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一、需求增長和政策規劃助力天然氣基礎設施發展

1.1天然氣儲運體系

我國目前天然氣市場大致可以分為三級分銷體系。一級分銷體系主要是天然氣生產商和進口商銷售給區域燃氣公司；二級分銷體系主要為區域燃氣公司到城市燃氣公司；三級分銷體系主要是城市燃氣公司銷售給終端用戶，包括燃氣電廠、加氣站、分佈式能源項目、工商業用戶和居民用戶等。

天然氣基礎設施主要包括管道、LNG接收站、儲氣庫、LNG工廠、LNG船、LNG槽車、城市管網、加氣站等，其中最主要的是前三者，因此本報告主要對管道、LNG接收站和儲氣庫進行研究。

LNG接收站主要負責接收LNG船運輸來的液化天然氣，再氣化後通過管網銷售到下一級客戶，或者通過槽車以液態的形式直接銷售到下一級客戶；管道是中國天然氣運輸的主要載體，其運輸方向包括生產商-區域燃氣公司-城市燃氣公司-終端用戶、生產商直接銷售到終端大客戶、LNG接收站通過管道銷售到區域燃氣公司等；儲氣庫與天然氣幹線或者支線聯通，起到戰略儲備和調峰的作用。

1.2國家政策助力天然氣基礎設施高速發展

過去5年中國天然氣政策層出不窮，其中跟基礎設施最相關的綱領性政策主要是兩部：2016年12月24日發改委印發的《天然氣發展“十三五”規劃》以及2017年7月12日國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《中長期油氣管網規劃》。兩者均要求加快構建油氣管網體系，對石油天然氣基礎設施網絡進行了統籌規劃，搭建中長期油氣管網布局藍圖。

《天然氣發展十三五規劃》要求2015-2020年新建天然氣主幹及配套管道4萬公里，2020年總里程達到10.4萬公里，年均增速10%；幹線輸氣能力超過4000億立方米/年；地下儲氣庫累計形成工作氣量148億立方米，年均增速22%。

《中長期油氣管網規劃》明確，到2020年，全國油氣管網規模達到16.9萬公里，其中原油、成品油、天然氣管道里程分別為3.2萬、3.3萬、10.4萬公里，儲運能力明顯增強。到2025年，全國油氣管網規模達到24萬公里，原油、成品油、天然氣管網裡程分別達到3.7萬、4萬和16.3萬公里，逐步實現天然氣入戶入店入廠，全國城鎮用天然氣人口達到5.5億，天然氣在能源消費結構中的比例達到12％左右。天然氣應急調峰氣量（含LNG）達到消費量的8%。

兩份綱領性文件明確了石油天然氣供需以及基礎設施發展預期總目標，明確了我國現有以及未來預期管道佈局，給我國的天然氣行業特別是天然氣管網提供了政策指引和支持。後續各地紛紛出臺相應的地方政策和規劃，在此不再贅述。

二、天然氣管道：佈局基本完成並持續完善

2.1西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應

除國內新疆和四川盆地等天然氣主產區之外，我國還需要大量進口國外天然氣，來源主要有三大戰略目標區域：

• l 一是中亞俄羅斯地區：該地區的國家俄羅斯、土庫曼斯坦和哈薩克斯坦擁有豐富的天然氣資源而且和我國具有良好的傳統關係。中俄、中哈具有較長的共同邊境線，天然氣管道過境國少，具有跨國管道修建的地緣優勢，是跨國管道建設的首選地區。但在該地區與俄羅斯談判難度較大。一是因為俄羅斯希望以國際價格向我國輸送天然氣，但以我國目前消費能力很難承受；二是近年來俄羅斯能源問題政治化的傾向十分明顯，把能源外交作為實現外交和政治目標的重要手段。這也是為什麼中俄能源項目往往進度緩慢的原因。
• l 二是亞太地區：亞太國家與我國海運暢通，雙邊貿易歷史悠久，是我國沿海地區引進LNG的重點地區之一。尤其以澳大利亞、印尼、馬來西亞、文萊的天然氣資源最為豐富。這些國家在資源上有保證，但同時出口日本和韓國兩個天然氣進口大國，因此我國需要進一步努力以合理價格簽訂更多的協議。
• l 三是中東地區：中東的伊朗和卡塔爾天然氣資源非常豐富，是我們LNG引進的主攻方向。這兩個國家天然氣儲量豐富，資源開發程度都很低，產量增長空間和出口潛力很大。伊朗正受到美國的制裁，在伊朗的石油勘探生產中沒有美國公司。另外我國和伊朗政府的關係較好，給我們提供了較好的進入機會。隨著國際天然氣供需關係的日益緊張，伊朗天然氣出口必將大幅增長。卡塔爾2018年退出OPEC，未來將專注於天然氣的生產和出口，因此對我國出口的潛力十分巨大。卡塔爾上游對外合作環境較好，產量分成合同條款可協商，勘探區塊可競標。

國內天然氣產地和消費地分離，以及天然氣進口依賴度高的特殊國情決定了我國的天然氣管道佈局，目前中國正在完善“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應”的天然氣管道格局：

國產天然氣的主體流向是“西氣東輸，就近外供”，即將新疆生產的天然氣輸送到長江三角洲及沿線地區，將川渝氣區的天然氣輸送到湖北和湖南，陝甘寧氣區的天然氣輸送到京、津、冀、魯、晉地區。“就近外供”的原則是優先供應氣田周邊地區。

進口的管道天然氣流向是“北氣南下，西氣東輸”。從西北方向進口中亞天然氣在新疆入境後，流向是“西氣東輸”；從東北方向進口天然氣經東北地區向南輸送到京、津、冀和長三角地區，流向是“北氣南下”。沿海天然氣管道建設將配合“海氣”上岸和進口液化天然氣，通過沿海天然氣主幹線供應沿海地區使用，流向是“海氣登陸”。

2.2管道建設步入快速增長期，成績顯著

2004年，中國油氣管道總里程不到3萬公里，截止2017年底油氣長輸管道總里程累計約為13.31萬千米，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7.72萬公里。經過十多年的加速建設與發展，覆蓋全中國的天然氣管網初步形成，東北、西北、西南和海上四大油氣通道戰略佈局基本完成。

目前我國的天然氣管網主要包括以下管道：西氣東輸系統、陝京管道系統、中緬天然氣管道、澀寧蘭、川氣東送、中貴聯絡線、秦沈線、永唐秦、冀寧聯絡線等幹線管道為基本骨架，接入川渝、環渤海、長三角、珠三角、中南、陝晉等區域管網。

2011以來是中國天然氣管網建設的高峰期，在此期間投產了戰略進口管道西氣東輸二線東段、中亞天然氣進口管道C段、西氣東輸三線和中緬天然氣管道，以及聯絡線和幹線配套支線、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，除了常規的國產氣和進口氣之外，近年來非常規天然氣（頁岩氣、煤制氣和煤層氣）的大力發展也拉動了非常規氣管道的建設，主要的非常規氣管道包括：

• l 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第一條煤制氣管道，於2013年8月建成投產，可將新疆伊犁地區煤制天然氣通過西二線輸往東部地區。大唐克什克騰旗煤制天然氣外輸管道是我國第二條煤制氣外輸管道。該管道由兩部分組成：克什克騰旗—古北口段由大唐國際建設，長約360km，管徑914mm，設計壓力7.8MPa，設計輸量1200萬立方米/天；古北口—高麗營段由中國石油建設，長約130km，管徑914～1016mm，設計壓力7.8～10MPa。管道於2013年11月建成投產。
• l 頁岩氣外輸管道：四川長寧地區頁岩氣管道是我國第一條頁岩氣外輸管道，管道起自宜賓市上羅鎮集氣站，止於宜賓市雙河鄉雙河集輸末站，全長93.7km，管徑457mm，設計壓力6.3MPa，輸送規模可達450萬立方米/天，於2014年4月建成投產。此後，第二條頁岩氣外輸管道——威遠頁岩氣集輸幹線和第三條頁岩氣外輸管道——涪陵—王場頁岩氣管道分別於2014年10月、2015年4月建成投產。
• l 煤層氣外輸管道：煤層氣產地主要集中於我國山西省等華北地區，目前煤層氣產量相對較低，優先滿足周邊地區消費，多餘氣量外輸。我國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35km，管徑610mm，設計壓力6.3MPa，設計輸量30億立方米/年，於2009年7月建成投產。該管道在沁水壓氣站與西氣東輸管道系統相連，將煤層氣輸往東部地區。此後，晉城—侯馬、沁水—博愛—鄭州及沁水—長治等多條煤層氣外輸管道陸續建成投產。

2.3跨境進口管道和境內長輸管道項目持續推進

根據中長期油氣管網規劃，中國將統籌考慮天然氣和LNG兩個市場，國內和國際兩種資源，管道和海運兩種方式，加快建設天然氣管網建設。未來的主要的幹線項目包括：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管徑最大、壓力最高、輸量最大、鋼級最強、涉及單位最多、國產化程度最高的天然氣管道。幹線管道起自黑龍江省黑河市，止於上海市白鶴末站，全長超過3000km，設計輸量為380億立方米/年，設計壓力12MPa，管徑1422mm。該工程將按北段（黑河—長嶺）、中段（長嶺—永清）和南段（永清—上海）分段核准、分期建設，計劃2019年10月北段投產，2020年底全線貫通。其中，黑龍江省五大連池市境內76km試驗段工程已於2017年11月建設完成；2017年12月13日，隨著黑河—長嶺段幹線管道11個標段同時開焊，中俄東線天然氣管道的建設全面加快。

• 新-粵-浙天然氣管道

中國石化新疆煤制天然氣外輸管道（新-粵-浙天然氣管道）包括1條幹線和5條支線，管道幹線起於新疆木壘首站，止於廣東省韶關末站，幹線全長4159km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量300億立方米。工程共設工藝站場58座，其中包括23座壓氣站。支線則包括準東、南疆、豫魯、贛閩浙和廣西五條，干支總線長達8280公里。

新粵浙管道總投資將達到1590億元該管道於2015年9月30日獲國家發改委核准，建設節奏按資源、市場落實程度由南向北、先東後西的進度分期實施。潛江—韶關段輸氣管道是新-粵-浙天然氣管道的末端管道，也是湖南省第一條國家幹線天然氣管道，北起湖北省潛江市，南至廣東省韶關市，途經湖北、湖南、廣東省8市，全長856km，管徑1016mm、設計壓力10MPa，設計輸量60億立方米/年，已於2017年9月26日開工建設，計劃2020年建成投產。

• l 鄂-安-滄天然氣管道

中國石化鄂爾多斯—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、匯能集團煤制氣等。管道西起陝西省神木市，東至河北省滄州市，南至中原油田文23儲氣庫，北至雄安新區，包括1條幹線和5條支線。管道全長為2293km，其中幹線管道長度881km，設計輸量300億立方米/年，設計壓力12MPa，管徑1219mm。

該項目已於2017年7月12日獲國家發改委核准，一期工程計劃於2019年建成，可將天津進口LNG、文23儲氣庫天然氣輸往雄安新區；後續工程可將內蒙古自治區、陝西、山西等地煤制氣、煤層氣等資源輸往華北地區。

• l 蒙西煤制氣外輸管道

蒙西煤制氣外輸管道是中國海油第一條跨省天然氣長輸管道，包括1條幹線、兩條注入支線和兩條分輸支線。幹線管道起自內蒙古杭錦旗首站，止於河北省黃驊末站，全長約1022km，設計輸量300億立方米/年，設計壓力12MPa，管徑1219mm。該項目已納入國家《能源發展“十三五”規劃》和沿線四省市自治區“十三五”規劃，並於2017年4月5日獲國家環保部環評批覆，於2017年7月17日通過中國海油投資決策程序。該項目將先期建設河北省和天津市境內管道，將天津市進口LNG輸往華北地區，為雄安新區清潔能源供應提供保障；後期建設山西省及內蒙古境內管道，將煤制氣、煤層氣等相關資源輸往華北地區。

• l 西氣東輸四線

西氣東輸四線起於新疆烏恰，經甘肅河西走廊，止於寧夏中衛，線路全長3123公里，其中甘肅境內1045公里，經過嘉峪關、酒泉、張掖、金昌、武威、白銀等六市12縣（區、市），路由基本與在役的西二線、西三線管道並行。管道口徑為1422毫米，設計壓力12兆帕，最大輸氣能力400億立方/年。甘肅境內六個站場與西三線站場合並建設。項目總投資677億元。計劃於2019年完成初步設計，2020年3月開工建設，2022年投產運行。

• l 西氣東輸五線

西氣東輸五線工程，起於新疆烏恰縣，終點計劃輸往江、浙一帶，管線的年輸送能力將達到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外段即為中亞天然氣管道D線。

中國-中亞天然氣管道D線設計輸量300億立方米/年，起始於土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦邊境，途經烏茲別克斯坦、塔吉克斯坦、吉爾吉斯斯坦三國，最終從南疆進入我國，與西氣東輸五線相接，建成之後將有效緩解新疆用氣緊張。管道全長1000公里，由中國石油天然氣集團與沿線國合作建設，其中塔方境內段長約410公里，在過境各國中最長。

• l 薩哈林管道

2018年俄羅斯媒體報道俄羅斯天然氣工業股份公司（Gazprom）已開始設計從薩哈林島通往中國的天然氣管道，它或將成為繼“西伯利亞力量”(中俄輸氣管線東線)後的第二條對華供氣管道。這是俄氣在落實自薩哈林島經東線對華供氣計劃方面邁出的第一步。

2.4國家管道公司成立在即，將提升天然氣輸配效率

目前油氣管網分別隸屬於“三桶油”等能源企業旗下，一定程度上不利於管網資源利用效率的提升。媒體曾報道中石油陝京四線、中海油蒙西煤制天然氣外輸管道和中國石化鄂爾多斯—安平—滄州管道，3條管道走向相似，存在氣源不足爭搶氣源的情況。

因此多年來對管網進行改革的呼聲不斷，2017年5月，國務院正式印發的《關於深化石油天然氣體制改革的若干意見》提到，在中游管輸領域，要分步推進國有大型油氣企業幹線管道獨立，實現管輸和銷售分開，實現油氣幹線管道、省內和省際管網均向第三方市場主體公平開放。

2018年12月初，重組“三桶油”管道業務併成立新公司的組建事項及組建方案，上報至國家層面等待高層批覆。此次改革方案涉及石油管道業務和天然氣管道業務，其中石油管道業務又包括原油管道和成品油管道。

2019年3月19日兩會期間，中央在全面深化改革委員會第七次會議上再次強調，要推動石油天然氣管網運營機制改革，組建國有資本控股、投資主體多元化的石油天然氣管網公司。改革方案有望於5月份之後獲知審批結果。根據彭博等媒體的報道，預計此次改革：

• l 首先將中石油、中石化、中海油旗下幹線管道資產及員工剝離，並轉移至新成立的國家管道公司，再按各自管道資產的估值釐定新公司的股權比例，預計新管網公司估值約3000億-5000億元；
• l 此次改革步伐將以穩健為主，省網和配氣網需要在“國網”改革後循序漸進地進行調整；
• l 新管網公司獲注入資產後，擬引入約50%社會資本，包括國家投資基金及民營資本，該資金將用於擴建管網；
• l 新管網公司存在獨立上市的可能性。

國家管道公司若成立將成為中國油氣體制改革的里程碑，有利於打破目前管網體系的壁壘，長遠看會促進油氣的輸配效率和銷售的提升。同時引入一定量的民營資本有利於打破壟斷，提高國有企業的運營效率，符合目前國家的混合所有制改革戰略。

三、LNG接收站：進口貿易大增促進接收站發展

3.1中國LNG進口物流體系

LNG（液化天然氣）是天然氣的液態形式。氣田生產的天然氣經過淨化處理並冷卻到零下162℃進行液化，然後用LNG運輸船實現跨洋運輸，是除管道運送天然氣之外的另一條貿易方式。

LNG的進口需要在符合條件的港口建設LNG接收站，LNG接收站主要包括LNG碼頭和LNG儲罐區，是各國儲存、裝卸進口LNG並輸送至國內的必要地面設施。LNG接收站的主要功能是將從海外船運進口的液化天然氣通過碼頭接收到儲罐中，然後通過接收站的氣化裝置，將液態的天然氣重新氣化成為氣態的天然氣，再通過外輸管道向下遊城市燃氣用戶、燃氣發電用戶和企業用戶輸送。還有一部分可以直接將儲罐中的液態天然氣重裝到液化天然氣槽車中，將液態的天然氣通過槽車運送到液化天然氣加氣車或者小型的氣化站。

國內LNG接收站主要由國內三大石油公司牽頭，會同地方的電力公司和燃氣公司共同建設，在首個LNG接收站項目中，外資持有較高的比例，第二大股東即為外資。但是，隨後的幾個LNG接收站項目，國有資本的比例高達90以上%，而且股東幾乎全是石油公司、電力公司和燃氣公司。

中國的LNG接收站廠區和泊位佈置較為規則，廠區填海明顯，泊位與護岸平行，距離儲罐較近。除中海油天津LNG接收站之外，中國大陸的LNG接收站目前全採用地上罐。目前各個接收站在容量和數量上較為接近，典型的配置為2-4個16萬立方米儲罐，尚無內航船（槽船）接收站。

目前中國的LNG接收站由國家發改委主管。中國大陸由於LNG產業發展歷史不長，因此相關的法律法規不多，其規範大多等同使用翻譯的國外標準，如GB／T20368－2006《液化天然氣（LNG）生產、儲存和裝運》（等效美國）、JTJ304－2003《液化天然氣碼頭設計規程（試行）》、SY／T6711－《液化天然氣接收站安全技術規程》。

3.2中日韓是全球LNG進口的第一梯隊

受亞太地區能源消費持續增長和管道氣不足的雙重影響，LNG貿易總量和其在整個天然氣貿易中的佔比持續增長。國際LNG進口商組織（GIIGNL）的數據顯示，LNG在全球天然氣貿易中的佔比從2001年的26%增長到2017年的34.7%。截至2017年底，全球共有19個LNG出口國和40個進口國，卡塔爾仍是全球最大的LNG出口國，2017年出口量為1034億立方米，佔比超過1/4，其次是澳大利亞和馬來西亞，分別佔總量的19.3%和9.2%。亞洲國家再次包攬2017年全球LNG進口量前三甲，日本仍是全球最大的LNG進口國，2017年進口量為1139億立方米，佔LNG貿易總量的29.2%；中國超過韓國成為第二大LNG進口國，進口量增至526億立方米，佔比為13.5%，未來有望超過日本成為第一大LNG進口國。

3.3中國LNG接收站增長迅速

中國大量地引進LNG資源需要配套建設相應規模能力的LNG接收站項目。1995年，受原國家計委的委託，中海油牽頭廣東引進LNG項目的研究工作。1999年底，國家正式批准廣東LNG試點工程總體一期項目立項，從此揭開了中國引進LNG的序幕。截止2018年底，中國共投產21座LNG接收站，總罐容910萬立方米，總接收能力接近7000萬噸。

中國已投產的21座LNG接收站分佈在沿海11個省/直轄市，其中廣東是我國接收能力最大的省份之一，截止2018年底，接收能力約1800萬噸/年。從所有權來看，中海油佔據全國總接收能力的47%，中石油佔據28%，中石化佔據13%，其餘還有申能股份、新奧集團、九豐以及廣匯能源等。

目前中國LNG接收站業務還面臨一些挑戰，主要在於在進口氣和國產氣門站價倒掛的情況下，LNG的盈利受到影響，以中石油為例，其進口LNG業務一直處於虧損狀態。這也導致了中國LNG接收站的利用率不是很高，近幾年大約在60%左右。不過我們相信隨著國內價格改革的推進、東部地區天然氣用戶對進口LNG的價格接受度會越來越高，LNG進口接收業務前景可期。

3.4關注新興物流模式對LNG接收站的影響

2018年9月25日，IDG能源投資（00650，HK）公告稱，其全資子公司與富士康旗下供應鏈管理企業準時達及管理層梅族林簽訂合資協議，成立合資公司——上海準時達能源供應鏈有限公司。根據協議，IDG能源投資、準時達及管理層將分別持有準時達能源39%、51%及10%的股權。準時達能源將提供LNG物流運輸解決方案，其中包括LNG罐箱物流業務。

目前傳統的進口LNG受制於幾個條件：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設施進口LNG，可以作為接收站進口模式的補充。2018年10月份準時達能源公司將首批LNG罐式集裝箱從加拿大溫哥華運抵上海。第一批和第二批試水測試共運輸了16個罐箱，每個罐箱17.5噸。

LNG罐箱模式跟傳統LNG接收方式相比，可以不受港口條件和LNG運輸船的約束，如果將來發展順利，將會LNG接收站形成一定的衝擊。當然相比於接收站模式，目前國內罐箱LNG發展還處於萌芽階段，其在運輸標準、運輸資質以及接收港口等方面還有一些挑戰，運輸標準方面，國內和國際還沒有完全打通，鐵路上的運輸標準和道路上的運輸標準也才開始在統一；而出口和運輸的危化品資質，如果沒有話，需要委託具有相應資質的車隊和運輸公司。

四、天然氣地下儲氣庫

4.1天然氣調峰需求缺口巨大

近年來我國天然氣消費量以年均15-20%以上的速度增長。根據國家發改委最近披露的數據，2018年中國天然氣消費2803億立方米，同比增長18%。預計2030年前中國天然氣生產、進口和消費仍處於高速增長期，到2030年天然氣需求量將達到5000億立方米左右。

我國天然氣消費結構具有明顯的淡季和旺季，跟國外相比，我國天然氣消費結構中工業、發電、交通比重偏低，民用取暖用氣消費比重大，且可中斷用戶較少，導致供暖季天然氣調峰保供壓力極大，因此建設完善的天然氣儲備和調峰設施對保障我國的能源安全至關重要。

根據歷年用氣波動情況和四大行業（城市燃氣、發電、工業、化工）用氣特點，中國石油相關單位預測，到2020年，八大地區（環渤海、中西部、西北、東北、長三角、中南、西南、東南）調峰需求佔年消費量的比例將為11%左右。從各區的調峰需求來看，受市場發育程度和氣候季節溫差的影響，環渤海、中西部、西北、東北地區調峰需求最高，尤其是環渤海地區用氣波動性更為突出，調峰需求居八大地區之首，長三角及中南地區調峰需求中等，西南及東南地區調峰需求較小，由此可見，北方採暖區調峰需求明顯高於南方地區，沿海高端消費市場地區調峰需求明顯高於內陸地區，季節性供需矛盾突出。

國家發改委2014年公佈的《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》規定：“天然氣銷售企業應當建立天然氣儲備，到2020年擁有不低於其年合同銷售量10%的工作氣量，以滿足所供應市場的季節（月）調峰以及發生天然氣供應中斷等應急狀況時的用氣要求。假設2030年我國天然氣消費量達到5000億立方米，以此計算地下儲氣庫需求超過500億立方米，目前我國的調峰能力只有100億立方，市場缺口巨大。未來10年，將是我國儲氣庫建設高峰期。

4.2儲氣庫已成為最重要的天然氣調峰手段

我國天然氣調峰方式包括地下儲氣庫調峰、氣田放大壓差調峰、LNG調峰和進口管道氣調峰。

• l 地下儲氣庫是將長輸管道輸送來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，一般建設在靠近下游天然氣用戶城市的附近。夏季市場用氣量低於管道輸氣能力時，就將富裕的氣存入儲氣庫裡。等到冬季用氣量大時，再從儲氣庫裡採出天然氣向用戶供氣。
• l 放大壓差式的氣田調峰，可能對氣田造成傷害，其調峰能力進一步擴大受到限制。在供暖季氣田調峰，長慶油田、青海油田和塔里木油田主要採用氣田放大壓差生產方式調峰，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發和經濟效益。
• l LNG調峰的成本較高。LNG接收站具有快速靈活、週轉快的特點，有著極強的應急調峰能力。但其持續調峰能力則受儲罐容量、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供氣源受制於國際LNG市場及供應能力的限制，尤其是現貨市場具有價格波動大、採購不確定性大特點，其調峰成本和安全風險較高。
• l 進口管道氣存在無序下載和違約風險。我國已形成西北、西南、東北和海上天然氣進口通道格局，2016年-2018年中亞管道出於多種原因，土庫曼斯坦單方面多次減供，加之烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦的無序下載，日減供量與合同供氣量相差2000～5000萬立方米，給西氣東輸沿線及京津冀地區調峰保供造成巨大的壓力。在未來一段時間內，違約減供和無序下載的風險依然存在。

總體來看，多類型儲氣設施並存，多渠道資源供氣是我國天然氣調峰保供的常態。國內冬季主要採用儲氣庫、氣田、進口管道氣和LNG接收站等綜合方式進行天然氣調峰，調峰能力逐年增強。數據表明，目前儲氣庫已成為我國最為重要的調峰手段。

4.3我國已掌握複雜地質條件下的儲氣庫建造技術

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

• l 枯竭油氣藏儲氣庫：枯竭油氣藏儲氣庫利用枯竭的氣層或油層而建設，是目前最常用、最經濟的一種地下儲氣形式，具有造價低、運行可靠的特點。目前全球共有此類儲氣庫逾500多座，佔地下儲氣庫總數的75%以上。
• l 含水層儲氣庫：用高壓氣體注入含水層的孔隙中將水排走，並在非滲透性的含水層蓋層下直接形成儲氣場所。含水層儲氣庫是僅次於枯竭油氣藏儲氣庫的另一種大型地下儲氣庫形式。目前全球共有逾100多座含水層儲氣庫，佔地下儲氣庫總數的15%左右。
• l 鹽穴儲氣庫：在地下鹽層中通過水溶解鹽而形成空穴，用來儲存天然氣。從規模上看，鹽穴儲氣庫的容積遠小於枯竭油氣藏儲氣庫和含水層儲氣庫，單位有效容積的造價高，成本高，而且溶鹽造穴需要花費幾年的時間。但鹽穴儲氣的優點是儲氣庫的利用率較高，注氣時間短，墊層氣用量少，需要時可以將墊層氣完全採出。目前世界上有鹽穴儲氣庫共50多座，佔地下儲氣庫總數的8%。
• l 廢棄礦坑儲氣庫：利用廢棄的符合儲氣條件的礦坑進行儲氣。目前這類儲氣庫數量較少，主要原因在於大量廢棄的礦坑技術經濟條件難以符合要求。

建庫地質條件的複雜性直接影響了儲氣庫的建設、達容達產進程，成為制約我國天然氣調峰能力迅速提升的關鍵因素。中國油氣成藏地質條件極其複雜，氣藏建儲氣庫多具有埋藏深度大、儲層物性以中低滲透率為主、流體關係複雜的特點。鹽穴建儲氣庫以陸相鹽湖沉積鹽層為主，具有夾層多、品位低的特點。複雜的建庫地質條件導致儲氣庫建設選址難、設計難、施工難、建設週期長。

受複雜成藏地質條件的影響，氣藏型儲氣庫多需經歷較長的擴容達產階段。如我國最早投運的大港儲氣庫庫群經歷14個達容週期，達產率僅60%左右；呼圖壁、相國寺、蘇橋、陝224、板南等儲氣庫已經歷3～4個注採週期，目前尚未達容達產，預計要實現達容達產至少還需要經過2～3個注採週期。

從“十二五”期間我國庫址資源篩選及評價結果來看，中國優質、大型的建庫資源主要集中在西北、西南地區和東北部分地區。東部主要建庫區的渤海灣盆地，油氣藏構造斷裂系統複雜，構造破碎，建成大規模儲氣庫的可能性較小；東部南方地區由於地質構造普查不足，基礎資料嚴重匱乏，建庫資源有限。尤其是長三角及東南沿海地區油氣藏構造少，已探明的油氣藏大都為構造破碎的斷塊小油氣藏或零散油氣藏，建庫規模非常有限。中國的鹽礦層總厚度雖大，但鹽層單層厚度小，可集中開採的鹽層厚度薄，鹽巖段內部夾層多，含鹽品位低，大大增加了建設鹽穴儲氣庫的難度。

國外儲氣庫建設歷經百年，我國儲氣庫建設經過十餘年努力攻關，剛剛進入快速發展初期。自2000年以來，針對我國天然氣儲氣庫產業和技術空白、建庫地質條件複雜、國外已有建庫技術不適應等難題，中國石油集團公司及下屬中國石油勘探開發研究院、西南油氣田等單位經過十多年自主創新攻關，已經在地下儲氣庫地質評價、鑽完井、注採工藝、地面工藝、運行保障等方面形成5項技術系列共24項核心技術，形成了具有自主知識產權的儲氣庫地質評價、工程技術、裝備製造和運行調控成套技術及標準體系，開創了我國儲氣庫工業化建設之路：

• l 首先，我國建庫過程中的鑽井深度更大，劇烈交變載荷和熱效應雙重影響對固井質量提出了更高的要求，我國研發的分別用於堵漏、鑽井和固井的3套材料體系，產品性能均優於國外同類產品。取得了單井最高日注氣量達到585萬立方米，固井質量合格率100%的應用效果。
• l 其次，更大的儲氣庫埋深要求提供更高的注採壓力，於是研製了大功率高壓往復式注氣壓縮機，在高壓43兆帕下排量達到153萬立方米/日，關鍵指標優於美國同類機型。
• l 最後，運營期間的風險管控問題，我國創新了地質體漏失風險監測、井筒和地面設施檢測評價與風險預警技術，並研發了相關核心裝備，構建了從設計、建設、運行、廢棄全生命週期儲氣庫“三位一體”完整性風險管控體系，保障了我國儲氣庫“零事故”安全運行。

上述技術成果高效支持了中國石油的24座新儲氣庫建設，刷新了地層壓力低、地層溫度高、注採井深、工作壓力高4項世界紀錄。中國石油藉助中國複雜地質條件下儲氣庫建設技術成果，在全國24個省市開展了庫址篩選評價，從191個庫址中推薦優先目標33個，其中24座儲氣庫已經建成投用，剩餘9個的建設也將得到有力支撐。

4.4中國儲氣庫發展跟歐美國家差距巨大

地下儲氣庫的歷史可以上溯到20世紀初。1915年加拿大首次在Wellland氣田建成世界上第一座地下儲氣庫。到現在，全球已建成715座地下儲氣庫，共計23007口採氣井，總工作氣量為3930億立方米，平均每小時產出2.35億立方米天然氣。這些儲氣庫分屬不同國家的逾100家公司，其中既有儲氣量超1000億立方米的天然氣上下游一體化的大型跨國公司，也有僅單純經營1～2座地下儲氣庫的小公司。

統計表明，全球地下儲氣庫平均工作氣量為5.5億立方米，工作氣量規模小於5億立方米的地下儲氣庫為549座，佔比77%；4種類型地下儲氣庫中，氣藏型地下儲氣庫工作氣量最大，約佔總工作氣量的75%，含水層型地下儲氣庫佔12%，鹽穴型地下儲氣庫佔7%，油藏型地下儲氣庫6%（圖3）。

全球95%的地下儲氣庫工作氣量主要分佈在北美、歐盟和俄羅斯等地區和國家，各國的地下儲氣庫工作氣量與管網完善程度、用戶消費結構、進口依存度密切相關，一般佔年消費量的13%～27%。全球10%左右的天然氣用氣量由地下儲氣庫供應，西歐國家和俄羅斯分別達到20%、30%。

未來10～20年，全球對地下儲氣庫調峰需求量將越來越大，地下儲氣庫數量和規模將會隨著需求量的增加不斷擴大。根據IGU預測，到2030年地下儲氣庫調峰需求量將達到5030億立方米，在現有地下儲氣庫基礎上，需要新建地下儲氣庫183座，預計需新增工作氣量1406億立方米才能滿足今後的調峰需求。

跟發達國家相比，我國的天然氣地下儲氣庫發展遠遠不足，2017年我國工作氣量只佔到天然氣消費量的4%，距離全球平均水平11.4%有較大的差距，更不用說跟西歐和俄羅斯等國家20-30%的水平相比，但這些年我國的儲氣庫建設正在加速，成績顯著。

4.5近年來中國儲氣庫發展迅速

20世紀90年代初，為確保北京、天津的安全供氣，國家開始加大力度研究建設地下儲氣庫技術。2001年，我國首次在大港油田利用枯竭凝析氣藏建成了大張坨地下儲氣庫。2005年，西氣東輸第一座鹽穴儲氣庫—金壇儲氣庫開工建設，為長三角地區調峰保供發揮了重要作用。“十一五”以來，隨著國內骨幹管網的建成投產，為滿足全國八大地區不斷增長的天然氣市場需求，中國政府積極推進地下儲氣庫建設，目前全國已建成地下儲氣庫25座（24座分佈在長江以北地區），在環渤海、長三角、西南、中西部、西北、東北和中南地區均有分佈，其中中國石油23座(鹽穴型1座，油氣藏型22座)，中國石化2座(鹽穴型1座，油氣藏型1座)，儲氣規模達400億立方米，天然氣調峰量為100億立方米。

地下儲氣庫在天然氣工業發展過程中的作用重大，依據國家總體戰略部署，中國正逐漸形成四大區域性聯網協調的儲氣庫群：東北儲氣庫群、華北儲氣庫群、長江中下游儲氣庫群和珠江三角洲儲氣庫群。根據相關規劃，未來地下儲氣庫的重點工作包括已建成儲氣庫的擴容達容，以及新建項目。預計2025年之前國家將規劃建設地下儲氣庫30座以上，可調峰總量達320億立方米。

整體來看，我國地下儲氣庫行業發展成績顯著並已掌握在複雜地質條件下的建造技術，但也存在一定的問題，主要表現在1）儲氣調峰能力現在仍然比較低；2）科學運營經驗跟國外相比還有差距；3）儲氣庫依附於管網雖有利於天然氣調峰但難於計算經濟效益。這些不足也是行業發展的方向，隨著我國天然氣需求的快速增長和體制改革的推進，相信未來我們跟歐美國家的差距將越來越小。