与加气站合一建设为主。& 按照规划，太原市加油加气站在布局时将以&总量控制、均?布点、调整与发展并举&为原则，核心区域内原则不再新增加油加气站点；中心城区以内、核心区以外可适当新增加加油加气站点；中心城区以外、市区范围内结合城市总体规划用地布局预留发展用地。& 如果推行顺利，到2015年，太原市区将建成加气站54座，近4000辆公交车、9500辆出租车、400辆市政环保车和1500辆社会车辆改装成加气运行，日耗气量近50万立方米。&
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