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《天然氣發(fā)展十三五規(guī)劃》要求2015-2020年新建天然氣主干及配套管道4萬(wàn)公里，2020年總里程達(dá)到10.4萬(wàn)公里，年均增速10%；干線輸氣能力超過(guò)4000億立方米/年；地下儲(chǔ)氣庫(kù)累計(jì)形成工作氣量148億立方米，年均增速22%。

《中長(zhǎng)期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》明確，到2020年，全國(guó)油氣管網(wǎng)規(guī)模達(dá)到16.9萬(wàn)公里，其中原油、成品油、天然氣管道里程分別為3.2萬(wàn)、3.3萬(wàn)、10.4萬(wàn)公里，儲(chǔ)運(yùn)能力明顯增強(qiáng)。到2025年，全國(guó)油氣管網(wǎng)規(guī)模達(dá)到24萬(wàn)公里，原油、成品油、天然氣管網(wǎng)里程分別達(dá)到3.7萬(wàn)、4萬(wàn)和16.3萬(wàn)公里，逐步實(shí)現(xiàn)天然氣入戶入店入廠，全國(guó)城鎮(zhèn)用天然氣人口達(dá)到5.5億，天然氣在能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的比例達(dá)到12％左右。天然氣應(yīng)急調(diào)峰氣量（含LNG）達(dá)到消費(fèi)量的8%。

兩份綱領(lǐng)性文件明確了石油天然氣供需以及基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展預(yù)期總目標(biāo)，明確了我國(guó)現(xiàn)有以及未來(lái)預(yù)期管道布局，給我國(guó)的天然氣行業(yè)特別是天然氣管網(wǎng)提供了政策指引和支持。后續(xù)各地紛紛出臺(tái)相應(yīng)的地方政策和規(guī)劃，在此不再贅述。

二、天然氣管道：布局基本完成并持續(xù)完善

2.1 西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)

除國(guó)內(nèi)新疆和四川盆地等天然氣主產(chǎn)區(qū)之外，我國(guó)還需要大量進(jìn)口國(guó)外天然氣，來(lái)源主要有三大戰(zhàn)略目標(biāo)區(qū)域：

一是中亞俄羅斯地區(qū)：該地區(qū)的國(guó)家俄羅斯、土庫(kù)曼斯坦和哈薩克斯坦擁有豐富的天然氣資源而且和我國(guó)具有良好的傳統(tǒng)關(guān)系。中俄、中哈具有較長(zhǎng)的共同邊境線，天然氣管道過(guò)境國(guó)少，具有跨國(guó)管道修建的地緣優(yōu)勢(shì)，是跨國(guó)管道建設(shè)的首選地區(qū)。但在該地區(qū)與俄羅斯談判難度較大。一是因?yàn)槎砹_斯希望以國(guó)際價(jià)格向我國(guó)輸送天然氣，但以我國(guó)目前消費(fèi)能力很難承受；二是近年來(lái)俄羅斯能源問(wèn)題政治化的傾向十分明顯，把能源外交作為實(shí)現(xiàn)外交和政治目標(biāo)的重要手段。這也是為什么中俄能源項(xiàng)目往往進(jìn)度緩慢的原因。

二是亞太地區(qū)：亞太國(guó)家與我國(guó)海運(yùn)暢通，雙邊貿(mào)易歷史悠久，是我國(guó)沿海地區(qū)引進(jìn)LNG的重點(diǎn)地區(qū)之一。尤其以澳大利亞、印尼、馬來(lái)西亞、文萊的天然氣資源最為豐富。這些國(guó)家在資源上有保證，但同時(shí)出口日本和韓國(guó)兩個(gè)天然氣進(jìn)口大國(guó)，因此我國(guó)需要進(jìn)一步努力以合理價(jià)格簽訂更多的協(xié)議。

三是中東地區(qū)：中東的伊朗和卡塔爾天然氣資源非常豐富，是我們LNG引進(jìn)的主攻方向。這兩個(gè)國(guó)家天然氣儲(chǔ)量豐富，資源開(kāi)發(fā)程度都很低，產(chǎn)量增長(zhǎng)空間和出口潛力很大。伊朗正受到美國(guó)的制裁，在伊朗的石油勘探生產(chǎn)中沒(méi)有美國(guó)公司。另外我國(guó)和伊朗政府的關(guān)系較好，給我們提供了較好的進(jìn)入機(jī)會(huì)。隨著國(guó)際天然氣供需關(guān)系的日益緊張，伊朗天然氣出口必將大幅增長(zhǎng)?？ㄋ?018年退出OPEC，未來(lái)將專(zhuān)注于天然氣的生產(chǎn)和出口，因此對(duì)我國(guó)出口的潛力十分巨大?？ㄋ柹嫌螌?duì)外合作環(huán)境較好，產(chǎn)量分成合同條款可協(xié)商，勘探區(qū)塊可競(jìng)標(biāo)。

國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)地和消費(fèi)地分離，以及天然氣進(jìn)口依賴(lài)度高的特殊國(guó)情決定了我國(guó)的天然氣管道布局，目前中國(guó)正在完善“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)”的天然氣管道格局：

國(guó)產(chǎn)天然氣的主體流向是“西氣東輸，就近外供”，即將新疆生產(chǎn)的天然氣輸送到長(zhǎng)江三角洲及沿線地區(qū)，將川渝氣區(qū)的天然氣輸送到湖北和湖南，陜甘寧氣區(qū)的天然氣輸送到京、津、冀、魯、晉地區(qū)?！熬徒夤钡脑瓌t是優(yōu)先供應(yīng)氣田周邊地區(qū)。

進(jìn)口的管道天然氣流向是“北氣南下，西氣東輸”。從西北方向進(jìn)口中亞天然氣在新疆入境后，流向是“西氣東輸”；從東北方向進(jìn)口天然氣經(jīng)東北地區(qū)向南輸送到京、津、冀和長(zhǎng)三角地區(qū)，流向是“北氣南下”。沿海天然氣管道建設(shè)將配合“海氣”上岸和進(jìn)口液化天然氣，通過(guò)沿海天然氣主干線供應(yīng)沿海地區(qū)使用，流向是“海氣登陸”。

2.2 管道建設(shè)步入快速增長(zhǎng)期，成績(jī)顯著

2004年，中國(guó)油氣管道總里程不到3萬(wàn)公里，截止2017年底油氣長(zhǎng)輸管道總里程累計(jì)約為13.31萬(wàn)千米，2004-2017年管道總里程年平均增速為12%以上。其中天然氣管道約7.72萬(wàn)公里。經(jīng)過(guò)十多年的加速建設(shè)與發(fā)展，覆蓋全中國(guó)的天然氣管網(wǎng)初步形成，東北、西北、西南和海上四大油氣通道戰(zhàn)略布局基本完成。

目前我國(guó)的天然氣管網(wǎng)主要包括以下管道：西氣東輸系統(tǒng)、陜京管道系統(tǒng)、中緬天然氣管道、澀寧蘭、川氣東送、中貴聯(lián)絡(luò)線、秦沈線、永唐秦、冀寧聯(lián)絡(luò)線等干線管道為基本骨架，接入川渝、環(huán)渤海、長(zhǎng)三角、珠三角、中南、陜晉等區(qū)域管網(wǎng)。

2011以來(lái)是中國(guó)天然氣管網(wǎng)建設(shè)的高峰期，在此期間投產(chǎn)了戰(zhàn)略進(jìn)口管道西氣東輸二線東段、中亞天然氣進(jìn)口管道C段、西氣東輸三線和中緬天然氣管道，以及聯(lián)絡(luò)線和干線配套支線、LNG接收站外輸線、海上油氣田外輸線和一批煤層氣外輸管道。

值得注意的是，除了常規(guī)的國(guó)產(chǎn)氣和進(jìn)口氣之外，近年來(lái)非常規(guī)天然氣（頁(yè)巖氣、煤制氣和煤層氣）的大力發(fā)展也拉動(dòng)了非常規(guī)氣管道的建設(shè)，主要的非常規(guī)氣管道包括：

煤制天然氣外輸管道：伊寧—霍爾果斯煤制天然氣管道是我國(guó)第一條煤制氣管道，于2013年8月建成投產(chǎn)，可將新疆伊犁地區(qū)煤制天然氣通過(guò)西二線輸往東部地區(qū)。大唐克什克騰旗煤制天然氣外輸管道是我國(guó)第二條煤制氣外輸管道。該管道由兩部分組成：克什克騰旗—古北口段由大唐國(guó)際建設(shè)，長(zhǎng)約360km，管徑914mm，設(shè)計(jì)壓力7.8MPa，設(shè)計(jì)輸量1200萬(wàn)立方米/天；古北口—高麗營(yíng)段由中國(guó)石油建設(shè)，長(zhǎng)約130km，管徑914～1016mm，設(shè)計(jì)壓力7.8～10MPa。管道于2013年11月建成投產(chǎn)。

頁(yè)巖氣外輸管道：四川長(zhǎng)寧地區(qū)頁(yè)巖氣管道是我國(guó)第一條頁(yè)巖氣外輸管道，管道起自宜賓市上羅鎮(zhèn)集氣站，止于宜賓市雙河鄉(xiāng)雙河集輸末站，全長(zhǎng)93.7km，管徑457mm，設(shè)計(jì)壓力6.3MPa，輸送規(guī)?？蛇_(dá)450萬(wàn)立方米/天，于2014年4月建成投產(chǎn)。此后，第二條頁(yè)巖氣外輸管道——威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣集輸干線和第三條頁(yè)巖氣外輸管道——涪陵—王場(chǎng)頁(yè)巖氣管道分別于2014年10月、2015年4月建成投產(chǎn)。

煤層氣外輸管道：煤層氣產(chǎn)地主要集中于我國(guó)山西省等華北地區(qū)，目前煤層氣產(chǎn)量相對(duì)較低，優(yōu)先滿足周邊地區(qū)消費(fèi)，多余氣量外輸。我國(guó)第一條煤層氣外輸管道是山西沁水煤層氣外輸管道，管道全長(zhǎng)35km，管徑610mm，設(shè)計(jì)壓力6.3MPa，設(shè)計(jì)輸量30億立方米/年，于2009年7月建成投產(chǎn)。該管道在沁水壓氣站與西氣東輸管道系統(tǒng)相連，將煤層氣輸往東部地區(qū)。此后，晉城—侯馬、沁水—博愛(ài)—鄭州及沁水—長(zhǎng)治等多條煤層氣外輸管道陸續(xù)建成投產(chǎn)。

2.3 跨境進(jìn)口管道和境內(nèi)長(zhǎng)輸管道項(xiàng)目持續(xù)推進(jìn)

根據(jù)中長(zhǎng)期油氣管網(wǎng)規(guī)劃，中國(guó)將統(tǒng)籌考慮天然氣和LNG兩個(gè)市場(chǎng)，國(guó)內(nèi)和國(guó)際兩種資源，管道和海運(yùn)兩種方式，加快建設(shè)天然氣管網(wǎng)建設(shè)。未來(lái)的主要的干線項(xiàng)目包括：中俄天然氣東線、西氣東輸四線、西氣東輸五線、新-粵-浙天然氣管道、鄂-安-滄天然氣管道、蒙西煤制氣外輸管道、薩哈林管道等。

中俄東線天然氣管道：

中俄東線天然氣管道是我國(guó)管徑最大、壓力最高、輸量最大、鋼級(jí)最強(qiáng)、涉及單位最多、國(guó)產(chǎn)化程度最高的天然氣管道。干線管道起自黑龍江省黑河市，止于上海市白鶴末站，全長(zhǎng)超過(guò)3000km，設(shè)計(jì)輸量為380億立方米/年，設(shè)計(jì)壓力12MPa，管徑1422mm。該工程將按北段（黑河—長(zhǎng)嶺）、中段（長(zhǎng)嶺—永清）和南段（永清—上海）分段核準(zhǔn)、分期建設(shè)，計(jì)劃2019年10月北段投產(chǎn)，2020年底全線貫通。其中，黑龍江省五大連池市境內(nèi)76km試驗(yàn)段工程已于2017年11月建設(shè)完成；2017年12月13日，隨著黑河—長(zhǎng)嶺段干線管道11個(gè)標(biāo)段同時(shí)開(kāi)焊，中俄東線天然氣管道的建設(shè)全面加快。

新-粵-浙天然氣管道：

中國(guó)石化新疆煤制天然氣外輸管道（新-粵-浙天然氣管道）包括1條干線和5條支線，管道干線起于新疆木壘首站，止于廣東省韶關(guān)末站，干線全長(zhǎng)4159km，管徑1219mm，設(shè)計(jì)壓力12MPa，設(shè)計(jì)輸量300億立方米。工程共設(shè)工藝站場(chǎng)58座，其中包括23座壓氣站。支線則包括準(zhǔn)東、南疆、豫魯、贛閩浙和廣西五條，干支總線長(zhǎng)達(dá)8280公里。

新粵浙管道總投資將達(dá)到1590億元該管道于2015年9月30日獲國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn)，建設(shè)節(jié)奏按資源、市場(chǎng)落實(shí)程度由南向北、先東后西的進(jìn)度分期實(shí)施。潛江—韶關(guān)段輸氣管道是新-粵-浙天然氣管道的末端管道，也是湖南省第一條國(guó)家干線天然氣管道，北起湖北省潛江市，南至廣東省韶關(guān)市，途經(jīng)湖北、湖南、廣東省8市，全長(zhǎng)856km，管徑1016mm、設(shè)計(jì)壓力10MPa，設(shè)計(jì)輸量60億立方米/年，已于2017年9月26日開(kāi)工建設(shè)，計(jì)劃2020年建成投產(chǎn)。

鄂-安-滄天然氣管道：

中國(guó)石化鄂爾多斯—安平—滄州煤制氣管道（鄂-安-滄天然氣管道）氣源主要為新蒙能源煤制氣、匯能集團(tuán)煤制氣等。管道西起陜西省神木市，東至河北省滄州市，南至中原油田文23儲(chǔ)氣庫(kù)，北至雄安新區(qū)，包括1條干線和5條支線。管道全長(zhǎng)為2293km，其中干線管道長(zhǎng)度881km，設(shè)計(jì)輸量300億立方米/年，設(shè)計(jì)壓力12MPa，管徑1219mm。

該項(xiàng)目已于2017年7月12日獲國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn)，一期工程計(jì)劃于2019年建成，可將天津進(jìn)口LNG、文23儲(chǔ)氣庫(kù)天然氣輸往雄安新區(qū)；后續(xù)工程可將內(nèi)蒙古自治區(qū)、陜西、山西等地煤制氣、煤層氣等資源輸往華北地區(qū)。

蒙西煤制氣外輸管道：

蒙西煤制氣外輸管道是中國(guó)海油第一條跨省天然氣長(zhǎng)輸管道，包括1條干線、兩條注入支線和兩條分輸支線。干線管道起自內(nèi)蒙古杭錦旗首站，止于河北省黃驊末站，全長(zhǎng)約1022km，設(shè)計(jì)輸量300億立方米/年，設(shè)計(jì)壓力12MPa，管徑1219mm。該項(xiàng)目已納入國(guó)家《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》和沿線四省市自治區(qū)“十三五”規(guī)劃，并于2017年4月5日獲國(guó)家環(huán)保部環(huán)評(píng)批復(fù)，于2017年7月17日通過(guò)中國(guó)海油投資決策程序。該項(xiàng)目將先期建設(shè)河北省和天津市境內(nèi)管道，將天津市進(jìn)口LNG輸往華北地區(qū)，為雄安新區(qū)清潔能源供應(yīng)提供保障；后期建設(shè)山西省及內(nèi)蒙古境內(nèi)管道，將煤制氣、煤層氣等相關(guān)資源輸往華北地區(qū)。

西氣東輸四線：

西氣東輸四線起于新疆烏恰，經(jīng)甘肅河西走廊，止于寧夏中衛(wèi)，線路全長(zhǎng)3123公里，其中甘肅境內(nèi)1045公里，經(jīng)過(guò)嘉峪關(guān)、酒泉、張掖、金昌、武威、白銀等六市12縣（區(qū)、市），路由基本與在役的西二線、西三線管道并行。管道口徑為1422毫米，設(shè)計(jì)壓力12兆帕，最大輸氣能力400億立方/年。甘肅境內(nèi)六個(gè)站場(chǎng)與西三線站場(chǎng)合并建設(shè)。項(xiàng)目總投資677億元。計(jì)劃于2019年完成初步設(shè)計(jì)，2020年3月開(kāi)工建設(shè)，2022年投產(chǎn)運(yùn)行。

西氣東輸五線：

西氣東輸五線工程，起于新疆烏恰縣，終點(diǎn)計(jì)劃輸往江、浙一帶，管線的年輸送能力將達(dá)到450億立方米，管徑、輸送壓力和輸送能力較前三線均有大幅提升。與西氣東輸五線連接的國(guó)外段即為中亞天然氣管道D線。

中國(guó)-中亞天然氣管道D線設(shè)計(jì)輸量300億立方米/年，起始于土庫(kù)曼斯坦和烏茲別克斯坦邊境，途經(jīng)烏茲別克斯坦、塔吉克斯坦、吉爾吉斯斯坦三國(guó)，最終從南疆進(jìn)入我國(guó)，與西氣東輸五線相接，建成之后將有效緩解新疆用氣緊張。管道全長(zhǎng)1000公里，由中國(guó)石油天然氣集團(tuán)與沿線國(guó)合作建設(shè)，其中塔方境內(nèi)段長(zhǎng)約410公里，在過(guò)境各國(guó)中最長(zhǎng)。

2018年俄羅斯媒體報(bào)道俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司（Gazprom）已開(kāi)始設(shè)計(jì)從薩哈林島通往中國(guó)的天然氣管道，它或?qū)⒊蔀槔^“西伯利亞力量”(中俄輸氣管線東線)后的第二條對(duì)華供氣管道。這是俄氣在落實(shí)自薩哈林島經(jīng)東線對(duì)華供氣計(jì)劃方面邁出的第一步。

2.4 國(guó)家管道公司成立在即，將提升天然氣輸配效率

目前油氣管網(wǎng)分別隸屬于“三桶油”等能源企業(yè)旗下，一定程度上不利于管網(wǎng)資源利用效率的提升。媒體曾報(bào)道中石油陜京四線、中海油蒙西煤制天然氣外輸管道和中國(guó)石化鄂爾多斯—安平—滄州管道，3條管道走向相似，存在氣源不足爭(zhēng)搶氣源的情況。

因此多年來(lái)對(duì)管網(wǎng)進(jìn)行改革的呼聲不斷，2017年5月，國(guó)務(wù)院正式印發(fā)的《關(guān)于深化石油天然氣體制改革的若干意見(jiàn)》提到，在中游管輸領(lǐng)域，要分步推進(jìn)國(guó)有大型油氣企業(yè)干線管道獨(dú)立，實(shí)現(xiàn)管輸和銷(xiāo)售分開(kāi)，實(shí)現(xiàn)油氣干線管道、省內(nèi)和省際管網(wǎng)均向第三方市場(chǎng)主體公平開(kāi)放。

2018年12月初，重組“三桶油”管道業(yè)務(wù)并成立新公司的組建事項(xiàng)及組建方案，上報(bào)至國(guó)家層面等待高層批復(fù)。此次改革方案涉及石油管道業(yè)務(wù)和天然氣管道業(yè)務(wù)，其中石油管道業(yè)務(wù)又包括原油管道和成品油管道。

2019年3月19日兩會(huì)期間，中央在全面深化改革委員會(huì)第七次會(huì)議上再次強(qiáng)調(diào)，要推動(dòng)石油天然氣管網(wǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)制改革，組建國(guó)有資本控股、投資主體多元化的石油天然氣管網(wǎng)公司。

三、LNG接收站：進(jìn)口貿(mào)易大增促進(jìn)接收站發(fā)展

3.1 中國(guó)LNG進(jìn)口物流體系

LNG（液化天然氣）是天然氣的液態(tài)形式。氣田生產(chǎn)的天然氣經(jīng)過(guò)凈化處理并冷卻到零下162℃進(jìn)行液化，然后用LNG運(yùn)輸船實(shí)現(xiàn)跨洋運(yùn)輸，是除管道運(yùn)送天然氣之外的另一條貿(mào)易方式。

LNG的進(jìn)口需要在符合條件的港口建設(shè)LNG接收站，LNG接收站主要包括LNG碼頭和LNG儲(chǔ)罐區(qū)，是各國(guó)儲(chǔ)存、裝卸進(jìn)口LNG并輸送至國(guó)內(nèi)的必要地面設(shè)施。LNG接收站的主要功能是將從海外船運(yùn)進(jìn)口的液化天然氣通過(guò)碼頭接收到儲(chǔ)罐中，然后通過(guò)接收站的氣化裝置，將液態(tài)的天然氣重新氣化成為氣態(tài)的天然氣，再通過(guò)外輸管道向下游城市燃?xì)庥脩簟⑷細(xì)獍l(fā)電用戶和企業(yè)用戶輸送。還有一部分可以直接將儲(chǔ)罐中的液態(tài)天然氣重裝到液化天然氣槽車(chē)中，將液態(tài)的天然氣通過(guò)槽車(chē)運(yùn)送到液化天然氣加氣車(chē)或者小型的氣化站。

國(guó)內(nèi)LNG接收站主要由國(guó)內(nèi)三大石油公司牽頭，會(huì)同地方的電力公司和燃?xì)夤竟餐ㄔO(shè)，在首個(gè)LNG接收站項(xiàng)目中，外資持有較高的比例，第二大股東即為外資。但是，隨后的幾個(gè)LNG接收站項(xiàng)目，國(guó)有資本的比例高達(dá)90%以上，而且股東幾乎全是石油公司、電力公司和燃?xì)夤尽?/span>

中國(guó)的LNG接收站廠區(qū)和泊位布置較為規(guī)則，廠區(qū)填海明顯，泊位與護(hù)岸平行，距離儲(chǔ)罐較近。除中海油天津LNG接收站之外，中國(guó)大陸的LNG接收站目前全采用地上罐。目前各個(gè)接收站在容量和數(shù)量上較為接近，典型的配置為2-4個(gè)16萬(wàn)立方米儲(chǔ)罐，尚無(wú)內(nèi)航船（槽船）接收站。

目前中國(guó)的LNG接收站由國(guó)家發(fā)改委主管。中國(guó)大陸由于LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷史不長(zhǎng)，因此相關(guān)的法律法規(guī)不多，其規(guī)范大多等同使用翻譯的國(guó)外標(biāo)準(zhǔn)，如GB／T20368－2006《液化天然氣（LNG）生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝運(yùn)》（等效美國(guó)）、JTJ304－2003《液化天然氣碼頭設(shè)計(jì)規(guī)程（試行）》、SY／T6711－《液化天然氣接收站安全技術(shù)規(guī)程》。

3.2 中日韓是全球LNG進(jìn)口的第一梯隊(duì)

受亞太地區(qū)能源消費(fèi)持續(xù)增長(zhǎng)和管道氣不足的雙重影響，LNG貿(mào)易總量和其在整個(gè)天然氣貿(mào)易中的占比持續(xù)增長(zhǎng)。國(guó)際LNG進(jìn)口商組織（GIIGNL）的數(shù)據(jù)顯示，LNG在全球天然氣貿(mào)易中的占比從2001年的26%增長(zhǎng)到2017年的34.7%。

截至2017年底，全球共有19個(gè)LNG出口國(guó)和40個(gè)進(jìn)口國(guó)，卡塔爾仍是全球最大的LNG出口國(guó)，2017年出口量為1034億立方米，占比超過(guò)1/4，其次是澳大利亞和馬來(lái)西亞，分別占總量的19.3%和9.2%。亞洲國(guó)家再次包攬2017年全球LNG進(jìn)口量前三甲，日本仍是全球最大的LNG進(jìn)口國(guó)，2017年進(jìn)口量為1139億立方米，占LNG貿(mào)易總量的29.2%；中國(guó)超過(guò)韓國(guó)成為第二大LNG進(jìn)口國(guó)，進(jìn)口量增至526億立方米，占比為13.5%，未來(lái)有望超過(guò)日本成為第一大LNG進(jìn)口國(guó)。

3.3 中國(guó)LNG接收站增長(zhǎng)迅速

中國(guó)大量地引進(jìn)LNG資源需要配套建設(shè)相應(yīng)規(guī)模能力的LNG接收站項(xiàng)目。1995年，受原國(guó)家計(jì)委的委托，中海油牽頭廣東引進(jìn)LNG項(xiàng)目的研究工作。1999年底，國(guó)家正式批準(zhǔn)廣東LNG試點(diǎn)工程總體一期項(xiàng)目立項(xiàng)，從此揭開(kāi)了中國(guó)引進(jìn)LNG的序幕。截止2018年底，中國(guó)共投產(chǎn)21座LNG接收站，總罐容910萬(wàn)立方米，總接收能力接近7000萬(wàn)噸。

中國(guó)已投產(chǎn)的21座LNG接收站分布在沿海11個(gè)省/直轄市，其中廣東是我國(guó)接收能力最大的省份之一，截止2018年底，接收能力約1800萬(wàn)噸/年。從所有權(quán)來(lái)看，中海油占據(jù)全國(guó)總接收能力的47%，中石油占據(jù)28%，中石化占據(jù)13%，其余還有申能股份、新奧集團(tuán)、九豐以及廣匯能源等。

目前中國(guó)LNG接收站業(yè)務(wù)還面臨一些挑戰(zhàn)，主要在于在進(jìn)口氣和國(guó)產(chǎn)氣門(mén)站價(jià)倒掛的情況下，LNG的盈利受到影響，以中石油為例，其進(jìn)口LNG業(yè)務(wù)一直處于虧損狀態(tài)。這也導(dǎo)致了中國(guó)LNG接收站的利用率不是很高，近幾年大約在60%左右。不過(guò)我們相信隨著國(guó)內(nèi)價(jià)格改革的推進(jìn)、東部地區(qū)天然氣用戶對(duì)進(jìn)口LNG的價(jià)格接受度會(huì)越來(lái)越高，LNG進(jìn)口接收業(yè)務(wù)前景可期。

3.4 關(guān)注新興物流模式對(duì)LNG接收站的影響

2018年9月25日，IDG能源投資（00650，HK）公告稱(chēng)，其全資子公司與富士康旗下供應(yīng)鏈管理企業(yè)準(zhǔn)時(shí)達(dá)及管理層梅族林簽訂合資協(xié)議，成立合資公司——上海準(zhǔn)時(shí)達(dá)能源供應(yīng)鏈有限公司。根據(jù)協(xié)議，IDG能源投資、準(zhǔn)時(shí)達(dá)及管理層將分別持有準(zhǔn)時(shí)達(dá)能源39%、51%及10%的股權(quán)。準(zhǔn)時(shí)達(dá)能源將提供LNG物流運(yùn)輸解決方案，其中包括LNG罐箱物流業(yè)務(wù)。

目前傳統(tǒng)的進(jìn)口LNG受制于幾個(gè)條件：必須要修建大型接收站；大型的接收站要有好的港口資源條件。LNG罐箱可以利用已有的集裝箱港口的基礎(chǔ)設(shè)施進(jìn)口LNG，可以作為接收站進(jìn)口模式的補(bǔ)充。2018年10月份準(zhǔn)時(shí)達(dá)能源公司將首批LNG罐式集裝箱從加拿大溫哥華運(yùn)抵上海。第一批和第二批試水測(cè)試共運(yùn)輸了16個(gè)罐箱，每個(gè)罐箱17.5噸。

LNG罐箱模式跟傳統(tǒng)LNG接收方式相比，可以不受港口條件和LNG運(yùn)輸船的約束，如果將來(lái)發(fā)展順利，將會(huì)LNG接收站形成一定的沖擊。當(dāng)然相比于接收站模式，目前國(guó)內(nèi)罐箱LNG發(fā)展還處于萌芽階段，其在運(yùn)輸標(biāo)準(zhǔn)、運(yùn)輸資質(zhì)以及接收港口等方面還有一些挑戰(zhàn)，運(yùn)輸標(biāo)準(zhǔn)方面，國(guó)內(nèi)和國(guó)際還沒(méi)有完全打通，鐵路上的運(yùn)輸標(biāo)準(zhǔn)和道路上的運(yùn)輸標(biāo)準(zhǔn)也才開(kāi)始在統(tǒng)一；而出口和運(yùn)輸?shù)奈；焚Y質(zhì)，如果沒(méi)有話，需要委托具有相應(yīng)資質(zhì)的車(chē)隊(duì)和運(yùn)輸公司。

四、天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)

4.1 天然氣調(diào)峰需求缺口巨大

近年來(lái)我國(guó)天然氣消費(fèi)量以年均15-20%以上的速度增長(zhǎng)。根據(jù)國(guó)家發(fā)改委最近披露的數(shù)據(jù)，2018年中國(guó)天然氣消費(fèi)2803億立方米，同比增長(zhǎng)18%。預(yù)計(jì)2030年前中國(guó)天然氣生產(chǎn)、進(jìn)口和消費(fèi)仍處于高速增長(zhǎng)期，到2030年天然氣需求量將達(dá)到5000億立方米左右。

我國(guó)天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)具有明顯的淡季和旺季，跟國(guó)外相比，我國(guó)天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)中工業(yè)、發(fā)電、交通比重偏低，民用取暖用氣消費(fèi)比重大，且可中斷用戶較少，導(dǎo)致供暖季天然氣調(diào)峰保供壓力極大，因此建設(shè)完善的天然氣儲(chǔ)備和調(diào)峰設(shè)施對(duì)保障我國(guó)的能源安全至關(guān)重要。

根據(jù)歷年用氣波動(dòng)情況和四大行業(yè)（城市燃?xì)?、發(fā)電、工業(yè)、化工）用氣特點(diǎn)，中國(guó)石油相關(guān)單位預(yù)測(cè)，到2020年，八大地區(qū)（環(huán)渤海、中西部、西北、東北、長(zhǎng)三角、中南、西南、東南）調(diào)峰需求占年消費(fèi)量的比例將為11%左右。從各區(qū)的調(diào)峰需求來(lái)看，受市場(chǎng)發(fā)育程度和氣候季節(jié)溫差的影響，環(huán)渤海、中西部、西北、東北地區(qū)調(diào)峰需求最高，尤其是環(huán)渤海地區(qū)用氣波動(dòng)性更為突出，調(diào)峰需求居八大地區(qū)之首，長(zhǎng)三角及中南地區(qū)調(diào)峰需求中等，西南及東南地區(qū)調(diào)峰需求較小，由此可見(jiàn)，北方采暖區(qū)調(diào)峰需求明顯高于南方地區(qū)，沿海高端消費(fèi)市場(chǎng)地區(qū)調(diào)峰需求明顯高于內(nèi)陸地區(qū)，季節(jié)性供需矛盾突出。

國(guó)家發(fā)改委2014年公布的《天然氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)與運(yùn)營(yíng)管理辦法》規(guī)定：“天然氣銷(xiāo)售企業(yè)應(yīng)當(dāng)建立天然氣儲(chǔ)備，到2020年擁有不低于其年合同銷(xiāo)售量10%的工作氣量，以滿足所供應(yīng)市場(chǎng)的季節(jié)（月）調(diào)峰以及發(fā)生天然氣供應(yīng)中斷等應(yīng)急狀況時(shí)的用氣要求。假設(shè)2030年我國(guó)天然氣消費(fèi)量達(dá)到5000億立方米，以此計(jì)算地下儲(chǔ)氣庫(kù)需求超過(guò)500億立方米，目前我國(guó)的調(diào)峰能力只有100億立方，市場(chǎng)缺口巨大。未來(lái)10年，將是我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)高峰期。

4.2 儲(chǔ)氣庫(kù)已成為最重要的天然氣調(diào)峰手段

我國(guó)天然氣調(diào)峰方式包括地下儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰、氣田放大壓差調(diào)峰、LNG調(diào)峰和進(jìn)口管道氣調(diào)峰。

地下儲(chǔ)氣庫(kù)是將長(zhǎng)輸管道輸送來(lái)的商品天然氣重新注入地下空間而形成的一種人工氣田或氣藏，一般建設(shè)在靠近下游天然氣用戶城市的附近。夏季市場(chǎng)用氣量低于管道輸氣能力時(shí)，就將富裕的氣存入儲(chǔ)氣庫(kù)里。等到冬季用氣量大時(shí)，再?gòu)膬?chǔ)氣庫(kù)里采出天然氣向用戶供氣。

放大壓差式的氣田調(diào)峰，可能對(duì)氣田造成傷害，其調(diào)峰能力進(jìn)一步擴(kuò)大受到限制。在供暖季氣田調(diào)峰，長(zhǎng)慶油田、青海油田和塔里木油田主要采用氣田放大壓差生產(chǎn)方式調(diào)峰，曾造成部分氣田出水加大、出砂加劇和邊底水入侵等，影響了氣田的整體開(kāi)發(fā)和經(jīng)濟(jì)效益。

LNG調(diào)峰的成本較高。LNG接收站具有快速靈活、周轉(zhuǎn)快的特點(diǎn)，有著極強(qiáng)的應(yīng)急調(diào)峰能力。但其持續(xù)調(diào)峰能力則受儲(chǔ)罐容量、碼頭接收能力、接卸能力、氣化能力、外輸管道能力和LNG供氣源等的影響。LNG供氣源受制于國(guó)際LNG市場(chǎng)及供應(yīng)能力的限制，尤其是現(xiàn)貨市場(chǎng)具有價(jià)格波動(dòng)大、采購(gòu)不確定性大特點(diǎn)，其調(diào)峰成本和安全風(fēng)險(xiǎn)較高。

進(jìn)口管道氣存在無(wú)序下載和違約風(fēng)險(xiǎn)。我國(guó)已形成西北、西南、東北和海上天然氣進(jìn)口通道格局，2016年-2018年中亞管道出于多種原因，土庫(kù)曼斯坦單方面多次減供，加之烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦的無(wú)序下載，日減供量與合同供氣量相差2000～5000萬(wàn)立方米，給西氣東輸沿線及京津冀地區(qū)調(diào)峰保供造成巨大的壓力。在未來(lái)一段時(shí)間內(nèi)，違約減供和無(wú)序下載的風(fēng)險(xiǎn)依然存在。

4.3 我國(guó)已掌握復(fù)雜地質(zhì)條件下的儲(chǔ)氣庫(kù)建造技術(shù)

天然氣的地下儲(chǔ)存通常有下列幾種方式：利用枯竭的油氣藏儲(chǔ)氣；利用含水多孔地儲(chǔ)氣；利用鹽穴儲(chǔ)氣；利用廢棄礦坑建造儲(chǔ)氣庫(kù)：

枯竭油氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)：枯竭油氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)利用枯竭的氣層或油層而建設(shè)，是目前最常用、最經(jīng)濟(jì)的一種地下儲(chǔ)氣形式，具有造價(jià)低、運(yùn)行可靠的特點(diǎn)。目前全球共有此類(lèi)儲(chǔ)氣庫(kù)逾500多座，占地下儲(chǔ)氣庫(kù)總數(shù)的75%以上。

含水層儲(chǔ)氣庫(kù)：用高壓氣體注入含水層的孔隙中將水排走，并在非滲透性的含水層蓋層下直接形成儲(chǔ)氣場(chǎng)所。含水層儲(chǔ)氣庫(kù)是僅次于枯竭油氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)的另一種大型地下儲(chǔ)氣庫(kù)形式。目前全球共有逾100多座含水層儲(chǔ)氣庫(kù)，占地下儲(chǔ)氣庫(kù)總數(shù)的15%左右。

鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)：在地下鹽層中通過(guò)水溶解鹽而形成空穴，用來(lái)儲(chǔ)存天然氣。從規(guī)模上看，鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)的容積遠(yuǎn)小于枯竭油氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)和含水層儲(chǔ)氣庫(kù)，單位有效容積的造價(jià)高，成本高，而且溶鹽造穴需要花費(fèi)幾年的時(shí)間。但鹽穴儲(chǔ)氣的優(yōu)點(diǎn)是儲(chǔ)氣庫(kù)的利用率較高，注氣時(shí)間短，墊層氣用量少，需要時(shí)可以將墊層氣完全采出。目前世界上有鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)共50多座，占地下儲(chǔ)氣庫(kù)總數(shù)的8%。

廢棄礦坑儲(chǔ)氣庫(kù)：利用廢棄的符合儲(chǔ)氣條件的礦坑進(jìn)行儲(chǔ)氣。目前這類(lèi)儲(chǔ)氣庫(kù)數(shù)量較少，主要原因在于大量廢棄的礦坑技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件難以符合要求。

建庫(kù)地質(zhì)條件的復(fù)雜性直接影響了儲(chǔ)氣庫(kù)的建設(shè)、達(dá)容達(dá)產(chǎn)進(jìn)程，成為制約我國(guó)天然氣調(diào)峰能力迅速提升的關(guān)鍵因素。中國(guó)油氣成藏地質(zhì)條件極其復(fù)雜，氣藏建儲(chǔ)氣庫(kù)多具有埋藏深度大、儲(chǔ)層物性以中低滲透率為主、流體關(guān)系復(fù)雜的特點(diǎn)。鹽穴建儲(chǔ)氣庫(kù)以陸相鹽湖沉積鹽層為主，具有夾層多、品位低的特點(diǎn)。復(fù)雜的建庫(kù)地質(zhì)條件導(dǎo)致儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)選址難、設(shè)計(jì)難、施工難、建設(shè)周期長(zhǎng)。

受復(fù)雜成藏地質(zhì)條件的影響，氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)多需經(jīng)歷較長(zhǎng)的擴(kuò)容達(dá)產(chǎn)階段。如我國(guó)最早投運(yùn)的大港儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)群經(jīng)歷14個(gè)達(dá)容周期，達(dá)產(chǎn)率僅60%左右；呼圖壁、相國(guó)寺、蘇橋、陜224、板南等儲(chǔ)氣庫(kù)已經(jīng)歷3～4個(gè)注采周期，目前尚未達(dá)容達(dá)產(chǎn)，預(yù)計(jì)要實(shí)現(xiàn)達(dá)容達(dá)產(chǎn)至少還需要經(jīng)過(guò)2～3個(gè)注采周期。

從“十二五”期間我國(guó)庫(kù)址資源篩選及評(píng)價(jià)結(jié)果來(lái)看，中國(guó)優(yōu)質(zhì)、大型的建庫(kù)資源主要集中在西北、西南地區(qū)和東北部分地區(qū)。東部主要建庫(kù)區(qū)的渤海灣盆地，油氣藏構(gòu)造斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，構(gòu)造破碎，建成大規(guī)模儲(chǔ)氣庫(kù)的可能性較??；東部南方地區(qū)由于地質(zhì)構(gòu)造普查不足，基礎(chǔ)資料嚴(yán)重匱乏，建庫(kù)資源有限。尤其是長(zhǎng)三角及東南沿海地區(qū)油氣藏構(gòu)造少，已探明的油氣藏大都為構(gòu)造破碎的斷塊小油氣藏或零散油氣藏，建庫(kù)規(guī)模非常有限。中國(guó)的鹽礦層總厚度雖大，但鹽層單層厚度小，可集中開(kāi)采的鹽層厚度薄，鹽巖段內(nèi)部夾層多，含鹽品位低，大大增加了建設(shè)鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)的難度。

國(guó)外儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)歷經(jīng)百年，我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)經(jīng)過(guò)十余年努力攻關(guān)，剛剛進(jìn)入快速發(fā)展初期。自2000年以來(lái)，針對(duì)我國(guó)天然氣儲(chǔ)氣庫(kù)產(chǎn)業(yè)和技術(shù)空白、建庫(kù)地質(zhì)條件復(fù)雜、國(guó)外已有建庫(kù)技術(shù)不適應(yīng)等難題，中國(guó)石油集團(tuán)公司及下屬中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院、西南油氣田等單位經(jīng)過(guò)十多年自主創(chuàng)新攻關(guān)，已經(jīng)在地下儲(chǔ)氣庫(kù)地質(zhì)評(píng)價(jià)、鉆完井、注采工藝、地面工藝、運(yùn)行保障等方面形成5項(xiàng)技術(shù)系列共24項(xiàng)核心技術(shù)，形成了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的儲(chǔ)氣庫(kù)地質(zhì)評(píng)價(jià)、工程技術(shù)、裝備制造和運(yùn)行調(diào)控成套技術(shù)及標(biāo)準(zhǔn)體系，開(kāi)創(chuàng)了我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)工業(yè)化建設(shè)之路：

首先，我國(guó)建庫(kù)過(guò)程中的鉆井深度更大，劇烈交變載荷和熱效應(yīng)雙重影響對(duì)固井質(zhì)量提出了更高的要求，我國(guó)研發(fā)的分別用于堵漏、鉆井和固井的3套材料體系，產(chǎn)品性能均優(yōu)于國(guó)外同類(lèi)產(chǎn)品。取得了單井最高日注氣量達(dá)到585萬(wàn)立方米，固井質(zhì)量合格率100%的應(yīng)用效果。

其次，更大的儲(chǔ)氣庫(kù)埋深要求提供更高的注采壓力，于是研制了大功率高壓往復(fù)式注氣壓縮機(jī)，在高壓43兆帕下排量達(dá)到153萬(wàn)立方米/日，關(guān)鍵指標(biāo)優(yōu)于美國(guó)同類(lèi)機(jī)型。

最后，運(yùn)營(yíng)期間的風(fēng)險(xiǎn)管控問(wèn)題，我國(guó)創(chuàng)新了地質(zhì)體漏失風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)、井筒和地面設(shè)施檢測(cè)評(píng)價(jià)與風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警技術(shù)，并研發(fā)了相關(guān)核心裝備，構(gòu)建了從設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)行、廢棄全生命周期儲(chǔ)氣庫(kù)“三位一體”完整性風(fēng)險(xiǎn)管控體系，保障了我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)“零事故”安全運(yùn)行。

上述技術(shù)成果高效支持了中國(guó)石油的24座新儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)，刷新了地層壓力低、地層溫度高、注采井深、工作壓力高4項(xiàng)世界紀(jì)錄。中國(guó)石油借助中國(guó)復(fù)雜地質(zhì)條件下儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)技術(shù)成果，在全國(guó)24個(gè)省市開(kāi)展了庫(kù)址篩選評(píng)價(jià)，從191個(gè)庫(kù)址中推薦優(yōu)先目標(biāo)33個(gè)，其中24座儲(chǔ)氣庫(kù)已經(jīng)建成投用，剩余9個(gè)的建設(shè)也將得到有力支撐。

4.4 中國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)發(fā)展跟歐美國(guó)家差距巨大

地下儲(chǔ)氣庫(kù)的歷史可以上溯到20世紀(jì)初。1915年加拿大首次在Wellland氣田建成世界上第一座地下儲(chǔ)氣庫(kù)。到現(xiàn)在，全球已建成715座地下儲(chǔ)氣庫(kù)，共計(jì)23007口采氣井，總工作氣量為3930億立方米，平均每小時(shí)產(chǎn)出2.35億立方米天然氣。這些儲(chǔ)氣庫(kù)分屬不同國(guó)家的逾100家公司，其中既有儲(chǔ)氣量超1000億立方米的天然氣上下游一體化的大型跨國(guó)公司，也有僅單純經(jīng)營(yíng)1～2座地下儲(chǔ)氣庫(kù)的小公司。

統(tǒng)計(jì)表明，全球地下儲(chǔ)氣庫(kù)平均工作氣量為5.5億立方米，工作氣量規(guī)模小于5億立方米的地下儲(chǔ)氣庫(kù)為549座，占比77%；4種類(lèi)型地下儲(chǔ)氣庫(kù)中，氣藏型地下儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量最大，約占總工作氣量的75%，含水層型地下儲(chǔ)氣庫(kù)占12%，鹽穴型地下儲(chǔ)氣庫(kù)占7%，油藏型地下儲(chǔ)氣庫(kù)6%。

      全球95%的地下儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量主要分布在北美、歐盟和俄羅斯等地區(qū)和國(guó)家，各國(guó)的地下儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量與管網(wǎng)完善程度、用戶消費(fèi)結(jié)構(gòu)、進(jìn)口依存度密切相關(guān)，一般占年消費(fèi)量的13%～27%。全球10%左右的天然氣用氣量由地下儲(chǔ)氣庫(kù)供應(yīng)，西歐國(guó)家和俄羅斯分別達(dá)到20%、30%。

未來(lái)10～20年，全球?qū)Φ叵聝?chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰需求量將越來(lái)越大，地下儲(chǔ)氣庫(kù)數(shù)量和規(guī)模將會(huì)隨著需求量的增加不斷擴(kuò)大。根據(jù)IGU預(yù)測(cè)，到2030年地下儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰需求量將達(dá)到5030億立方米，在現(xiàn)有地下儲(chǔ)氣庫(kù)基礎(chǔ)上，需要新建地下儲(chǔ)氣庫(kù)183座，預(yù)計(jì)需新增工作氣量1406億立方米才能滿足今后的調(diào)峰需求。

跟發(fā)達(dá)國(guó)家相比，我國(guó)的天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)發(fā)展遠(yuǎn)遠(yuǎn)不足，2017年我國(guó)工作氣量只占到天然氣消費(fèi)量的4%，距離全球平均水平11.4%有較大的差距，更不用說(shuō)跟西歐和俄羅斯等國(guó)家20-30%的水平相比，但這些年我國(guó)的儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)正在加速，成績(jī)顯著。

4.5 近年來(lái)中國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)發(fā)展迅速

20世紀(jì)90年代初，為確保北京、天津的安全供氣，國(guó)家開(kāi)始加大力度研究建設(shè)地下儲(chǔ)氣庫(kù)技術(shù)。2001年，我國(guó)首次在大港油田利用枯竭凝析氣藏建成了大張坨地下儲(chǔ)氣庫(kù)。2005年，西氣東輸?shù)谝蛔}穴儲(chǔ)氣庫(kù)—金壇儲(chǔ)氣庫(kù)開(kāi)工建設(shè)，為長(zhǎng)三角地區(qū)調(diào)峰保供發(fā)揮了重要作用。“十一五”以來(lái)，隨著國(guó)內(nèi)骨干管網(wǎng)的建成投產(chǎn)，為滿足全國(guó)八大地區(qū)不斷增長(zhǎng)的天然氣市場(chǎng)需求，中國(guó)政府積極推進(jìn)地下儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)，目前全國(guó)已建成地下儲(chǔ)氣庫(kù)25座（24座分布在長(zhǎng)江以北地區(qū)），在環(huán)渤海、長(zhǎng)三角、西南、中西部、西北、東北和中南地區(qū)均有分布，其中中國(guó)石油23座(鹽穴型1座，油氣藏型22座)，中國(guó)石化2座(鹽穴型1座，油氣藏型1座)，儲(chǔ)氣規(guī)模達(dá)400億立方米，天然氣調(diào)峰量為100億立方米。

地下儲(chǔ)氣庫(kù)在天然氣工業(yè)發(fā)展過(guò)程中的作用重大，依據(jù)國(guó)家總體戰(zhàn)略部署，中國(guó)正逐漸形成四大區(qū)域性聯(lián)網(wǎng)協(xié)調(diào)的儲(chǔ)氣庫(kù)群：東北儲(chǔ)氣庫(kù)群、華北儲(chǔ)氣庫(kù)群、長(zhǎng)江中下游儲(chǔ)氣庫(kù)群和珠江三角洲儲(chǔ)氣庫(kù)群。根據(jù)相關(guān)規(guī)劃，未來(lái)地下儲(chǔ)氣庫(kù)的重點(diǎn)工作包括已建成儲(chǔ)氣庫(kù)的擴(kuò)容達(dá)容，以及新建項(xiàng)目。預(yù)計(jì)2025年之前國(guó)家將規(guī)劃建設(shè)地下儲(chǔ)氣庫(kù)30座以上，可調(diào)峰總量達(dá)320億立方米。

整體來(lái)看，我國(guó)地下儲(chǔ)氣庫(kù)行業(yè)發(fā)展成績(jī)顯著并已掌握在復(fù)雜地質(zhì)條件下的建造技術(shù)，但也存在一定的問(wèn)題，主要表現(xiàn)在1）儲(chǔ)氣調(diào)峰能力現(xiàn)在仍然比較低；2）科學(xué)運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)跟國(guó)外相比還有差距；3）儲(chǔ)氣庫(kù)依附于管網(wǎng)雖有利于天然氣調(diào)峰但難于計(jì)算經(jīng)濟(jì)效益。這些不足也是行業(yè)發(fā)展的方向，隨著我國(guó)天然氣需求的快速增長(zhǎng)和體制改革的推進(jìn)，相信未來(lái)我們跟歐美國(guó)家的差距將越來(lái)越小。

（轉(zhuǎn)自：石油管道）